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PROCEDIMIENTO PARA
PRUEBAS ELÉCTRICAS A
TRANSFORMADOR DE
POTENCIA
IN
DIC
E
• 1 OBJETIVO
• 2 ALCANCE
• 3 DEFINICIONES
• 4 RESPONSABILIDADES
• 5 PROCEDIMIENTO
• 6 MATERIALES Y HERRAMIENTAS
• 7 REFERENCIAS
• 8 SSA
PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS ELÉCTRICAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA
25 de marzo de 2014
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Departamento: ELÉCTRICO- POTENCIA
Documento: PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS ELÉCTRICAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Código de documento: PRO- XFRM- 02- C
REV.
FECHA
ELABORADO POR
APROBADO POR
REVISADO POR
MOTIVO DE LA
REVISIÓN
A
01/05/2009
Elaboración
Carlos Gavilánez
Kattiuska Cruz
Taboada
Gerente General MACRONIVEL
Presidenta MACRONIVEL
B 01/02/2014
Revisión Jefferson
Campoverde Kattiuska Cruz Carlos Gavilánez
Ing. Servicios MACRONIVEL
Presidenta MACRONIVEL
Gerente General MACRONIVEL
C 27/03/2014
Revisión Jully Calderón Gustavo Rivera Carlos Gavilánez
Ing. Servicios MACRONIVEL
Coord. Servicios MACRONIVEL
Gerente General MACRONIVEL
OBJETIVOS
ALCANCE
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1. OBJETIVO
• Establecer un procedimiento para la realización de las pruebas
eléctricas que se realiza al transformador de potencia.
• Establecer los equipos y materiales que se utilizan para la realización
de las pruebas eléctricas.
• Verificar que los parámetros del transformador correspondan a los
parámetros de fabricación, los cuales pueden variar dependiendo del
uso y el estado en el que el equipo se encuentre.
2. ALCANCE
Este procedimiento es aplicado por INSELECTRIC- MACRONIVEL, en las
pruebas de rutinas para transformadores de potencia, tanto en
mantenimiento preventivo, como correctivo.
DEFINICIONES
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3. DEFINICIONES
Transformador: Máquina eléctrica que permite aumentar o disminuir el
voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna,
manteniendo la frecuencia.
Bushing (en transformadores): Estructura de aislamiento que incluye un
conductor central, o proporciona un camino central para un conductor, o
provisión para montaje en una barra. Tiene como objetivo aislar el
conductor de la barra y conducir corriente de un lado de la barra al otro.
Resistencia de Aislamiento: Oposición del aislamiento al paso de la
corriente eléctrica y que normalmente se expresa en Megaohm y
Gigaohm.
Baja Resistencia: Valor medido en cada uno de los devanados del
transformador, con la finalidad de detectar los falsos contactos y espiras
en corto circuito. Generalmente se expresa en miliohmios u ohmios.
Relación de Transformación: Número de vueltas que lleva el devanado
de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de baja
tensión. En los transformadores que tienen cambiador de derivaciones
(tap´s) para cambiar 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 cual está referido. La relación de transformación de
éstos transformadores se deberá determinar para todos los tap´s y para
todo el devanado.
Rigidez Dieléctrica: Valor límite de la intensidad del campo eléctrico en
el cual un material pierde su propiedad aisladora y pasa a ser conductor.
También podemos definirla como la máxima tensión que puede soportar
un aislante sin perforarse. A esta tensión se la denomina tensión de
ruptura.
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Polaridad: Las bobinas secundarias de los transformadores
monofásicos se arrollan en el mismo sentido de la bobina primaria o en
el sentido opuesto, según el criterio del fabricante. Debido a esto, podría
ser que la intensidad de corriente en la bobina primaria y la de la bobina
secundaria circulen en un mismo sentido, o en sentido opuesto.
Equipo TTR (Transformer Turns Ratio): Equipo para medir el número de
vueltas del devanado primario con respecto al devanado secundario
Equipo DUCTER: Es un ohmímetro para prueba de bajos valores de
resistencia capaz de medir resistencias desde 0.1Ω hasta 2kΩ.
Equipo MEGGER: Es un medidor de resistencia de alto rango (óhmetro)
con un generador de corriente directa interconstruido. Este equipo
es de construcción especial, con bobinas de corriente y bobinas de
voltaje que permiten que los ohms verdaderos se puedan leer
directamente, independiente del voltaje aplicado.
NEC: “National Electrical Code” Código Eléctrico Nacional. Estándar
estadounidense para la instalación segura de cableado eléctrico y
equipos eléctricos. No es usado como ley en Estados Unidos, pero este es
comúnmente usado obligatoriamente en muchos lugares fuera de
Estados Unidos.
NEMA: “National Electrical Manufacturers Association” Asociación de
Fabricantes Eléctricos Nacionales. Ideó un sistema de rangos para
reconectadores, conectores o equipo eléctrico que se encuentre
expuesto a líquidos, lluvia, hielo, corrosión, contaminación.
IEEE: “Institute of Electronical and Electronics Engineers” Instituto de
Ingenieros eléctricos y electrónicos. Fomenta el desarrollo de normas
que a menudo se convierten en normas nacionales e internacionales.
