ENSAYO de TRANSFORMADORES Norberto A. Lemozy

ENSAYO de TRANSFORMADORES
Norberto A. Lemozy
1 INTRODUCCIÓN
La verificación del correcto funcionamiento de cualquier equipo es de suma importancia, en
particular cuando se trata de unidades grandes y de mucho costo, y éste es el caso de
transformadores. La experiencia de muchos años ha permitido conocer las cosas más importantes
que se deben verificar para garantizar el correcto funcionamiento de los transformadores durante
una larga vida útil. Por otro lado es necesario verificar que el transformador cumple con las
características solicitadas.
Para hacer las respectivas verificaciones y evitar diversidad de opiniones, las partes se deben
ajustar a Normas, generalmente establecidas de antemano por el comprador u organismos
especializados. Las Normas son documentos que establecen, por consenso y aprobados por un
organismo reconocido, reglas y criterios para usos comunes y repetidos. Es decir, establece las
condiciones mínimas que deben reunir un producto o servicio para que sirva al uso al que está
destinado. Las Normas son el producto de la experiencia de los fabricantes, usuarios,
investigadores y otras partes interesadas que permiten garantizar la calidad de un producto al
menor costo.
La mayoría de las naciones tienen sus propios institutos de normalización, o adoptan normas
de otros países reconocidas internacionalmente. En el caso de la Argentina dicho instituto es el
IRAM: Instituto Argentino de Normalización y Certificación, que data de 1935 y es el
representante argentino ante las organizaciones regionales de normalización: Asociación
MERCOSUR de Normalización (AMN), y la Comisión Panamericana de Normas Técnicas
(COPANT), y también ante organizaciones internacionales como la International Organization
for Standardization (ISO) y la International Electrotechnical Commission (IEC), en este caso en
conjunto con la Asociación Electrotécnica Argentina (AEA)-. IRAM lidera los comités técnicos
nacionales que analizan los documentos en estudio, canaliza las propuestas nacionales, fija la
posición de Argentina ante estos organismos y está presente en la conducción de varios de los
comités técnicos internacionales.
Algunas de las Normas IRAM sobre transformadores de potencia son las siguientes:
2018 Transformadores de potencia. Ensayos de calentamiento.
2099 Transformadores de potencia. Generalidades.
2104 Transformadores de potencia. Métodos de medición de la relación de transformación y
de fase.
2105 Transformadores para transporte y distribución de energía eléctrica. Niveles de
aislación y ensayos dieléctricos.
2106 Transformadores de potencia. Métodos de ensayo para la medición de las pérdidas, de
la corriente en vacío y de las impedancias de corto circuito.
2112 Transformadores de potencia. Comportamiento ante cortocircuitos externos.
2211 Parte I: Coordinación de aislación.
2276 Transformadores de potencia secos.
2277 Transformadores de potencia secos encapsulados en resina. Tipificación de
características y accesorios.
2453 Guía de ensayo de impulso de transformadores y reactores.
1
A continuación se hace un análisis de los principales ensayos desde un punto de vista
didáctico, si el lector desea obtener los detalles necesarios para realizar los ensayos ajustados a
las normas, deberá inevitablemente consultarlas.
Una forma de clasificar los ensayos puede ser la siguiente:
Ensayos en carga
Ensayos para la determinación de pérdidas y parámetros
Medición de resistencias
Medición de la relación de transformación
Determinación de la polaridad
Determinación del grupo de conexión
Ensayo en vacío
Ensayo en cortocircuito
Ensayo de calentamiento
Ensayo de cortocircuito
Ensayos para la verificación de la aislación
Medición de resistencia de aislación e índice de polarización
Ensayo de tensión aplicada
Ensayo de tensión inducida
Ensayo de tensión de impulso
Otros ensayos
Respuesta en frecuencia
Medición de ruido audible
Control del equipamiento auxiliar
Etcétera
2 ENSAYOS EN CARGA
Básicamente estos ensayos consisten en hacer funcionar a la máquina en las condiciones para
las que fue diseñada, por ejemplo en el caso de los transformadores habría que alimentarlos con
tensión y frecuencia nominales y ponerles la carga nominal, como se muestra en la figura 1.
