Resumen Ensayos Eléctricos Transformadores de Potencia
Partes y accesorios del transformador:
Matriz de diagnóstico de pruebas eléctricas según TB445 de CIGRE.
En lo que refiere a los ensayos, el TB 445 realiza una clasificación por categoría. Distingue seis
tipos de problemas típicos que pueden ser detectados a través de los ensayos eléctricos básicos
y avanzados, y el análisis de gases disueltos (DGA). A través de una matriz establece qué ensayos
pueden ser útiles para detectar cada uno de estos problemas. En la tabla II se presenta dicha
matriz considerando únicamente los ensayos eléctricos básicos. Dicha matriz permite saber qué
pruebas realizar para detectar cada tipo de problemas. De la misma forma, determina qué
problemas se detectan con cada prueba. Por ejemplo, establece que si se desea detectar
defectos en el circuito magnético se pueden realizar las pruebas de corriente de excitación,
capacitancia y factor de disipación. Alternativamente, propone que la prueba de resistencia de
aislamiento es válida para detectar problemas en los aislamientos tanto de los bobinados,
bushings y conmutador, como del circuito magnético.
Clasificación de ensayos según IEEE C57.152
A diferencia del TB 445, el documento de IEEE propone dividir al transformador según las partes
que lo componen, y en base a esa clasificación determina cuáles son los ensayos que se pueden
realizar para evaluar cada componente.
Las partes del transformador discriminadas en dicha clasificación son: bobinados (incluido su
aislamiento), bushings, aislamiento líquido, conmutadores, núcleo, tanques y dispositivos
asociados, y transformadores de corriente. Esta norma, además de transformadores de potencia
incluye en sus recomendaciones a los reactores y los reguladores. A modo de ejemplo, en la Tabla
III se muestran los ensayos propuestos para realizar un diagnóstico de la condición de los
bobinados, tanto de transformadores como de reactores y reguladores.
Según IEEE C57.152
La tabla 1 es una recopilación de las pruebas de mantenimiento recomendadas, requeridas y
opcionales típicamente realizadas en transformadores llenos de aceite durante sus
comisionamientos, durante tiempo de servicio y posterior a disparos por protecciones causados
por fallas en el sistema o fallas internas.
Pruebas
de Transformador de potencia inmerso en aceite
Mantenimiento
Comisionamiento En servicio
Posterior
a
disparo
por
protección
debido a falla
en el sistema
Tanque Principal
Presión
de Opcional
Opcional
Opcional
tanque
Prueba núcleo a Recomendado
Requerida
Requerida
tierra
según
los según
los
resultados de la resultados de la
prueba REC
prueba REC
Prueba
de Recomendado
Recomendado
Requerida
calidad
de
según
los
líquido aislante y
resultados de la
análisis de gases
prueba REC
disueltos (DGA)
Prueba
de Opcional
Opcional
Opcional
Furano
Vacío
Recomendado
Opcional
Opcional
Resistencia de Recomendado
Requerida
Requerida
aislamiento
según
los según
los
resultados de la resultados de la
prueba REC
prueba REC
Resistencia de Recomendado
Requerida
Requerida
devanado
según
los según
los
resultados de la resultados de la
prueba REC
prueba REC
Relación
de Recomendado
Requerida
Requerida
transformación
según
los según
los
(DETC
Tapsresultados de la resultados de la
cambiador
de
prueba REC
prueba REC
tomas sin carga)
Corriente
de Recomendado
Requerida
Requerida
excitación
según
los según
los
resultados de la resultados de la
prueba REC
prueba REC
Factor
de Recomendado
Requerida
Requerida
potencia / Tan
según
los según
los
Delta
resultados de la resultados de la
prueba REC
prueba REC
Descarga parcial Opcional
Opcional
Opcional
Posterior
a
disparo
por
protección
debido a falla
interna
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Opcional
Voltaje Inducido Opcional
Análisis
de Recomendado
respuesta
en
frecuencia
Respuesta
de
frecuencia
