PRUEBAS DE RUTINA A

TRANSFORMADORES
Durante el servicio de mantenimiento
programado se realizan 3 (tres) pruebas eléctricas
de rutina a los transformadores de distribución
como son:
Resistencia de aislamiento (MEGGER)
Resistencia de contactos (DUCTER)
Relación de transformación (TTR)
Las cuales son básicas, existen pruebas
adicionales como son:
Factor de potencia, Análisis de respuesta a la
frecuencia (FRA), corriente de excitación,
verificación de impedancia, reactancia de
dispersión entre otras las cuales se realizan por
alcance solicitado.
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.
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.
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.
Esta prueba al aceite es una de las más frecuentes, ya que al
conocer la tensión de ruptura que un aceite soporta es mucho
más valioso, además, esta prueba revela cualitativamente la
resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la
corriente y el grado de humedad, suciedad y sólidos
conductores en suspensión.
Como es sabido en los transformadores sumergidos en aceite,
éste hace dos funciones: de refrigerante y de aislante.
En cuanto a la función de aislante, es necesario determinar la
rigidez dieléctrica del aceite, para lo cual se emplea un equipo
probador que se le conoce como probeta y que en cuyo
interior tiene dos electrodos calibrados, a los cuales se les
aplica un potencial variable que provoca que al llegar a cierto
valor dicho potencial se rompa el dieléctrico del aceite y se
registre dicho valor de tensión aplicada.
La prueba se puede realizar con electrodos planos o semiesféricos
y cuyo diámetro y separación esta normalizado de acuerdo al tipo
de prueba.
Para electrodos semiesféricos la separación es de 1.016 mm y para
planos de 2.54 mm
Los electrodos y la probeta deben limpiarse perfectamente de
preferencia enjuagándolos con gasolina, bencina o algún solvente
adecuado, libre de toda humedad. Hasta que se encuentren libres
de fibras o bien deberá lavarse la copa previamente con el mismo
aceite que se va a probar. El aceite se debe tomar de la parte
inferior del transformador (ya que es la parte donde posiblemente
tenga mayor número de impurezas el mismo). La evaporación de
la gasolina de los electrodos puede enfriarlos lo suficiente para
que haya una condensación de humedad en la superficie. Por esta
razón después del enjuague final con gasolina, la copa debe
llenarse inmediatamente con el aceite a probar.
La temperatura de la copa de prueba y del aceite
cuando se esté probando debe ser igual a la del
ambiente, a fin de reducir al mínimo la absorción
de humedad.
La temperatura ambiente no debe ser menor de
20°C.
La mayoría de los equipos que se tienen son de
electrodos planos, por lo que la descripción se
hará tomando de base este tipo de electrodos.
 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.
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 liquido aislante.
Todos los devanados deben de estar cortocircuitados.
Todas las boquillas del transformador deben estar en
su lugar.
Conexiones del Megger analógico para la
medición de la
resistencia de aislamiento de un
transformador.
Los sistemas de puesta a tierra permiten una conexión
adecuada del neutro del sistema al potencial de tierra.
Durante una falla monofásica, la corriente de falla
vuelve al neutro a través del sistema de puesta a tierra
que idealmente tiene la menor carga óhmica posible.
Esta corriente provoca un aumento de potencial de todo
el sistema de puesta a tierra hacia el potencial de tierra
global.
Las normas correspondientes IN VDE 0101, CENELEC
HD637S1, IEEE norma 80-2000 e IEEE norma 81-1983
definen valores máximos para el aumento de potencial
que dependen de la duración máxima de la falla
monofásica del sistema.
Estas normas también mencionan las limitaciones
de la tensión máxima permitida de paso y
contacto en y alrededor de la subestación. Las
fallas monofásicas pueden tener consecuencias
perjudiciales o incluso letales, por ejemplo, para
las personas y los animales, cuando se superan las
tensiones máximas permitidas de paso y contacto.
 TAREAS DEL MANTENIMIENTO
Aunque cada instalación tiene características distintas a continuación se presentan
las habituales o las cuales se deben cumplir en la norma.
Desconectar el equipo del red tomando las medidas necesarias.
Comprobación del sistema de seguridad por sobre temperatura.
Comprobación del sistema de seguridad por sobre tensión en el transformador.
Comprobación de los sistemas de sobre corriente y fuga a tierra
Comprobación resto de indicadores
Comprobación del nivel de aceite, así como posibles fugas.
Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite
Comprobación, limpieza y ajuste de todas las conexiones eléctricas, fijaciones,
soportes, guías y ruedas, etc.
Comprobación y limpieza de los aisladores
Comprobación en su caso del funcionamiento de los ventiladores
Limpieza y pintado del chasis, carcasas, depósito y demás elementos externos del
transformador susceptibles de óxido o deterioro.
Pruebas de medición de resistencia óhmica de los devanados.
Relación de transformación.
Polaridad, desplazamiento angular y secuencia de fases.
Pérdidas en vacío y corriente de excitación a tensión nominal.
Tensión de impedancia y pérdidas debidas a la carga en la
tensión nominal.
Pruebas dieléctricas:
Tensión aplicada
Tensión inducida
Resistencia de aislamiento
Los transformadores secos se destacan, pues son
ecológicamente insuperables, debido a la total
ausencia de líquidos aislantes, no representan
riesgo alguno de explosión o de contaminación,
además del hecho de ser fabricados únicamente
con materiales que no atacan el medio ambiente.
Además de no necesitar mantenimiento, estos
transformadores posibilitan diversas economías,
a saber, en el proyecto eléctrico y civil cuando se
los compara con los aislados en aceite de la
misma potencia.
Pruebas Análisis físico químicos
Cromatografía de gases disueltos en aceite
Análisis de contenido
Proceso de filtrado y des gasificado
Pruebas de relación de transformación
Pruebas de resistencia de aislamiento
Pruebas de factor potencia
Pruebas de resistencia
Revisión cambiadores
Inspección y pruebas de accesorios
Cambio de aceite
Cuando se habla de transformadores en aceite lo más
importante a la hora de realizar un mantenimiento de tipo
preventivo, es la periódica revisión del aceite.
El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en
los transformadores eléctricos: mejora del
aislamiento entre componentes del
Transformador, homogenización de la temperatura
interna y refrigeración, etc.
El Aceite Aislante va degenerándose dentro del Transformador
Eléctrico durante el funcionamiento normal del mismo. La
degeneración dependerá de muchos factores, como el tipo de
transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo, etc.
La Contaminación de los Aceites Aislantes está básicamente
relacionada con:
Presencia de humedad en el Aceite (agua)
Partículas: la fabricación de los transformadores implica la
utilización de papales y celulosa, que pueden desprender
pequeñas partes por vibración, etc.
Oxidación: Esfuerzos de trabajo, puntos calientes, degeneración
de las partículas y suciedad y descompensaciones provocan la
generación de gases disueltos y oxidación del Aceite Aislante del
transformador.