Red de CA
I1
P1
A
W
U1
U2
V
V
P2
I2
W
A
Transformador
Fig. 1. Ensayo en carga.
2
Carga
Si bien en un transformador las magnitudes de entrada y de salida son eléctricas y por lo tanto
fáciles de medir, se presentan otros problemas. Los transformadores son máquinas que se
construyen para potencias y tensiones muy grandes, centenares de MVA y kV y es imposible
disponer particularmente tales potencias en los laboratorios, lo mismo que las cargas donde
disiparlas. Este problema se presenta aún en los transformadores de distribución, normalmente de
no más de 1 MVA, que si bien son potencias menores, tampoco son fáciles de disponer.
Un problema adicional aparece en el cálculo de la potencia de pérdidas Pper que resulta de la
diferencia de dos magnitudes próximas entre sí y al hacer la propagación de errores, el resultado
puede quedar con un error relativo inadmisible.
PPer = P1 − P2
(1)
Un ejemplo numérico puede aclarar la situación: supóngase que las potencias valen P1 = 1000
kW y P2 = 950 kW lo que daría una potencia de pérdidas de 50 kW. Si cada una de las potencias
se mide con un error relativo de aproximadamente 1%, es decir 10 kW, la potencia P1 indicada
por el wattímetro de la entrada estaría comprendida entre los valores:
Y la potencia P2 entre:
990 ≤ P1 ≤ 1010 kW
(2)
940 ≤ P2 ≤ 960 kW
(3)
Si la mala suerte hace que uno de los wattímetro indique por defecto y el otro por exceso, la
potencia de pérdidas resultaría entre los valores:
990 − 960 = 30 ≤ Pper ≤ 70 = 1010 − 940 kW
(4)
Entonces, respecto del valor exacto de 50 kW resultaría:
Pper = 50 ± 20 = 50 ± 40% kW
(5)
Error excesivamente alto y que invalida la medición. Lo anterior es absolutamente cierto y
puede ocurrir toda vez que se hace una determinación como diferencia de dos magnitudes con
valores próximos entre sí.
Otro inconveniente de la determinación anterior es que no se sabe qué valor le corresponde a
cada una de las pérdidas por separado.
Por lo expuesto prácticamente nunca se hacen ensayos en carga de transformadores.
3 ENSAYOS PARA LA DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS Y PARÁMETROS
Como se verá a continuación existen una serie de ensayos que permiten determinar las
pérdidas y los parámetros del transformador con gran facilidad y exactitud, aún en unidades de
gran potencia y que son los métodos recomendados por las normas.
3.1 Medición de Resistencias
La resistencia de los bobinados de las máquinas eléctricas se miden con corriente continua y
según convenga se puede hacer con:
Voltímetro y amperímetro
Puente de Wheatstone
Puente de Thomson
3
3.1.1 Medición con Voltímetro y Amperímetro
El método del voltímetro y amperímetro requiere del armado de un circuito con una batería, un
elemento para la regulación de la corriente (reóstato en serie) y los respectivos instrumentos.
Como la resistencia de los arrollamientos generalmente es baja, conviene usar una conexión
corta, como se muestra en la figura 2, no obstante se debe hacer la corrección del error
sistemático debido al consumo del voltímetro.
I'
R
A
U
V
Iv
Fig. 2. Medición de resistencia con voltímetro y amperímetro.
La resistencia resulta:
U
RV
(6)
U
I '− I V
(7)
IV =
r=
Cualquiera sea el método de medición empleado, debe tenerse en cuenta que la constante de
tiempo de un transformador en vacío puede ser de varios segundos, en particular en unidades de
gran porte, y por lo tanto la corriente continua tarda un tiempo en estabilizarse y las mediciones
se deben realizar cuando la corriente es constante.