ANSI: “American National Standars Institute”. Instituto nacional de
normas de los EE.UU. Organización sin ánimo de lucro que supervisa el
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desarrollo de estándares para productos, servicios, procesos y sistemas
en los Estados Unidos. ANSI es miembro de la Organización Internacional
para la Estandarización (ISO) y de la Comisión Electrotécnica
Internacional (International Electrotechnical Commission, IEC).
S/N: número de serie del equipo.
RESPONSABILIDADES
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4. RESPONSABILIDADES.
La contratista es responsable por la ejecución y cumplimiento de todo lo
descrito en este procedimiento. Se designan las siguientes
responsabilidades:
- Ejecutor: Responsable de ejecutar cada una de las pruebas solicitadas
por el cliente, de acuerdo con el procedimiento descrito.
- Personal Técnico: Responsables de utilizar el EPP apropiado,
dependiendo de la actividad a realizarse y de cumplir con los
procedimientos de seguridad para prevenir riesgos que atentan
contra su integridad física. Ayuda al ejecutor.
PROCEDIMIENTO
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5. PROCEDIMIENTO
Antes de realizar las pruebas respectivas al transformador de potencia,
es necesario tener en cuenta las siguientes recomendaciones que
proporciona la NETA - Acceptance Testing Specifications for Electric
Power Distribution Equipment and Systems:
• Es necesario revisar las especificaciones (datos de la placa) y recomendaciones técnicas del fabricante. Se debe poner especial atención para no sobrepasar los límites permitidos por el diseño estructural del equipo.
• Todas las pruebas deberán ser desarrolladas en aparatos desenergizados excepto donde específicamente sea requerido lo contrario.
• El área de trabajo debe encontrarse delimitada por señales de peligro.
• Verificar que los equipos con los cuales se va a realizar las respectivas pruebas consten con sus respectivos certificados de calibración actualizados. Los instrumentos deberían estar calibrados en concordancia con la siguiente frecuencia prevista: o Instrumentos de Campo: Analógicos, 6 meses máximo; Digitales,
12 meses máximo.
o Instrumentos de Laboratorio: 12 meses
o Equipos alquilados: 12 meses, donde la precisión es garantizada por el alquilador.
• Verificar las condiciones óptimas de humedad, temperatura y otras condiciones atmosféricas que puedan afectar los resultados de las pruebas.
• Desconectar los cables de conexión que se encuentren en el transformador.
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• Una vez que el equipo llega al sitio de trabajo, se revisa que la presión de nitrógeno sea positiva (especialmente para evitar ingreso de aire húmedo al abrir la válvula de toma de muestras de aceite).
• Si el transformador ha sido removido de un sitio, este debe dejarse en reposo mínimo 24 horas antes de extraerse las muestras de aceite.
• Previo a la energización, se verifica el estado del aislamiento y el estado de la parte activa del transformador. El aislamiento del equipo se verifica realizando las pruebas de resistencia del aislamiento de los devanados y de la rigidez dieléctrica del aceite.
5.1 Prueba de Relación de Transformación y Polaridad
5.1.1. Relación de Transformación
Relación del número de vuelta en el lado del devanado de
alto voltaje con el devanado de bajo voltaje. Para los
transformadores que tienen cambiador de derivaciones
(tap´s) para cambiar 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 % de voltaje nominal al cual está
referido.
Esta prueba debe realizarse con el equipo des-energizado. La
relación de transformación puede cambiar debido a varios
factores, los cuales pueden ser:
- Daños físicos por fallas, - Deterioro del aislamiento, - Contaminación y - Daños en el envío.
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• Método Empleado
La presente especificación está referida al método
empleado utilizando el equipo TTR-330 ( Figura 1)
y TTR-100 (Figura 2).
Figura 1 Equipo TTR- 330 Figura 2 Equipo TTR- 100
La prueba se realiza por medio de la inyección de voltaje
en el devanado de bajo voltaje y con la medición del
voltaje en el lado de alto voltaje, se calcula la relación de
transformación dividiendo el voltaje de salida para el
voltaje de entrada.
La medición correcta de voltaje de ambos lados H y X
calculan el número de relación para la determinación de
la polaridad se usa el ángulo de desfasamiento entre el
voltaje/corriente de entrada y el voltaje/corriente de
salida de la siguiente manera:
o Si el ángulo de desfasamiento está en el rango de 0 grados +/- el error máximo que permite la clase del transformador, entonces el arrollamiento primario está en fase con respecto al arrollamiento secundario
o Si el ángulo de desfasamiento está en el rango de 180 grados +/- el error máximo que permite la clase del transformador, entonces el arrollamiento primario está desfasado 180 grados con respecto al
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secundario, lo que significa que la polaridad está invertida y habrá que cambiar los cables de prueba o indicar que el transformador tiene invertida su polaridad en la fase y tap medido.
En la Figura 3 se muestra las diferentes conexiones de los
devanados del transformador, indicando los devanados a
los que se les debe inyectar voltaje con sus respectivos
devanados a ser medidos, de acuerdo a la norma ANSI,
estándar C57. 12. 70- 1978.
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Figura 3 Tabla 5-2. ANSI Relación de Transformación
• Criterios de Aceptación
En concordancia con los requerimientos de la norma
IEEE C57.12.00-1993, indica que la relación de
transformación no puede ser mayor al 0,5% de su valor
teórico, si fuese mayor indicaría que hay un problema en
los devanados del transformador y/o en los circuitos
magnéticos en el entrehierro.