dieléctrica
Infrarrojo
Bushing
Resistencia de
contacto
Infrarrojo
Factor
de
potencia / Tan
Delta
Opcional
Opcional
Requerida
según
los
resultados de la
prueba REC
Opcional
Opcional
Opcional
Requerida
Recomendado
según
los
resultados de la
prueba REC
Opcional
Opcional
No aplica
Recomendado
No aplica
No aplica
Opcional
No aplica
No aplica
Opcional
No aplica
Recomendado
Recomendado
Recomendado
No aplica
No aplica
Requerida
Recomendado
según
los
resultados de la
prueba REC
Continuidad
Recomendado
No aplica
No aplica
Recomendado
Cambiador de tomas bajo carga (OLTC) y cambiador de tomas sin carga (DETC)
Prueba
de Recomendado
Recomendado
Requerida
Recomendado
calidad de aceite
según
los
aislante y DGA
resultados de la
para el OLTC
prueba REC
Continuidad de Recomendado
Requerida
Requerida
Recomendado
contactos para el
según
los según
los
OLTC
resultados de la resultados de la
prueba REC
prueba REC
Infrarrojos para No aplica
Recomendado
No aplica
No aplica
el OLTC
Análisis
de Recomendado
Requerida
Requerida
Recomendado
corriente
del
según
los según
los
motor para el
resultados de la resultados de la
OLTC
prueba REC
prueba REC
Medidas
de Opcional
Opcional
Opcional
Opcional
vibración
y
acústica para el
OLTC
Pruebas
de Opcional
Opcional
Opcional
Opcional
voltaje dinámico
para el OLTC
Equipos auxiliares
Calibración de de Recomendado
Recomendado
Opcional
Recomendado
indicadores de
nivel
y
temperatura
Calibración del Recomendado
Recomendado
Opcional
Recomendado
relé de presión
de gases
Ventilación de Recomendado
Recomendado
Opcional
Recomendado
alivio de presión
Control de los
ventiladores
Control de las
bombas
de
aceite
Pararrayos
Transformadores
de corriente de
los bushing
Recomendado
Recomendado
Opcional
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Opcional
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Recomendado
Requerida
según
los
resultados de la
prueba REC
Recomendado
Requerida
según
los
resultados de la
prueba REC
Recomendado
Requerida
según
los
resultados de la
prueba REC
Pruebas en aceite de transformadores:
El método recomendado para determinar el voltaje de ruptura dieléctrica del líquido aislante
(ASTM D1816 [B13]) utiliza electrodos con tapa esférica del tipo Verband Deutscher
Elektroechniker (VDE) en su celda de prueba. La contaminación y los productos de deterioro
generalmente reducen la rigidez dieléctrica del líquido aislante. El voltaje de ruptura dieléctrica
del líquido aislante indica la capacidad del líquido aislante para resistir la tensión eléctrica sin
fallar. Las altas resistencias dieléctricas no indican la ausencia de contaminantes. No debería
existir una correlación directa entre una determinada tensión de ruptura y un fallo, excepto en
casos extremos. Esta prueba puede realizarse satisfactoriamente en el campo, pero es más
controlable en un ambiente de laboratorio. Se debe realizar una prueba visual para verificar
que la muestra no contiene agua libre o burbujas de aire causadas por la agitación durante el
transporte.
Gases Disueltos
The dissolved gas test (ASTM D3612 [B15]) determines the dissolved gas components in
service-aged insulating liquid. This test should be used to determine the amount of specific
gases generated by a liquid-filled in-service transformer. Certain combinations and
quantities of these generated gases are frequently the first indication of a possible
malfunction that may eventually lead to failure if not corrected. Arcing, PD, low-energy
sparking, severe overloading, and overheating in the insulation system are some of the
mechanisms that can result in chemical decomposition of the insulating materials and the
formation of various combustible and noncombustible gases dissolved in the insulating liquid.
Normal operation may also result in the formation of some gases, but not to the same extent
as when a malfunction exists.