Por otro lado la corriente empleada no debe superar el 15% (IRAM 2018) de la corriente
nominal a fin de que el calentamiento producido por efecto Joule no altere la medición.
3.1.2 Medición con Puentes
En general el uso de puentes para la medición de resistencias es más cómodo y más exacto que
con voltímetro y amperímetro. Según sea el rango de la resistencia a medir conviene usar un
puente de Wheatstone (Charles Wheatstone, físico inglés, 1802-1875) o de Thomson (William
Thomson o Lord Kelvin, matemático inglés, 1824-1907). El primero es adecuado para
resistencias comprendidas entre 0,1 Ω a 1 MΩ, mientras que el segundo lo es para resistencias de
1 Ω a 0,0001 Ω aproximadamente.
Si bien un puente de Wheatstone podría medir resistencias menores, la influencia de las
resistencias de contacto de las conexiones, figura 3, le hace perder exactitud. Las resistencias de
contacto dependen mucho de la presión y de la limpieza del contacto y en condiciones normales
rondan los 0,01 Ω.
4
Puente de Wheatstone
RX
R de contacto
R de contacto
Fig. 3. Conexión del puente de Wheatstone.
Para reducir las caídas de tensión que se producen en esas resistencias se trata de hacer
circular poca corriente por las conexiones voltimétricas, separando las conexiones del voltímetro
de la figura 2, indicadas con flechas, de las conexiones de corriente o como se hace en el puente
de Thomson donde hay bornes de conexión separados para corriente C y para tensión P, figura 4.
Puente de Thomson
C1
P1
P2
C2
Fig. 4. Conexión del puente de Thomson.
3.1.3 Efecto de la Temperatura
La mayoría de los arrollamientos de las máquinas eléctricas son de cobre y en algunos casos
también se emplea aluminio y ambos materiales tienen un coeficiente de temperatura
relativamente alto, lo que significa que al variar la temperatura de la máquina, variará la
resistencia de los arrollamientos y consecuentemente sus pérdidas por efecto Joule.
Como los cambios de temperatura no son muy grandes, es suficiente suponer una variación
lineal de la resistencia con la temperatura:
Rt = R0 ⋅ (1 + α 0 ⋅ t )
(8)
Donde Rt y R0 son las resistencias a t y 0 °C respectivamente y α0 el coeficiente de
temperatura a cero grados, que para el cobre y aluminio valen aproximadamente:
1
235
[1/°C]
1
Para el alumnio : α 0 =
225
α0 =
Para el cobre :
5
(9)
Con los valores anteriores se pude ver que para un arrollamiento de cobre, aproximadamente
cada 23 °C de elevación de temperatura, la resistencia y las pérdidas por efecto Joule aumentan
un 10 %, el que es un valor importante. Por ese motivo las Normas establecen temperaturas de
referencia a la cual se deben especificar las resistencias y todos aquellos parámetros que
dependen de la temperatura, por ejemplo un valor muy usado en transformadores sumergidos en
aceite es el de 75 °C.
Por lo dicho, cuando se miden resistencias es muy importante tomar nota de la temperatura a
que se encuentra la máquina, que si no estuvo en funcionamiento será prácticamente igual a la
temperatura ambiente.
Planteando la ecuación (8) para 75 °C queda:
R75 = R0 ⋅ (1 + α 0 ⋅ 75)
(10)
Al hacer el cociente entre las ecuaciones (10) y (8) resulta:
1
R75 1 + α 0 ⋅ 75 α 0
=
=
1
Rt
1+α0 ⋅t
α0
+ 75
+t
≅
235 + 75
235 + t
(11)
De donde:
R75 =
235 + 75
⋅ Rt
235 + t
(12)
Que es la expresión que se usa para referir una resistencia medida a la temperatura t a la
temperatura de 75 °C.
