UNIDAD 4 PRUEBA DE RUTINA A TRANSFORMADORES
Las pruebas se hacen en los transformadores y sus accesorios por distintas razones, durante su fabricación, para verificar la condición de sus componentes, durante la entrega, durante su operación como parte del mantenimiento, después de su reparación, etc. Algunas de las pruebas que se hacen en los transformadores e consideran como básicas y algunas otras varían de acuerdo a la condición individual de los transformadores y pueden cambiar de acuerdo al tipo de transformador, por lo que existen distintas formas de clasificación de las pruebas a transformadores, por ejemplo algunos las clasifican en prueba de baja tensión y prueba de alta tensión. También se pueden agrupar como pruebas preliminares, intermedias y de verificación (Finales). Las pruebas preliminares se realizan cuando un transformador se ha puesto fuera de servicio para mantenimiento programado o para revisión programada o bien ha tenido aluna falla. Las pruebas se realizan antes de “abrir” el transformador y tienen el propósito general de encontrar el tipo y naturaleza de la falla. 4.1 PRUEBA DE POLARIDAD Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Cuando en un transformador no está especificada la polaridad o se desconoce, se puede determinar por una simple medición de voltaje como se indica a continuación: Hacer una conexión entre las terminales de alto voltaje y bajo voltaje del lado derecho cuando se ve al transformador desde el lado de las boquillas y de bajo voltaje. Aplicar un voltaje bajo, por ejemplo 120 volts a las terminales de alto voltaje y medir este voltaje con un voltímetro. Medir el voltaje de la terminal del lado izquierdo del lado de alto voltaje al terminal del lado izquierdo de bajo voltaje. Si el voltaje anterior es menor que el voltaje a través de las terminales de alto voltaje, el transformador tiene polaridad sustractiva. Si este voltaje es mayor, entonces la polaridad es aditiva. Estos transformadores monofásicos, además de identificar una terminal de alta tensión con una de baja tensión que tengan misma polaridad, la posición relativa de estas terminales en el arreglo global se identifica con la siguiente nomenclatura.
REGLA DE APLICACION Cuando el observador se para frente a los dos terminales de una tensión si H1 queda a su izquierda y X1 a su derecha se dice que el transformador tiene polaridad aditiva y si H1 y X1 queda a su izquierda se dice que tiene polaridad substractiva (H1 y X1 son terminales de misma polaridad). Para verificar la polaridad de los transformadores se recomiendan dos métodos: Método de transformador patrón Método de dos voltímetros METODO DEL TRANSFORMADOR PATRON Para este método se dispone de un transformador cuya relación de transformación sea conocida, y por comparación, se obtiene la relación del transformador en prueba
METODO DE DOS VOLTIMETROS Consiste en aplicar al devanado de alta tensión un voltaje alterno de valor nominal o menor. El observador, colocado frente a los terminales de baja tensión, debe puentear previamente los terminales de su izquierda, y colocar dos voltímetros, uno entre las terminales de su derecha. Si convenimos que el voltímetro colocado en alta tensión da una lectura VH el voltímetro colocado entre alta y baja tensión da la suma algebraica de voltajes S V1 entonces:
Si S V > VH La polaridad es aditiva Si S V < VH La polaridad es substractiva
IMPORTANCIA DE LA POLARIDAD CONECTADOS EN PARALELO
EN
LOS
TRANSFORMADORES
Cuando los transformadores monofásicos tienen igual polaridad, ambos aditivos o substractivos, se pueden conectando los transformadores de esta manera, ambos proporcionan corrientes secundarias a la carga en proporcionan corrientes secundarias a la carga en proporción a sus capacidades en KVA, y se evitaran problemas de acoplamiento, como corto circuitos, etc. 4.2 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE Esta prueba se hace en un probador especial denominado “probador de rigidez dieléctrica del aceite”. En este caso, la muestra de aceite también se toma de la parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se vacía en un recipiente denominado “copa estándar” que puede ser de porcelana o de vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro. En ocasiones el aceite se toma en un recipiente de vidrio y después se vacía a la copa estándar que tiene dos electrodos que pueden ser planos o esféricos y cuyo diámetro y separación está normalizado de acuerdo al tipo de prueba. El voltaje aplicado entre electrodos se hace por medio de un transformador regulador integrado al propio aparato probador. Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor de 20 minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes de aplicar el voltaje; el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un switch que previamente se ha conectado ya un contacto o fuente de alimentación común y corriente. El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o