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• Ejemplos de Aplicación
Utilizando el equipo marca MEGGER modelo TTR-100
1. Conecte el cable de prueba del equipo (test leads), asegúrese que se encuentre bien sujeto en el TTR-100.
2. Verifique las conexiones respectivas dependiendo de la norma (IEC, ANSI, Australian Std) que indica la placa del transformador.
3. Construya la conexión de los devanados en la que se desea medir la relación de transformación.
4. Conecte los cables que contienen la marca H1 y H2
del TTR-100 al correspondiente (Devanado de Alto Voltaje) terminal del transformador a ser medido.
5. Conecte los cables que contienen la marca X1 y X2 del TTR-100 al correspondiente (Devanado de Bajo Voltaje) terminal del transformador a ser medido.
En la Figura 4 se muestra el diagrama de conexión.
Figura 4 Diagrama de conexión para transformador monofásico
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Utilizando el equipo marca MEGGER modelo TTR-330
1. Verifique las conexiones respectivas dependiendo de la norma (IEC, ANSI, Australian Std) que indica la placa del transformador. Para éste ejemplo específico se considera la siguiente conexión YNyn0.
2. Construya la conexión de los devanados en la que se desea medir la relación de transformación.
3. Conecte los cables que contienen la marca H1, H2, H3, H0 del TTR-330 al correspondiente (Devanado de Alto Voltaje) terminal del transformador a ser medido.
4. Conecte los cables que contienen la marca X1, X2, X3, X0 del TTR-330 al correspondiente (Devanado de Bajo Voltaje) terminal del transformador a ser medido.
En la Figura 5 se muestra el diagrama de conexión.
Figura 5 Diagrama de conexión de transformador trifásico con equipo de medición TTR- 300.
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La medición de relación de transformación debe ser
hecha en cada fase y en todas las derivaciones (tap´s) de
conmutación que el transformador tenga.
5.1.2. PRUEBA DE POLARIDAD
La polaridad de un transformador es determinada por las
conexiones internas. Si el transformador va a ser conectado
en paralelo o en serie con otros transformadores, entonces
es importante conocer su polaridad para poder realizar las
conexiones respectivas.
• Método Empleado
Método de polaridad por voltaje alterno según la
norma IEEE Std 62-1995
Si la relación de transformación es menor que 30
entonces la polaridad puede ser determinada con
una fuente de corriente alterna y con un voltímetro
para medir el valor de voltaje alterno.
El transformador debe ser conectado como se
muestra en la Figura 6.
Figura 6 Diagrama de conexión para la medición de polaridad de acuerdo a la norma IEEE Std. 62- 1995
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1. Cortocircuitar los terminales H1 – X1, es decir devanado de alta tensión con el de baja tensión.
2. Aplicar voltaje alterno entre los terminales H1- H2.
3. Medir con un voltímetro entre los terminales H2 – X2.
• Criterio de Aceptación
Según la norma IEEE Std 62- 1995 Guide for Diagnostic
Field testing of Electric power apparatus – Part 1: Oil
Filled Power Transformers, Regulators and Reactors:
∗ Si el voltaje medido (H2- X2) es mayor que el voltaje aplicado (H1- H2) entonces se dice que la polaridad es positiva (aditiva).
∗ Si el voltaje medido (H2- X2) es menor que el voltaje aplicado (H1- H2) entonces se dice que la polaridad es negativa (sustractiva).
5.2 Prueba de Resistencia de Aislamiento
El objetivo principal de esta prueba es verificar que el aislamiento
del transformador bajo prueba cumpla con la resistencia mínima
soportable bajo la operación a la que serán sometidos, así como de
comprobar la adecuada conexión entre sus devanados y tierra para
avalar un buen diseño del producto y que no exista defectos en el
mismo.
Se realiza con el equipo desenergizado, los valores mínimos
aceptables con el MEGGER son de acuerdo a las recomendaciones
de la norma ANSI C57.12.90.
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En esta prueba se registra lecturas para 15",30", 45”, 1min y cada
minuto hasta 10 minutos, se recomienda tomar las medidas para
una humedad relativa menor al 70%.
Para la medición de la humedad se utiliza el Termo-Higrómetro, ya
que es un equipo que mide la temperatura y la humedad relativa del
aire y del medio ambiente (Figura 7).
Figura 7 Termo- Higrómetro
La prueba de resistencia de aislamiento también puede revelar
información importante sobre el daño oculto en los bushing del
transformador.
• Método Empleado
El método de prueba de la resistencia de aislamiento de un
transformador es el de medición directa con el instrumento de
medición Megger (Figura 8).
Figura 8 Equipo de medición de Resistencia de Aislamiento Megger
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1. Cortocircuitar todos los terminales del lado de alta tensión y separadamente se debe hacer lo mismo con el lado de baja tensión. El devanado que no se esté probando debe ser conectado a tierra.
2. Si el transformador tiene varias derivaciones (tap´s) de conmutación entonces se lo debe conmutar en la derivación que contenga todo el devanado sobre el que actúa.
3. Los voltajes de prueba DC mínimos empleados para determinar la resistencia de aislamiento según la NETA (ATS-1999) se detallan en la Tabla 1.
Tabla 1 Mínimo voltaje aplicado al transformador para prueba de resistencia de aislamiento.
4. Realizar las siguientes mediciones:
∗ Alta tensión contra baja tensión (AT/BT).- el terminal positivo del equipo de medición se conecta al lado de baja tensión y el terminal negativo se conecta al lado de alta tensión, como se observa en la Figura 9.