3.2 Determinación de la Relación de Transformación
La relación de transformación está dada por la relación de espiras o de fuerzas electromotrices
de los bobinados, pero si el transformador está en vacío, no habrá caídas de tensión en el
secundario y las del primario serán muy pequeñas porque la corriente de vacío es mucho menor
que la nominal:
I 2 = 0 ⇒ U 2 = E2
(13)
I = I << I ⇒ U& = E& + z& ⋅ I& ≅ E&
1
0
1n
1
1
1
0
1
Por lo tanto si el transformador está en vacío la relación de tensiones es prácticamente igual a
la relación de transformación.
U
a = 1 En vacío
(14)
U2
3.2.1 Determinación de la Relación de Transformación con Voltímetros
El procedimiento más sencillo es medir las tensiones con voltímetros, como se muestra en la
figura 5, pero como la norma IRAM 2099 establece una tolerancia para la relación de
transformación de 0,5 % como máximo, las mediciones se deben hacer muy exactamente. Dado
que en un cociente se suman los errores relativos del numerador y del denominador, para no
superar el error máximo admitido, los voltímetros deben ser de clase 0,2 o aún 0,1 que no son
6
muy comunes en los laboratorios. También hay que tener en cuenta que frecuentemente se deben
emplear transformadores de tensión que aportan sus errores.
U
U1
CA
u
V
U2
V
V
v
Fig. 5. Determinación con voltímetros.
A fin de reducir la incidencia de los errores aleatorios, la Norma IRAM recomienda hacer
cuatro mediciones, por ejemplo con el 100; 90; 80 y 70 % de la tensión nominal, de frecuencia
nominal, obtener las relaciones en los cuatro casos y hacer el promedio. No se deben usar
tensiones mayores a la nominal ni frecuencias menores a la nominal porque aumentarían la
corriente de vacío y consecuentemente la diferencia entre U1 y E1 dada en (13).
3.2.2 Determinación de la Relación de Transformación con Divisor de Tensión
Un procedimiento más exacto para la determinación de la relación de transformación es
mediante la utilización de un divisor de tensión patrón, que puede ser resistivo o inductivo, como
se muestra en la figura 6.
U
CA
U1
V
U1
U2
D
∆ U2= 0
V
R1
U1
R2
U2D
Fig. 6. Determinación con divisor de tensión.
El transformador se debe alimentar por el lado de mayor tensión y se debe tener especial
cuidad en la ubicación de los bornes homólogos para lograr que en el circuito secundario las
tensiones se resten entre sí. Normalmente la alimentación es de tensión reducida y frecuencia
nominal. El detector D es un voltímetro de corriente alterna de muy bajo alcance y alta
impedancia de entrada.
Suponiendo que el divisor es resistivo se ajusta R1 hasta que el detector no indica diferencia de
tensiones o un valor mínimo, en esas condiciones resulta:
Si ∆U 2 = 0
U 2 = U 2D =
7
R2
⋅U 1
R1 + R2
(15)
Entonces:
a=
U 1 R1 + R2
=
U2
R2
(16)
Estos divisores son aparatos autocontenidos, comercialmente se los conoce como
“relaciómetros”, permiten alcanzar exactitudes del orden de 0,1 % y son los más utilizados en los
laboratorios de control.
3.2.3 Determinación de la Relación de Transformación con Transformador Patrón
Cuando se debe medir la relación de transformación de muchos transformadores iguales, se
puede hacerlo por comparación con un transformador, tomado como patrón, cuya relación se
conoce muy exactamente. En la Norma IRAM 2104 se indican los procedimientos de medición,
recomendándose la conexión diferencial a la denominada independiente.
3.3 Determinación de la Polaridad
En los transformadores no se indicar los bornes homólogos, en su lugar se designan los bornes
de conexión con letras normalizadas, mayúsculas para el lado de mayor tensión y minúsculas
para el lado de menor tensión:
En transformadores monofásicos: U-V y u-v.
En transformadores trifásicos U-X; V-Y; W-Z y u-x; v-y; w-z.
Si el transformador tiene más de dos arrollamientos se agregan subíndices.