Winding resistance:
-
-
-
Generalmente la prueba es realizada para determinar evidencias de desplazamiento
físico en las bobinas, conexiones sueltas, vueltas cortocircuitadas y defectos de
aislamiento. Normalmente esta prueba se realiza de ultima para evitar afectar a las
otras pruebas por efectos de magnetismo.
Los resultados son usualmente interpretados mediante una comparación de las
medidas realizadas en cada fase o en una conexión en estrella o por par de terminales
en conexión en delta. De igual manera se puede comparar con valores previos
obtenidos en fábrica.
La resistencia entre fases debería eser entyre 2% a 5%
Ratio/polarity/pase relation
-
-
Los resultados de la prueba relación de transformación y polaridad son valores
absolutos y deberían ser comparados con las especificaciones de la placa de datos del
fabricante.
Durante comisionamiento en campo, si el transformador tiene cambiador de tomas, la
relación de voltaje debe ser determinada para cada una de las posiciones.
La tolerancia de la relación de transformación debe estar entre 0.5% de los datos
mostrados en la placa de datos.
-
La prueba detecta cortocircuitos entre espiras
Corriente de excitación.
-
-
La prueba es también conocida como Prueba de Excitación Monofásica.
Se realiza en campo como prueba de diagnóstico para monitorear características de
circuito abierto en los devanados del transformador.
Puede ser muy útil para detectar defectos como devanados paralelos con diferente
relación de vueltas.
La prueba puede verse afectada por un magnetismo del núcleo.
Durante la prueba, los terminales del devanado aterrados normalmente cuando el
transformador se encuentra en servicio, también deben ser conectados a tierra,
excepto por el devanado energizado para la prueba, por ejemplo, en un transformador
estrella-estrella, el neutro del devanado energizado para la prueba será conectado al
cable de retorno del circuito de medida, mientras que el neutro del otro devanado
será conectado a tierra.
Los resultados de la prueba se comparan con pruebas previas o con transformadores
de características similares.
Prueba de impedancia de cortocircuito (reactancia de fuga).
Durante toda la vida útil del transformador, este puede verse sometido a grandes corrientes a
través de sus devanados en virtud a diversos factores como: fallas externas, fallas internas,
corrientes de arranque, sobrecargas, sobre tensiones, entre otras. Estas corrientes tienen un
efecto electro mecánico en el transformador que puede generar deformaciones radiales o
axiales en los bobinados, debilitando los espaciadores y estructuras que mantienen la
integridad y forma de los mismos; si bien es cierto, un transformador en este estado puede
operar sin ningún problema, pero, la condición de deformación y debilidad en su estructura, lo
vuelve vulnerable a que pueda colapsar totalmente en el momento en que una corriente de
gran magnitud ocurra en el sistema, ocurriendo una falla interna por cortocircuito entre
devanados o a tierra y, por lo tanto, llevando a la salida de servicio el equipo generando así,
grandes costos de reparación
La prueba de impedancia de corto circuito, también conocida como reactancia de fuga (parte
imaginaria de la impedancia de corto circuito), consiste en medir la impedancia generada con
el devanado secundario del transformador en corto circuito aplicando una determinada
corriente fase por fase en el devanado primario. Con cada corriente aplicada se mide la tensión
generada y finalmente se calcula la impedancia de cortocircuito con los 3 valores
(transformador trifásico) o un único valor (transformador monofásico) obtenidos(s). Es
importante tener en cuenta que esta prueba es sensible a los cambios geométricos que
pueden tener los devanados, ya que mide la resistencia del cobre y la inductancia de fuga
(impedancia).
Los valores de impedancia de corto circuito obtenidos, se deben comparar con los datos de
placa del transformador y/o protocolos de fábrica y pruebas anteriores; de acuerdo al estándar
IEEE C57.152 y CIGRE 445. Los resultados obtenidos con desviaciones inferiores a ±2% no se
suelen ser significativos y desviaciones mayores ±3% deben investigarse y evaluarse en
conjunto con otras pruebas como SFRA o capacitancia y DF.