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Figura 9 Diagrama de conexión del equipo de medición con el transformador, para resistencia de aislamiento de alta tensión contra baja tensión
∗ Alta tensión contra tierra (AT/GND).- el terminal positivo del equipo de medición se conecta a tierra y el terminal negativo se conecta al lado de alta tensión, como se observa en la
∗ Figura 10.
Figura 10 Diagrama de conexión del equipo de medición con el transformador, para resistencia de aislamiento de alta tensión contra tierra.
∗ Baja tensión contra tierra (BT/GND).- el terminal positivo del equipo de medición se conecta a tierra y el terminal
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negativo se conecta al lado de baja tensión, como se observa en la
∗ Figura 11.
Figura 11 Diagrama de conexión del equipo de medición con el transformador, para resistencia de aislamiento de baja tensión contra tierra.
• Criterio de Aceptación
El Índice de Polarización e Índice de absorción determina si
el aislamiento de un transformador es aceptable o no.
∗ Indicie de polarización: prueba que puede ser usada para predecir el funcionamiento del sistema de aislamiento e incluso si las corrientes de carga no han disminuido a cero. Un aspecto muy importante de esta prueba es su insensibilidad de la temperatura. Los resultados no necesitan ser corregidos a otra temperatura. La prueba se realiza durante 10 minutos. La resistencia de aislamiento es registrada después de 1minuto, y nuevamente es registrada después de 10 minutos.
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El índice de polarización es el cociente de las lecturas de 10’ y 1’, como se muestra en la Ecuación 1.
Ecuación 1 Índice de polaridad
Para pequeños transformadores el índice de polarización
será igual a 1 o ligeramente más alto. Para transformadores más grandes pueden exponer un
índice de polarización de 1,1 o 1,3. En general, un alto valor de índice de polarización indica que el sistema de aislamiento está en un buen estado. El índice de polarización <1 indica que requiere la acción inmediata correctiva. Si el valor del índice de polarización obtenido es menos que el deseado, se recomienda limpiar con frecuencia los terminales para que los valores sean aceptables.
∗ Índice de absorción: prueba que se realiza durante 1 minuto. La resistencia de aislamiento es registrada después de 30”, entonces nuevamente es registrada después de 1 minuto. El índice de absorción es el cociente de las lecturas de 1’ y 30”, como se muestra en la Ecuación 2.
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Ecuación 2 Índice de absorción
∗ Un valor de índice de absorción menor a 1 indica que el aislamiento está en condiciones peligrosas.
∗ Si el valor está entre 1 y 1,25 el aislamiento es considerado en buen estado,
∗ Si el valor es mayor a 1,25 el aislamiento será considerado excelente.
5.3 Prueba de Resistencia de Devanado
Esta prueba tiene la finalidad de verificar la Resistencia Óhmica de
los devanados de un transformador. Las mediciones de resistencia
de arrollamientos en transformadores son de fundamental
importancia para los siguientes fines:
- Cálculo del componente de las pérdidas en conductores. - Cálculo de temperatura del arrollamiento al final de un ciclo de
prueba de temperatura - Detección de falsos contactos y espiras en corto circuito
• Método Empleado
La presente especificación está referida utilizando el equipo MEGGER MTO-210 ( Figura 12).
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Figura 12 Equipo Megger MTO- 210, para prueba de resistencia de devanado
1. Desconectar el transformador del suministro de energía eléctrica
2. Dejar completamente libres los terminales del transformador tanto en lado de alta tensión como en el lado de baja tensión.
3. Determinar de acuerdo a la placa, el tipo de conexión entre los devanados del transformador y la existencia de tap´s y si estos corresponden al lado de alta o al de baja tensión.
4. Inspeccionar que las terminaciones y terminales estén limpios y secos (especialmente libre de efectos galvánicos y oxido en la partes donde se conectaran los cables de prueba).
5. Realizar las conexiones de los terminales del transformador a los cables de prueba del equipo medidor de resistencia (MTO- 210) como se muestra en la Figura 13.
Figura 13 Diagrama de Conexión del equipo de medición MTO- 210, para la prueba de resistencia de devanados
6. Encender el equipo y presionar el botón TEST, se espera a que el equipo converja a un valor determinado, una vez que
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la variación de la medida sea mínima se detiene la prueba pulsando el botón TEST.
En la medición de cargas inductivas es indispensable que los
conductores portadores de corriente estén sujetos con seguridad
al elemento que se desea probar y que no sean retirados antes
de que se haya descargado cualquier cantidad de carga
almacenada al finalizar la prueba.
Si no se observan estas instrucciones podría producirse un arco, lo cual podría ser peligroso para el instrumento y para el operador del mismo. Cuando existen tap´s en los devanados es necesario tomar el valor de resistencia correspondiente a cada tap para documentarlo en el informe respectivo. Una vez culminada la prueba se puede descargar los remanentes que quedan en los devanados en los cuales se ha realizado la
prueba, para esto se debe pulsar el botón de descarga . Además para desmagnetizar las bobinas una vez concluidas las
mediciones se debe pulsar el botón para desmagnetizar .