La relación de la polaridad con los bornes homólogos se indica por medio de la polaridad, que
debe estar indicada en la chapa de características. La polaridad puede ser aditiva o sustractiva y
no influye en el funcionamiento del transformador; su conocimiento es necesario cuando se
deben interconectar transformadores entre sí, por ejemplo para el funcionamiento en paralelo. Si
no se indica los contrario, las normas recomiendan la polaridad sustractiva.
En el caso de transformadores polifásicos, la polaridad se determina fase por fase y debe ser la
misma en todas ellas. La polaridad se puede determinar de distintas maneras, a continuación se
analizan dos procedimientos.
3.3.1 Determinación de la Polaridad con Voltímetros
Si un transformador monofásico se lo conecta como se muestra en la figura 7, con un puente
entre los bornes U y u, se lo alimenta preferentemente por el lado de mayor tensión, puede
hacerse con tensión reducida, y se miden las tensiones indicadas; el voltímetro conectado entre
los bornes V y v, puede indicar la suma o la diferencia de las tensiones primaria y secundaria. En
el primer caso se dice que el transformador tiene polaridad aditiva y en el segundo sustractiva.
Este procedimiento no es recomendado si la relación de transformación es superior a 30,
debido a que las tensiones ∆U, para ambas polaridades, son muy semejantes.
∆U = U 1 + U 2
∆U = U 1 − U 2
Polaridad aditiva
Polaridad sustractiva
8
U
U1
CA
u
U2
V
V
V
v
V
∆U
Fig. 7. Determinación de la polaridad con voltímetro.
Como ya se dijo la polaridad está relacionada con los bornes homólogos y la designación de
los terminales; En la figura 8 se muestran las dos posibilidades y los sentidos de las tensiones que
justifican la medición anterior.
U
u
U
V
v
Polaridad aditiva
u
V
v
Polaridad sustractiva
Fig. 8. Polaridad y bornes homólogos.
Como regla nemotécnica se puede decir que cuando los bornes homólogos (correspondientes)
son homónimos (igual nombre), la polaridad es sustractiva.
3.3.2 Determinación de la Polaridad con Transformador Patrón
Para aplicar este procedimiento se necesita un transformador, tomado como patrón, de
polaridad conocida y de igual relación de transformación que el ensayado. Uniendo los bornes de
letras iguales, se conectan ambos primarios en paralelo y los secundarios en oposición, sin cerrar
el circuito, a fin de medir la diferencia de tensiones secundarias. Si esa tensión diferencia es nula
o muy pequeña, ambos transformadores tienen la misma polaridad; en el caso contrario, la
tensión medida será el doble de la secundaria.
3.3.3 Determinación de la Polaridad con Corriente Continua
En la Norma IRAM 2104 se indica una forma muy ingeniosa para la determinación de la
polaridad con corriente continua; en este método se utiliza el circuito de la figura 9, donde hay
una batería como fuente de corriente continua, dos resistencias limitadoras y un galvanómetro o
un voltímetro de imán permanente y bobina móvil con cero al centro y bajo alcance.
El procedimiento es el siguiente, con el interruptor S1 cerrado y el selector S2 en la posición 1
se toma nota del sentido de deflexión del galvanómetro, luego se pasa el selector S2 a la posición
2 y se abre el interruptor S1; si en el transitorio de apertura que se genera el galvanómetro
deflecta en el mismo sentido que la primera vez, el transformador es de polaridad aditiva, y
sustractiva en el caso contrario.
9
R1
U
u
R2
G
V
v
2
S2
S1
1
Fig. 9. Determinación de la polaridad con corriente continua.
Las resistencias R1 y R2 son para limitar las corrientes. Se deja al lector la justificación del
método.
3.4 Determinación del Grupo de Conexión
En la Norma IRAM 2104 se habla de relación de fase y de desplazamiento angular que en los
transformadores monofásicos puede ser de 0 ó 180 grados y es lo que determina los bornes
homólogos y la polaridad; pero en los transformadores trifásicos el desplazamiento angular entre
las tensiones correspondientes del primario y del secundario puede ser cualquier ángulo múltiplo
de 30º, dependiendo de las conexiones internas y de la designación de los bornes, como se verá al
estudiar los transformadores trifásico.