La prueba equivalente trifásica funciona tanto para devanados configurados en triángulo como
en estrella. En ambos casos no se utilizan los terminales neutros. Los tres terminales del
pasatapas del lado BT o del lado de línea están cortocircuitados entre sí. Los cortocircuitos
deben tener un tamaño adecuado, superior al No. 1 AWG, para que los resultados de las
pruebas no se vean afectados negativamente por la resistencia creada por los conductores
pequeños. Los cortocircuitos deben ser lo más cortos posible. Los contactos deben estar
limpios y apretados. Se toman tres conjuntos de lecturas en los tres pares de terminales de
casquillo que corresponden a las tres patas de los devanados del transformador. Para una
configuración en delta o en estrella, esto normalmente sería de H1 a H2, de H2 a H3 y de H3 a
H1.
Un cambio en la impedancia de cortocircuito del transformador indica un posible movimiento
del devanado. Dado que la precisión general de la medición no es mejor que el 1%, al utilizar
medidores con una precisión del 0,5%, los cambios de ±2% de la impedancia de cortocircuito
generalmente no se consideran significativos. Los cambios superiores al ±3% de la impedancia
de cortocircuito deben considerarse significativos. Por ejemplo, un cambio de impedancia de
cortocircuito del 5,0% al 5,4% debe considerarse significativo ya que indica un cambio del 8%.
Para obtener más información sobre pruebas de impedancia, consulte IEEE Std C57.12.90.
Resistencia de aislamiento
Las pruebas de resistencia de aislamiento son realizadas para determinar resistencia de
aislamiento de devanados individuales a tierra o entre devanados. Comúnmente es medida en
megaohms o puede ser calculada.
La practica recomendada para medir la resistencia de aislamiento es siempre conectar a tierra
el tanque (y el núcleo), cortocircuitar cada devanado del transformador mediante los bushing.
Posteriormente la prueba es realizada entre cada devanado y los otros devanados conectados
a tierra.
Los devanados nunca se dejan flotando para medidas de resistencia de aislamiento.
Tipos de conexiones para las pruebas:
Las pruebas NUNCA deben realizarse bajo condición de vacío.
Luego de terminar la prueba, los terminales deben ser conectados a tierra por tiempo
suficiente para descargar correctamente (hay equipos de prueba que descargan directamente)
Una resistencia de aislamiento de cero o de bajo valor, indica un devanado a tierra,
cortocircuito entre devanados, trazas de carbón pesado. Estas posibilidades deberían ser
confirmadas mediante pruebas adicionales como índice de polarización, Factor de Potencia, o
contenido de humedad en el aceite.
Prueba de índice de polarización (parte de la prueba de resistencia de aislamiento).
El índice de polarización es el promedio de la resistencia de aislamiento entre el valor medido
a los 10 minutos y el valor medido al minuto 1 con voltaje constante.
La corriente total desarrollada al aplicar un voltaje de CC en estado estacionario se compone
de los siguientes tres componentes: ç
-
Corriente de carga: Debido a la capacitancia del aislamiento medido. Esta corriente cae
de un valor máximo a cero muy rápidamente.
Corriente de absorción: debido al cambio de carga molecular en el aislamiento. Esta
corriente transitoria decae hasta cero más lentamente.
Corriente de fuga: que es la verdadera corriente de conducción del aislamiento. La
corriente de fuga varía con el voltaje de prueba. También puede tener un componente
debido a la fuga superficial que se debe especialmente a la contaminación superficial.
Dado que la corriente de fuga aumenta a un ritmo más rápido con la humedad presente
que con la corriente de absorción, las lecturas de megaohmios no aumentan con el tiempo
tan rápido con un aislamiento en malas condiciones como con un aislamiento en buenas
condiciones. Esto da como resultado un índice de polarización más bajo. Una ventaja de la
relación de índice es que todas las variables que pueden afectar una sola lectura de
megaohmios, como la temperatura y la humedad, son esencialmente las mismas para las
lecturas de 1 min y 10 min.
Indice de polarización: Lectura de resistencia de aislamiento a 10 minutos / lectura de
resistencia de aislamiento a 1 minuto.