• Criterio de Aceptación
Según la norma IEEE Std 62- 1995 Guide for Diagnostic Field testing of Electric power apparatus – Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators and Reactors:
La resistencia de los devanados del transformador son medidos
en el campo para comprobar anormalidades debido a falsos
contactos, hilos rotos, y altos valores de resistencia en
intercambiadores de tap`s. La interpretación de los resultados
está por lo general basada en una comparación de mediciones
hechas separadamente sobre cada fase en el caso de
devanados conectados en estrella o entre pares de
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terminales en devanados conectados en Delta. La
comparación también puede ser hecha con datos originales
medidos en la fábrica.
Si este criterio está dentro del 5% para cualquiera de las
mencionadas comparaciones es normalmente considerado
como satisfactorio. Puede ser necesario convertir las medidas
de resistencia a valores correspondiente a la temperatura de
referencia en el informe de prueba del transformador. Las
conversiones pueden ser realizadas por la siguiente fórmula:
Rs=Rm (Ts + Tk) / (Tm + Tk)
Donde
Rs es la resistencia a la temperatura deseada Ts Rm es la
resistencia medida
Ts es la temperatura (ºC) a la referencia deseada
Tm es la temperatura (ºC) a la cual la resistencia fue medida
Tk 234,5 ºC (cobre), 225 ºC (aluminio)
NOTA: El valor de Tk puede ser tan alto como 230ºC para
aleaciones de aluminio.
5.4 Prueba de Rigidez Dieléctrica
Determina el valor de esfuerzo eléctrico en el aceite, que permite la
formación de un arco y el paso de la corriente eléctrica. Al dar un
resultado bajo indica la presencia de partículas contaminantes, tales
como fibras de celulosa, lodo, partículas conductoras, subproductos
químicos del aceite o agua, sin embargo un alto valor de rigidez
dieléctrica no indica necesariamente la ausencia de estos
contaminantes.
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Para determinar el valor límite de la intensidad del campo eléctrico
en el cual un material pierde su propiedad aisladora y pasa a ser
conductor, tenemos varias normas a emplear, la más utilizada para
aceites nuevos es la norma ASTM 1816.
Electrodos semiesféricos (ASTM D-1816): Este método es más sensible a los efectos nocivos en el aceite, ya que presenta un campo eléctrico más uniforme. Es recomendado para aceites filtrados, desgasificados y deshidratados, durante y después del proceso de llenado de equipos eléctricos. En la Figura 14 se muestra una tabla que indica el rango de valores para esta norma dependiendo de la separación de los electrodos.
Figura 14 Tabla de separación de los electrodos, de acuerdo a la norma ASTMD- 1816
En donde: AC: Aceptable QU: Cuestionable UN: Inaceptable
• Procedimiento para la toma de la muestra
Según las normas ASTM D 923-91 y ASTM D 3613-92 se recomienda realizar la toma de muestras de la siguiente manera:
1. Si el transformador ha sido removido de un sitio, este debe
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dejarse en reposo mínimo 24 horas antes de extraerse las muestras de aceite.
2. Revisar que la presión de nitrógeno sea positiva (especialmente para evitar ingreso de aire húmedo al abrir la válvula de toma de muestras de aceite).
3. Enjuagar la válvula de muestreo, dejando salir parte del producto por analizar y recolectarse en un envase que no sea el recipiente definitivo de la muestra para no contaminarlo.
4. Tener especial cuidado con impurezas externas, tales como el polvo y la humedad.
5. Las manos del operario no deben entrar en contacto con la muestra
6. Tenerse cuidado cuando se tomen muestras de aceite que se encuentren a temperatura más baja que la temperatura ambiente, para evitar contaminación por condensación.
7. Los recipientes que contengan la muestra deben ser herméticamente cerrados y guardados, y los ensayos no deben llevarse a cabo sobre la muestra mientras su temperatura no sea igual a la temperatura ambiente.
8. Utilizar recipientes de vidrio para tomar las muestras, y preferiblemente con tapones de vidrio. Pueden utilizarse tapas o corchos, pero cubiertos con papel de estaño o de aluminio. En ningún caso podrán utilizarse tapones de caucho.
9. No deben utilizarse estopas de algodón ni materiales fibrosos para limpiar los envases o aparatos.
10. El recipiente para la toma de muestras debe enjuagarse con parte del producto por analizar y desocuparse
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completamente antes de llenarlo con la muestra definitiva.
11. Antes de que el tambor o tanque que contenga el aceite, vaya a ser abierto, deben limpiarse su tapa y sus alrededores, para evitar el polvo y la humedad.
12. Las muestras que se toman para determinar los requisitos de estabilidad con respecto a la oxidación, azufre corrosivo y tangente del ángulo de pérdidas, deben ser protegidas de la luz en frascos de color ámbar.
13. Una muestra suficientemente grande debería ser tomada para cubrir todas las necesidades de la prueba. La cantidad es sugerida en la Tabla 2.
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Tabla 2 Volumen mínimo de muestra tomada para la prueba de rigidez dieléctrica
• Procedimiento para el ensayo de la muestra usando el
quipo OTS60 PB
Teniendo en cuenta las recomendaciones mencionadas anteriormente, se procede a realiza la prueba, en este caso se toma como referencia el equipo OTS60 PB, de Megger (Figura 15).
Figura 15 Equipo de medición de rigidez dieléctrica Megger OTS60 PB
1. Colocar al equipo de medición sobre una superficie sólida y conectar el borne de tierra a un conector de tierra.
2. Colocar los electrodos semiesféricos en los ejes roscados en el depósito de prueba con cuidado de no rayar las superficies del electrodo, ajuste la cavidad del electrodo con el calibre de espesores provisto (2mm), luego trabe las ruedas de ajuste.
