PRUEBAS DE TRANSFORMADORES

Pruebas Eléctricas en Transformadores

Para los transformadores de potencia existe una rutina de pruebas de mantenimiento predictivo que complementan los análisis fisicoquímicos y de cromatografía de gases que se realizan en el aceite dieléctrico aislante, estas pruebas son de tipo eléctrico y sirven para determinar si el transformador conserva sus características electromecánicas. Estas pruebas se realizan directamente sobre el transformador des-energizado con resultados inmediatos y permiten tomar decisiones sobre la necesidad de programar actividades de mantenimiento preventivo y/o correctivo antes de que ocurra una falla grave.

Análisis Cromatográfico
Los equipos eléctricos inmersos en aceite aislante como los transformadores de potencia, poseen en su constitución un conjunto de materiales que son en su mayoría compuestos orgánicos, estos materiales sometidos a defectos y/o fallas (térmicas, eléctricas o mecánicas) se descomponen formando gases. Así mismo, el análisis de estos gases permite identificar la ocurrencia del defecto y/o fallas asociadas a los materiales dieléctricos, y permite determinar la condición de operación del equipo.

La cromatografía es una técnica de análisis de gas, capaz de procesar pequeñas muestras con gran sensibilidad y precisión, constituyéndose en un instrumento poderoso para la identificación de una falla incipiente. Mediante este análisis se detectan fallas incipientes o avanzadas como descargas internas, efectos corona y sobrecalentamientos del aceite o de la celulosa, esto con base en la presencia de gases combustibles tales como Hidrógeno, Monóxido de Carbono, Metano, Etileno, Acetileno y otros como Dióxido de Carbono, etano y oxígeno, que no pueden detectarse en un análisis fisicoquímico de aceite dieléctrico..

La cromatografía de gases permite programar con anticipación la salida de servicio de una unidad para inspección interna si fuere necesario y así evitar una falla inesperada del transformador.

Análisis Dieléctrico y Físico En un transformador de potencia, el conjunto papel y aceite dieléctrico es la base de sus sistema de aislamiento. El papel es el aislamiento primario y el aceite es utilizado para protegerlo e incrementar su resistencia mecánica y rigidez dieléctrica, sin embargo, los ácidos generados en el proceso de envejecimiento del aceite aislante actúan como catalizadores en el envejecimiento del papel. Un programa de mantenimiento debe estar encaminado a controlar los factores que influyen en el envejecimiento del transformador, pues dicho fenómeno no puede ser eliminado, tan solo puede ser controlado. Entre mejor es el control de factores que causan el envejecimiento del papel, más larga será la vida del transformador.

El análisis fisicoquímico del aceite dieléctrico de los transformadores de potencia, consiste en la toma de una muestra para su posterior análisis en un laboratorio acreditado, que permita diagnosticar el estado del sistema de aislamiento papel-aceite a nivel de presencia de productos de oxidación y contenido de agua que puedan poner en riesgo la seguridad eléctrica del transformador.

La visita para la toma de la muestra de aceite para su análisis, es aprovechada para realizar una inspección visual externa del transformador y determinar el estado de la cuba principal, del tanque de expansión, de los aisladores, de los empaques, del nivel de aceite, del indicador de sílica-gel y de los accesorios, para con ello evaluar la presencia de fugas de aceite y establecer la necesidad de pintura.

Con los resultados obtenidos del diagnóstico del aceite dieléctrico y de la inspección externa de cada transformador se elabora un informe en donde se indica el procedimiento más adecuado de mantenimiento a seguir.
Inspección Termográfica La inspección termográfica es un análisis instrumental para definir y precisar las condiciones específicas de un equipo y sus partes, a través del comportamiento de las temperaturas de operación. Esta es una prueba no destructiva que permite mediante la implementación de un programa semestral o anual de inspecciones, minimizar la probabilidad de daños de consideración que involucren fallas eléctricas, cortes de energía, parada de máquinas y/o pérdidas de producción, a la vez representa una herramienta para el control de calidad de las reparaciones que se realicen en sistemas eléctricos y mecánicos.