Los siguientes valores son una guía para evaluar el aislamiento del transformador usando
valores de índice de polarización:
Menor a 1.0: Peligroso
De 1.0 a 1.1: Pobre
De 1.1 a 1.25: Cuestionable
1.25 a 2.0: Aceptable
Mayor a 2.0: Bueno
El índice de polarización no debe ser usado para analizar el aislamiento de transformadores de
potencia nuevos.
El índice de polarización para aislamientos líquidos siempre es cercano a 1. Por lo tanto, el
índice de polarización para transformadores con líquidos de baja conductividad (e.g, aceite de
minera nuevo) puede ser bajo, pero con buena condición de aislamiento.
Prueba de factor de disipación y capacitancia (Factor de Potencia).
La prueba de factor de disipación va mano a mano con la prueba de capacitancia. Para
propósitos de discusión, ambas pruebas de factor de disipación y factor de potencia se
consideran funcionalmente equivalentes, sin embargo, hay diferencias en los cálculos de
ambas pruebas. típicamente análisis de aceite usa el término factor de disipación, mientras
que las pruebas eléctricas al menos en norte América lo llaman factor de potencia. Se debe
tener en cuenta que tan-delta es también otra forma común de referirse a las funcionalidades
equivalentes de estas pruebas. Para la mayoría de los transformadores, Factor de Potencia,
Factor de Disipación y Tan-Delta tienen el mismo valor calculado hasta de dos dígitos
significantes para la mayoría de sistemas de aislamiento por debajo de 10% Factor de Potencia
y por lo tanto, puede ser usado de manera intercambiable.
El factor de potencia ha sido conocido por largo tiempo como uno de los métodos mas
efectivos de evaluar la condición general de un transformador y se centra a un programa de
mantenimiento basado en la condición del transformador.
La prueba de factor de potencia puede ayudar a determinar si el nivel de contaminación está
por encima de los valores de riesgo estándar o si hay una posibilidad de daño mecánico debido
a un movimiento de la bobina. El factor de potencia por si mismo es uno de los métodos que
lidera la detección de humedad y contaminación en el transformador, pero también puede ser
influenciado por la condición del bushing y temperatura de ambiente. La medida de
capacitancia puede ayudar a juzgar si ha habido un movimiento fuerte de la bobina o si las
capas de aislamiento han sido dañadas.
Prueba de voltaje inducido.
La prueba permite verificar que el aislamiento en el transformador se encuentra en condición
aceptable y puede soportar condiciones normales de servicio. En las pruebas realizadas en
fábrica, la prueba de voltaje inducido es la ultima prueba dieléctrica y es usada para confirmar
que el transformador ha pasado todas las otras pruebas y para confirmar que no hay
problemas dieléctricos ocultos o fallas que no fueron detectadas en pruebas previas. Por lo
tanto, los resultados exitosos de esta prueba dan la seguridad de que el transformador puede
ser energizado sin un riesgo significante de falla.
Esta prueba es recomendada para los siguientes casos cuando ninguna otra prueba de campo
de rutina da la confianza de que el transformador se encuentra listo para entrar en servicio:
-
Prueba en sitio luego de reparación o fabricación.
Para identificación de falla.
Cuando los resultados del DGA indica posible PD (Gas H2 como indicador para
transformadores sellados herméticamente, no transformadores de respiración libre).
-
Si el transformador puede estar contaminado.
Luego de falla de componentes (bushing, bombas, cambiador de tomas)
Luego de posibles daños en el transporte evidenciado por la lectura del registrador de
impactos o prueba de diagnóstico (FRA)
Cuando sonidos inusuales son detectados en el interior del transformador.
Cuando la protección del transformador dispara, especialmente cuando los equipos de
protección (relé de presión súbita, relés diferenciales, etc) han operado.
Cuando alguna otra información de pruebas dieléctricas, como factor de potencia o
DFR, resistencia de aislamiento o calidad del liquido aislante indican algun problema.
La prueba de voltaje inducido es realizada a una frecuencia superior a la frecuencia nominal
para evitar sobre excitación del núcleo cuando un voltaje superior anormal es usado.