El ajuste de la cavidad de los electrodos, dependerá de la forma de electrodo que se utilizará en la se observa la forma y el espaciamiento.
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Figura 16 Forma de electrodo y espaciamiento
3. Limpiar el recipiente según detallan las instrucciones que se dan en la pertinente especificación de prueba a utilizar; luego, llene la parte del contenedor del recipiente con el aceite de muestra hasta que el nivel llegue a 400ml.
4. Colocar el depósito de prueba en la cámara del instrumento, encienda el equipo, seleccionar la norma ASTM D1816-04, como se muestra en la Figura 17, configurar los parámetros respectivos, presionar el botón TEST para iniciar la prueba. Figura 17 Pantalla del equipo Megger, para realización de la prueba.
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• Procedimiento de la especificación ASTM D-1816
Esta prueba requiere la agitación continua mediante un agitador tipo paleta, utilizando el recipiente especial disponible para esta especificación. La prueba puede realizarse con recipientes de prueba de aceite estándar, pero no se conformarán a la especificación. Podrá seleccionarse el agitador por imán si es necesario. El agitador de paleta se conecta al enchufe en la parte trasera de la cámara en el momento que se coloque el recipiente de prueba en los picos de alta tensión. 5. Esperar un lapso inicial de 3 minutos para que la muestra
este en reposo dentro de la cuba.
6. Después haberse completado el lapso inicial de espera, se da inicio a la prueba.
7. Aplicar tensión aumentando a la proporción de 0,5 kV/s. Este aumento de tensión es continuo hasta que ocurre una ruptura o se llega al máximo.
8. Cuando tiene lugar la ruptura (o se alcanza la tensión máxima), se corta la tensión de la prueba y se efectúa el tiempo de agitación intermedio de 1 minuto.
9. Cuando haya finalizado el tiempo de agitación intermedio, la tensión de prueba empezará a aumentar de nuevo como en el paso anterior, esta vez para la PRUEBA 2, y se repetirá el ciclo de eventos.
10. Para esta especificación existen 5 pruebas consecutivas. Después de haberse cortado la tensión de prueba en última prueba, el valor de tensión promedio de ruptura de las 5 pruebas se lo compara con la norma IEEE C57.106-2002.
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• Aspecto de la muestra
Solamente una persona con experiencia podrá juzgar por su aspecto la condición de un aceite aislante, pero una guía general podrá obtenerse a través de las siguientes observaciones:
1. Un aspecto nebuloso puede indicar que se ha formado fango.
2. Un color amarillo apagado oscuro podría ser una señal de calentamiento excesivo.
3. Un color negruzco con frecuencia es consecuencia de haberse formado un arco con carbonización ya sea del aceite o bien del aislamiento dentro del equipo.
4. Un color verde puede ser debido a la presencia de sales de cobre disueltas en el aceite.
• Prueba de PCB´s para aceite dieléctrico
Se utiliza el método de screening para PCB en aceite de
transformador KIT CLOR-N-OIL 50 y se utiliza para identificar
Bifenilos Policlorados (PCB) en fluidos aislantes eléctricos en
base a hidrocarburciones de 20, 50, 100 o 500 mg/g. El método
provee datos preliminares fuera de un ambiente de
laboratorio en menos de 10 minutos, proporcionando una
indicación colorimétrica para la concentración de PCB sobre o
bajo el punto final establecido.
Los PCB pueden ser eliminados mediante una reacción química
simple que consiste en tratarlos con sodio metálico: El sodio
metálico actúa atrayendo a los aniones cloruros formando
finalmente cloruro sódico y la sustancia libre de PCBs, esto
requiere de un catalizador que podría ser un compuesto
orgánico y una determinada temperatura para que la reacción
se produzca
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Contenido del KIT CLOR-N-OIL-50 En la Figura 18 se observa el KIT y a continuación se detalla los elementos que contiene
Figura 18 KIT CLOR- N- OIL- 50
- Un tubo plástico de ensayo con tapadera negra y
boquilla dispensadora, el cual contiene una ampolla gris
(parte superior) y una ampolla con un punto azul (parte
inferior).
- Un tubo plástico de ensayo con tapadera blanca
conteniendo 7ml de solución buffer, una ampolla con un
punto blanco (parte inferior) y una ampolla roja y verde
(parte superior).
- Una pipeta plástica.
- Una ampolla de vidrio contenida en un empaque de
cartón y un tubo plástico etiquetada como “Disposal
Ampule” (ampolla de disposición).
Modo de uso
1. Colocación: Extraer el contenido de la caja. Verificar
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que con tenga todos los elementos mencionados y que se encuentren intactos (Figura 19). Colocar los dos tubos plásticos en el soporte que se encuentran en el frente de la caja.
Figura 19 Elementos del KIT CLOR- N- OIL- 50
2. Preparación: Destape la tapa negra con boquilla dispensadora del tubo no. 1. Usando la pipeta plástica, verter exactamente 5 ml (arriba de la línea) del aceite del transformador que se va a analizar a dicho tubo, como se observa en la Figura 20. Tape nuevamente el tubo con la boquilla negra de manera segura.