El informe resultante de una inspección termográfica incluye la descripción de los equipos o elementos que están operando en condiciones anormales de temperatura, una imagen digital y térmica de su ubicación denominada ‘termograma’, en la que se incluye el cuadro de temperaturas de referencia, la clasificación del tipo de falla si aplica, las recomendaciones a seguir para eliminarla, y adicionalmente si se tiene el historial se entregarían las curvas de tendencia.

Pruebas de TTR en Transformadores
La razón entre el número de vueltas de las bobinas de alta tensión y las de baja tensión de un transformador se conoce como “la relación de vueltas de un transformador”. Los medidores de razón de transformación, más conocidos como TTR, nos dan la lectura de la relación de vueltas y las corrientes de excitación de los bobinados de un transformador de potencia, potencial o transformador de corriente. De inmediato surge la pregunta ¿Por qué realizar pruebas de TTR? En primer lugar, las pruebas de la relación de vueltas sirven para confirmar la relación de transformación y polaridad de transformadores nuevos y usados e identificar desviaciones en las lecturas de la relación de vueltas, indicando problemas en uno o ambos bobinados o en el circuito magnético del núcleo. Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (taps) para modificar su relación de voltaje, la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o porcentaje de voltaje nominal al que está referido. La relación de transformación de estos transformadores se deberá determinar para todos los taps y para todo el devanado. Para la medición con el TTR, se debe seguir el circuito básico de la figura 1: cuando el detector DET está en balance, la relación de transformación es igual a R/R1.

Figura 1.

La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser de ± 0,5% en todas sus derivaciones.
El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación de transformación está elaborado en base a los datos del reporte del cual se compone la "hoja de campo de pruebas a transformadores". Posteriormente, para el análisis de los resultados se presenta una tabla que contenga de manera resumida si el transformador cumple o no con la norma respecto a la prueba de relación de transformación. Prestación de un equipo TTR de última generación Un TTR de última generación nos ayuda a identificar: •Espiras cortocircuitadas •Circuitos abiertos •Conexiones incorrectas •Fallas internas o defectos en el valor de la relación de vueltas de los cambiadores de tap, así como en transformadores. •Problemas en los bobinados y en el núcleo, como parte de un programa de mantenimiento regular. Tipos de TTR En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos y trifásicos. Algunos fabricantes ofrecen TTR monofásicos que son capaces de medir por fase la relación de vueltas, corriente de excitación, desviación de fase, resistencia de los enrollamientos "X" & "H" y polaridad de la conexión de los enrollamientos "X" & "H" de transformadores de distribución y corriente, así como también de reguladores de tensión. Asimismo, los TTR trifásicos automáticos están diseñados para medir la relación entre el número de espiras del secundario y del primario en forma simultánea en las tres fases de transformadores de potencia, instrumentación y distribución en subestaciones o fábricas. Características destacables •Estos equipos son totalmente automáticos, fáciles de usar, portátiles, robustos y livianos (7 kg en el modelo trifásico). •Funcionan a batería recargable, con función de economía y apagado de seguridad. El modelo trifásico incorpora un inversor. •Verifican relación de transformación, desplazamiento de fase, corriente de excitación, acoplamiento, resistencia del devanado y polaridad. •Poseen tres normas seleccionables por el operador: ANSI, IEC y Australiana. También cumplen con los requisitos IEC1010, CE e IP54para protección contra la entrada de polvo y agua.

Pruebas de Resistencia de Aislamiento (Megger)

OBJETIVO.

Verificar que los aislamientos del transformador bajo prueba cumplen con la resistencia mínima soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de comprobar la no inadecuada conexión entre sus devanados y tierra para avalar un buen diseño del producto y que no exista defectos en el mismo.

INSTRUMENTOS DE MEDICION Los instrumentos de medición que se emplearán en esta prueba dependen del grado de exactitud de la lectura de la resistencia de aislamiento que se quiera conocer.

NORMAS DE REFERENCIA.

Las presentes especificaciones están referidas a lo estipulado en las normas:

IEEE C57.12.90-1993 "IEEE Standard test code for liquid - inmersed distribución, power, and regulating transformers and IEEE guide for short - circuit testing of distribution and power transformers".
IEEE 43-1974

METODO DE PRUEBA.