manija del regulador de voltaje, la tensión o voltaje se ruptura se mide por medio de un voltímetro graduado en kilovolts. Existen de cuerdo distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos., el primero no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente: Aceites degradados y contaminados De 10 a 28 kV Aceites carbonizados no degradados De 28 a 33 kV Aceites Nuevo sin desgasificar De 33 a 44 kV Aceite Nuevo desgasificado De 40 a 50 kV Aceite regenerado De 50 a 60 kV
4.3 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO 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. La prueba de resistencia de aislamiento en transformadores sirve no solo para verificar la calidad del aislamiento en transformadores, también permite verificar el grado de humedad y en ocasiones defectos severos en el aislamiento. La resistencia de aislamiento se mide por medio de un aparato conocido como “MEGGER”. El megger consiste de una fuente de alimentación en corriente directa y un sistema de medición. La fuente es un pequeño generador que se puede accionar en forma manual o eléctricamente. El voltaje en terminales de un megger varía de acuerdo al fabricante y a si se trata de accionamiento manual o eléctrico, pero en general se pueden encontrar en forma comercial megger de 250 volts, 1000 volts y 2500 volts. La escala del instrumento está graduada para leer resistencias de aislamiento en el rango de 0 a 10,000 megaohms. La resistencia de aislamiento de un transformador se mide entre los devanados conectados todos entre sí, contra el tanque conectado a tierra y entre cada devanado y el tanque, con el resto de los devanados conectados a tierra.
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 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.
Para un transformador de dos devanados se deben tomar las siguientes medidas: Entre el devanado de alto voltaje y el tanque con el devanado de bajo voltaje conectado a tierra. Entre los devanados de lato voltaje y bajo voltaje conectado entre sí, contra el tanque.
Estas mediciones se pueden expresar en forma sintetizada como: Alto Voltaje Vs. Tanque + bajo voltaje a tierra. Bajo voltaje Vs. Tanque + alto voltaje a tierra. Alto voltaje + bajo voltaje Vs. Tanque a tierra. Cuando se trata de transformadores con tres devanados las mediciones que se deben efectuar son las siguientes: Alto voltaje (primario) Vs. Tanque con los devanados de bajo voltaje (secundario) y medio voltaje (terciario) a tierra. Medio voltaje (terciario) Vs. Tanque con los devanados e alto voltaje y bajo voltaje a tierra. Bajo voltaje (secundario) Vs. Tanque, con los devanados de alto voltaje y medio voltaje a tierra. Alto voltaje y medio voltaje juntos Vs. Tanque, con el devanado de bajo voltaje a tierra. Alto voltaje + medio voltaje + bajo voltaje Vs. Tanque. 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: Tabla 1. Voltaje de prueba para diferentes voltajes de referencia. Voltaje nominal de referencia (V) Voltaje de prueba (V) Menos de 115
250
115
250 o500
230
500
460
500 o 1000
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 figura 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.
Figura 1 Conexiones del Megger analógico para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador. 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. 4.5 MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES Los mantenimientos a transformadores se dividen en tres: Mantenimiento predictivo Análisis Cromatográfico Análisis físico químicos El mantenimiento predictivo tiende a reducir la cantidad de trabajos a realizar durante el periodo de vida útil Inspección exterior Medición de potencia Medición de voltajes Medición de corrientes Otros Mantenimiento Preventivo Tiene la finalidad de impedir o evitar que el equipo falle durante el periodo de su vida útil.
La técnica de su aplicación, se apoya en experiencias de operación, la cual reduce sus posibilidades de falla. Este tipo de mantenimiento se hace bajo un programa de trabajo ya determinado y con el equipo desenergizado. Mantenimiento correctivo Este tipo de mantenimiento es el que debe evitarse por los grandes costos que representa, permite operar el equipo hasta que la falla ocurra antes de su reparación o sustitución, ocurre cuando no hay planeación y control. Se hace inaceptable en grandes instalaciones, ya que el trabajo realizado es una emergencia. Este tipo de mantenimiento implica cargas de trabajo no programadas, ocasionando interrupciones del servicio. El mantenimiento correctivo impide el diagnostico exacto de las causas que provocaron la falla, las cuales pueden ser por abandono, por desconocimiento del equipo, por desgaste natural, por reportes no atendidos para su reparación, por maltrato, etc. Las causas que provocan este tipo de mantenimiento por lo general se refieren a descuidos, falta de planeación y recursos económicos, sus aplicaciones son emergencia.