El ángulo de desfase se mide desde la tensión de alta tensión hacia la correspondiente de baja
y en sentido horario. Por una cuestión de costumbre y practicidad ese se indica con la
denominada cifra de hora que es el ángulo dividido 30, por ejemplo si el ángulo es de 90º grados
el diagrama fasorial resulta, figura 10.
U UV
θ = 90º
U uv
Fig. 10. Diagrama fasorial para cifra de hora 3.
La determinación de la cifra de hora se puede hacer con voltímetro, de la siguiente manera: se
hace un puente entre los bornes U y u y se lo alimenta trifásicamente desde el lado de mayor
tensión preferentemente con tensión reducida, figura 11, y se miden las tensiones de línea de
entrada y salida y entre los bornes Vv, Vw,Wv, y Ww, como se indica en la tabal I.
10
R
U
u
S
V
v
T
W w
Fig. 11. Circuito para la determinación de la cifra de hora.
Tabla I. Tensiones para construir el diagrama fasorial.
UUV UVW UWU
Uuv Uvw Uwu
UVv UVw UWv UWw
Con los valores de tensión se construye el triángulo de tensiones primaria, y se ubican los
vértices del triángulo de tensiones secundaria teniendo en cuenta que los vértices U y u de ambos
triángulos coinciden. Del diagrama fasorial que resulta se determina el ángulo de desfase y la
cifra de hora. Como ya se dijo este tema se ampliará cuando se estudien los transformadores
trifásicos.
3.5 Ensayo en Vacío
En este ensayo se determinan las pérdidas en el hierro, la corriente y el factor de potencia en
vacío y los parámetros de la rama paralelo del circuito equivalente. El ensayo se realiza aplicando
tensión nominal, de frecuencia nominal, preferentemente a un arrollamiento de baja tensión, y
con los otros arrollamientos abiertos, se mide la corriente I’0 y la potencia P’0 absorbidas y
tensión aplicada U1, figura 12.
I '0
P0'
A
W
u
U
v
V
U1
V
Iw
Iv
Fig. 12. Circuito para el ensayo en vacío.
La indicación de alimentar al transformador “preferentemente” por un arrollamiento de baja
tensión se basa en que, de esa forma, la tensión necesaria será más fácil de obtener y medir y,
además, la corriente tendrá un valor más acorde con los alcances normales de los instrumentos.
Al estar el transformador en vacío, no entrega potencia, y toda la que absorbe se gasta en
pérdidas. Como la corriente secundaria es nula, en ese arrollamiento no hay pérdidas en el cobre
y, por otra parte como la corriente primaria en vacío es mucho menor a la nominal, las pérdidas
en el cobre del primario son despreciables. Entonces si la tensión y la frecuencia son nominales,
las pérdidas en el hierro también serán nominales:
11
I 2 = 0 ⇒ PCu 2 = 0
I 1 = I 0 << I 1n ⇒ PCu1

 ⇒ PCu ≅ 0
≅ 0
(17)
y
U 1 = U 1n ≅ E1n = 4,44 f n N1 S Fe Bmáx ⇒ PFe = PFen
(18)
Si a la potencia que indica el wattímetro se restan los consumos de la propia bobina de tensión
y el del voltímetro, se obtiene la potencia en vacío P0:
P0 = P0' −
U 12 U 12
−
RV RW
(19)
Que resulta igual a las pérdidas en el hierro nominales del transformador.
P0 = PFe n
(20)
Como se vio en el capítulo de Reactor las pérdidas debidas a la histéresis, dependen de la
frecuencia y del valor medio de E mientras que las debidas a las corrientes parásitas dependen del
valor eficaz de E. Si el voltímetro empleado en el circuito de la figura 11 responde al valor eficaz
de la tensión, como lo hacen los de hierro móvil y la tensión es sinusoidal las pérdidas en el
hierro tendrán el valor nominal definido en las normas.