Figura 20 Preparación, utilizando la pipeta plástica
3. Reacción: Quebrar la parte inferior donde está la ampolla coloreada con un punto azul oprimiendo los lados del tubo (1). Agitar vigorosamente hasta lograr una mezcla alrededor de 10 segundos (2). Quebrar la parte superior del tubo donde está la ampolla gris y agitar vigorosamente cerca de 10 segundos (3). Observar que en primer lugar se quiebra la ampolla incolora, luego la gris. Permitir el procedimiento de reacción por un tiempo adicional de 50 segundos (total de un minuto), mientras se agita intermitentemente varias veces (4). (Ver Figura 21)
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Figura 21 Procedimiento de reacción, hasta conseguir la muestra
4. Extracción: Quitar las tapas de ambos tubos y pasar la solución buffer del tubo no. 2 (tapa blanca) al tubo no. 1. Colocar nuevamente la tapa negra al tubo no. 1 y agitar vigorosamente por alrededor de 10 segundos. Ventilar el tubo cuidadosamente levantando parcialmente la boquilla dispensadora de la tapa. Cerrarla con seguridad y agitar nuevamente por 10 segundos adicionales. Ventilar nuevamente, y luego voltear el tubo, de modo que se sostenga sobre la parte plana de su tapa. La mezcla de aceite deberá perder su tono gris. Permitir que las fases se separen por dos minutos completos. Si la capa de aceite se coloca por debajo de la capa de buffer descontinuar la prueba y en este punto se concluye que el aceite es PCB puro (Askarel). Si la capa de aceite se coloca por encima de la capa de buffer, continuar con la prueba. (
5. Figura 22)
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Figura 22 Muestra de la Extración.
6. Análisis: Posicionar el tubo no. 1 encima del tubo no. 2 y abrir la boquilla dispensadora de la tapa negra. El operador deberá tener cuidado al realizar esta operación, y deberá verificar que el inyector se encuentra completamente abierto y sin obstrucción antes de transferir la solución clara. Verter 5 ml de la solución clara en el tubo no. 2 (arriba de la línea de 5 ml) oprimiendo los lados del tubo no. 1. Cerrar la boquilla dispensadora de la tapa negra del tubo no. 1. Colocarle nuevamente la tapa al tubo no. 2. Quebrar la ampolla de la parte inferior de este tubo (coloreada con un punto blanco) y agitar por 10 segundos. Quebrar la ampolla de la parte superior (rojo con verde) y agitar durante 10 segundos. (Ver
7. Figura 23).
Figura 23 Análisis de la muestra
8. Resultados: Observar inmediatamente el color resultante y compararlo con la tabla de determinación de Clorinio, como se observa en la Figura 24. Si la solución es púrpura, el aceite simplemente contiene menos de 50 ppm de PCB. Si la solución es amarilla o incolora, puede contener más de 50 ppm de PCB y deberá analizarse en el futuro con algún método específico. Descartar cualquier color que puede formarse en la orilla de la parte superior de la solución por restos de aceite que pudieron haberse colado.
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Figura 24 Resultados del análisis
9. Disposición: Abrir el empaque de cartón que dice “Disposal Ampule” para sacar dicha ampolla y depositarla en el tubo no. 2. Colocarle nuevamente la tapa. Presionar los lados del tubo para quebrar la ampolla en su interior. Agitar por 5 segundos. Este reactivo neutraliza el mercurio contenido en el kit aprobado por la prueba TCLP de EPA.
5.5 Prueba de Factor de Potencia
El Factor de Potencia de un aislamiento es una cantidad adimensional normalmente expresada en por ciento, que se obtiene de la resultante formada por la corriente de carga de pérdidas que toma el aislamiento al aplicarle una corriente de un voltaje determinado, es en si, una característica propia del aislamiento al ser sometido a campos eléctricos.
Cuando se efectúan mediciones de capacitancia en arrollamientos de transformadores, se debe poner siempre cada arrollamiento en cortocircuito con el mismo mediante un cable de conexión (puente), a fin de eliminar el efecto de inductancia de arrollamiento. El cable de cortocircuito por lo general es un cable no aislado y no debe estar en contacto con ninguna otra parte del transformador.
• Método de Prueba
La presente especificación está referida al método empleado utilizando el equipo MEGGER DELTA 4000.
Utilizando el equipo Megger Delta 4000
1. Colocar el equipo de prueba al menos a 1,8 metros del transformador.
2. Conectar la tierra de prueba a una tierra física de baja impedancia en el transformador que se prueba (de ser posible). Este debe ser siempre el primer cable en
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conectar y el último en desconectar.
3. Conectar los cables de control y de alimentación entre las unidades de control y de alta tensión, conecte los cables de bloque externos, conecte el cable de medida y el cable de inyección de voltaje, verifique las conexiones de todos los cables.
4. Cuando utilice como fuente de alimentación un generador, el mismo debe estar conectada a una tierra física adecuada. Si esto no se hace correctamente el circuito de alta tensión del equipo de prueba será desactivado.
5. Conectar el cable tipo lagarto de medición al terminal que desee del transformador.
6. Conectar el cable tipo gancho de alta tensión al
terminal que desee del transformador.
7. Retire todas las conexiones a tierra de seguridad del transformador.
8. Cerrar el interruptor principal del DELTA 4000
9. Conectar el cable de Ethernet entre el equipo de prueba y la computadora, inicie el software Delta Control, configurar los parámetros y tipos de conexión, dar inicio a la prueba.