El método de prueba de la resistencia de aislamiento de un transformador es el de medición directa con el instrumento de medición (Megger).

PROCEDIMIENTO.

El significado de la resistencia de aislamiento generalmente requiere de cierta interpretación y depende básicamente del diseño, sequedad y limpieza de los aislantes que envuelven al transformador. El procedimiento de prueba para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador está descrito en la norma IEEE C57.12.90 y contiene básicamente los siguientes puntos claves:

La temperatura de los devanados y del líquido aislante deben estar cercanos a 20° C.
Todos los devanados deben estar inmersos en el mismo líquido aislante.
Todos los devanados deben de estar cortocircuitados.
Todas las boquillas del transformador deben estar en su lugar.
Todas las terminales que no se consideran en la prueba así como la carcasa y el tanque deberán conectarse a tierra mientras se aplique el voltaje de prueba.

Deben seguirse las indicaciones de cada instrumento de medición dependiendo del que se trate teniéndose como mínimas las siguientes:

Megger analógico. Primeramente se debe seleccionar el voltaje de prueba de acuerdo a la tabla 1 que son las recomendaciones del fabricante ya que no se cuenta con normas publicadas que contengan una especificación más detallada:
Como una regla general, el voltaje de prueba debe ser aplicado hasta que se registre una lectura que no cambie en un margen de 15 segundos o la lectura final que observa en el transcurso de 60 segundos. En circuitos capacitivos se deberá ejercer la tensión de prueba por un minuto o más si es necesario completar la carga de la muestra. La norma IEEE 43-1974 marca que es imposible de especificar el valor de la resistencia de aislamiento que debe ser medida para la cual un devanado fallará eléctricamente, pero en motores las lecturas mínimas generalmente figuran en 2 MW para tensiones nominales de hasta 460 V.

La figura 1 muestra el diagrama elemental de conexiones del Megger analógico, donde el devanado bajo prueba puede ser cualquiera de los ya mencionados antes. Una vez terminadas las conexiones se debe girar la palanca a una velocidad tal que la aguja del instrumento se estabilice y se encienda el led de color verde y tomar la lectura. Si el led de color rojo se enciende significa que el valor medido se deberá multiplicar por 10.

El voltaje aplicado para la medición de la resistencia de aislamiento a tierra deberá ser incrementado en un tiempo no mayor a 15 segundos y después de ser retenido en su valor de prueba durante un minuto y se deberá reducir gradualmente en no más de 5 segundos a un valor de un cuarto o menos del valor máximo que se haya registrado.

Las pruebas de resistencia de aislamiento deberán realizarse con los circuitos de igual voltaje conectados entre sí y los circuitos de diferente voltaje deberán ser probados por separado, por ejemplo:

Alta tensión vs. Baja tensión
Alta tensión vs. Tierra
Baja tensión vs. Tierra
Neutro vs. Tierra (En el caso de que el neutro no esté conectado directamente a tierra)

Esta prueba se realiza con la finalidad de incrementar la exactitud del estado de prueba de los aislamientos de un transformador, y en el caso de que no sea suficiente con la prueba de resistencia de aislamiento, se recomienda la prueba de índice de polarización y prueba de índice de absorción

La prueba debe ser interrumpida inmediatamente si la lectura de la corriente comienza a incrementarse sin estabilizarse.

Podrían presentarse descargas parciales durante las pruebas de resistencia de aislamiento que puedan causar al transformador bajo prueba y también arrojar resultados erróneos en los valores de las lecturas de medición, para este caso se deberá hacer una pausa y continuar posteriormente con la prueba.

Después de que la prueba haya sido completada se deberán aterrizar por un periodo de tiempo suficiente para liberar cualquier carga que haya quedado atrapada.

CRITERIOS DE APROBACIÓN.

No hay una buena cifra para determinar si una lectura de una resistencia de aislamiento es buena o mala, pero una buena guía es la de considerar 1 MW por cada 1000 Volts de prueba aplicados como una cifra mínima. Esto es aplicable a motores y transformadores.