La Figura 25 muestra el conexionado para la realización de las pruebas de factor de potencia para un transformador trifásico.
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Figura 25 Configuración inicial clásica para pruebas de aislamiento en CA en un transformador de potencia
La Figura 26 muestra el conexionado para la realización de las pruebas de factor de potencia para un transformador monofásico.
Figura 26 Configuración inicial clásica para pruebas de aislamiento en CA en un transformador de potencia monofásico
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Modos de prueba del equipo MEGGER DELTA 4000
Delta 4000 permite una configuración rápida de los modos de prueba que ofrece (Figura 27), la línea superior (en este caso UST-R) define y describe el modo de prueba seleccionado, la segunda y tercera línea indican como se configura el instrumento para la medición.
Figura 27 Modos de prueba de DELTA 4000
∗ MODO UST
La tierra y la protección están conectadas internamente. Los terminales rojo y azul están conectados internamente para ser medidos o conectados internamente a tierra (y protección). En este modo la línea inferior indica el terminal que está conectado internamente a tierra y por consiguiente excluido de la medición.
∗ MODO GST
Se mide la corriente que retorna de la tierra. Los terminales rojo y azul se conectan a tierra para ser incluido en la medición o a la protección para ser excluido de la medición
La Tabla 3 muestra las conexiones y que tipo de cable se
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debe utilizar para inyección o para medición dependiendo del modo seleccionado
Tabla 3 Conexiones para medición de factor de potencia
• Criterio de Aceptación
En base a lo recomendado por la norma IEEE.C57.12.90 para que el aislamiento de un transformador se encuentre en buenas condiciones el factor de potencia no debe exceder el 0,5%.
5.6 Prueba de Corriente de Excitación
Permite detectar daños o cambios en la geometría de núcleo y devanados; así como espiras en cortocircuito y juntas o terminales con mala calidad desde su construcción.
Cuando se efectúan mediciones de corriente de excitación en un transformador, se debe realizar las pruebas solo los arrollamientos de alta tensión. Esto reduce la corriente de carga requerida. En cambiadores de toma en carga, para realizar pruebas de rutina coloque en la posición totalmente levantada o totalmente bajada.
• Método de Prueba
La presente especificación está referida al método empleado utilizando el equipo MEGGER DELTA 4000.
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1. Retirar los cables de cortocircuito de todos los arrollamientos.
2. Conectar el cable de alta tensión AT a H1.
3. Conectar el conductor rojo a H2.
4. Conectar a tierra un extremo de cada arrollamiento de baja tensión.
5. Colocar el equipo en modo de prueba UST-R.
La Figura 28 muestra el conexionado para la realización de las pruebas de corriente de excitación para un transformador trifásico.
Figura 28 Conexión clásica para prueba de corriente de excitación
NOTA: las mediciones de corriente de excitación dependen del nivel de tensión. Asegúrese de utilizar el mismo nivel de tensión que en las mediciones anteriores en el mismo transformador. La corriente de excitación puede variar también debido al estado de
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magnetización del núcleo; las mediciones de la corriente de excitación deben efectuarse antes de la medición de resistencia de arrollamiento o después e la de magnetización.
MATERIALES Y
HERRAMIENTAS
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6. EQUIPOS Y HERRAMIENTAS
Equipo para medir relación de transformación TTR 20 marca MEGGER.
Equipo para medir relación de transformación TTR 100 marca
MEGGER
Equipo para medir relación de transformación TTR 330 marca
MEGGER
Equipo para prueba de resistencia de aislamiento marca MEGGER,
modelo MIT 1025
Termohigrómetro digital, marca ELECTRONIC Multímetro digita marca
PRO’SKIT, modelo MT – 1260
Equipo para medir la resistencia de devanados MTO 210 marca
MEGGER.
Equipo de rigidez dieléctrica de aceite OTS 60PB / OTS 80PB marca
MEGGER.
Equipo para medir el factor de potencia DELTA 4000 marca MEGGER.
Equipo para medir el factor de potencia CPC 100 marca OMICRON.
Casco, guantes de pupo, guantes de caucho, gafas de protección,
zapatos punta de acero y tapones auditivos.
REFERENCIAS
SSA
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7. REFERENCIAS
Norma IEEE Std 62- 1995 Guide for Diagnostic Field testing of Electric
power apparatus – Part 1: Oil Filled Power Transformers, Regulators
and Reactors
NORMAS IEEE C57.12.90-1993, IEEE C57.106-2002,
NETA – Acceptance Testing Specifications for Electric Power
Distribution Equipment and Systems
Especificaciones ASTM
Manual de usuario del equipo MEGGER TTR 20
Manual del usuario del equipo MEGGER DUCTER DLRO 10
Manual del usuario del equipo MEGGER MIT 510/2
Manual del usuario del equipo MEGGER OTSAF/2
8. SEGURIDAD
La correcta ejecución de las actividades relacionadas con estos
procedimientos debe ser acompañada por el estricto mantenimiento
de las normas de seguridad requeridas para cada trabajo respectivo.
El equipo personal de protección está conformado, pero no limitado
a guantes, cascos, protectores auditivos, gafas, zapatos dieléctricos
puntas de acero, ropa adecuada y señales de advertencia para
delimitar el área de trabajo al momento de trabajar con alto voltaje.
Este procedimiento es utilizado para la realización de
pruebas eléctricas a transformadores de potencia