Pero como casi nunca la tensión aplicada es perfectamente sinusoidal, normas establecen un
límite en el factor de forma del orden de ±10% para que la medición sea válida, y recomiendan
colocar dos voltímetros uno que responda al valor eficaz y otro al valor medio, como ser de
bobina móvil y rectificador. Los detalles del procedimiento se pueden obtener de la norma IRAM
2106.
Para garantizar la forma de onda de la tensión aplicada al transformador, la regulación de la
misma se debe hacer con elementos de baja impedancia serie, como ser un autotransformador
variable. Esto es para evitar que la caída de tensión en el elemento de regulación, provocada por
la corriente de vacío que no es sinusoidal, no altere la forma de onda de la tensión que le llega al
transformador bajo ensayo. Por el motivo anterior no se deben usar resistencias serie ni divisores
resistivos.
Como ya se mencionó la corriente de vacío de un reactor con núcleo ferromagnético o un
transformador en vacío tiene un fuerte contenido de armónicos impares, pero por razones
prácticas se trabaja con una corriente senoidal equivalente, que tiene el mismo valor eficaz de la
poliarmónica, da lugar a las mismas pérdidas y se la puede tratar fasorialmente; el valor de esa
corriente es el indicado por el amperímetro ferromagnético del circuito de la figura 12.
La corriente de vacío indicada por el amperímetro es la suma fasorial de las corrientes
absorbidas por el transformador I0 más la del voltímetro IV más la del wattímetro IW :
U&
U&
I&0' = I&0 + I&V + I&W = I&0 + 1 + 1
RV RW
De donde se puede despejar I0 .
12
(21)
U& 1 = U 1∠0
cos ϕ 0' =
P0'
→ ϕ 0'
'
U1 ⋅ I 0
(22)
I&0' = I 0' ∠ − ϕ 0'
U&
U&
I&0 = I&0' − 1 − 1 ≅ I&0'
RV RW
U1
ϕ0
ϕ '0
I '0
I0
Iv + I w
Fig. 13. Diagrama fasorial en vacío.
Pero observando el diagrama fasorial de la figura se puede ver que las corrientes absorbidas
por los instrumentos quedan prácticamente perpendiculares a I’0 y además son pequeñas, por lo
que normalmente se toma I 0' = I 0 .
Del ensayo en vacío se pueden calcular los parámetros de la rama paralelo del circuito
equivalente, el que para un transformador operando en vacío, se puede simplificar como se
muestra en la figura 14.
I0
Im
U1
Xm
Ip
P0
Fig. 14. Circuito equivalente en vacío.
De donde:
13
Rp
Ip =
P0
U1
I m = I 02 − I p2
Q0 =
(U1 I 0 )2 − P02
cos ϕ 0 =
= U1I m
(23)
P0
I 0 U1
Y los parámetros referidos al lado desde donde se hicieron las mediciones serán:
U
U2
Rp = 1 = 1
Ip
P0
U 1 U 12
Xm =
=
I m Q0
(24)
3.5.1 Variación de la Tensión Aplicada
Si bien el ensayo en vacío se debe hacer a tensión nominal, con propósitos didácticos es
interesante observar el efecto de la variación de la tensión aplicada en las magnitudes medidas y
en los parámetros de la rama paralelo del circuito equivalente.
Como se planteó en la ecuación (18), la tensión aplicada es muy parecida a la fuerza
electromotriz inducida y, como la frecuencia permanece constante, de ella depende la inducción
magnética en el núcleo del transformador.
Si f = cte. Bmáx ∝ U 1
(25)
Potencia Absorbida
Las pérdidas por corrientes parásitas dependen de la inducción máxima al cuadrado y las
debidas a la histéresis magnética de la inducción máxima elevada a un exponente próximo a dos:
2
Pp = k p f 2 ⋅ Bmáx
x
Ph = k h f ⋅ Bmáx
(26)
x≅2
Por lo tanto, a frecuencia constante, las pérdidas en el hierro varían en forma
aproximadamente cuadrática con la inducción máxima y la tensión aplicada, como se muestra en
la figura 15.
2
P0 = PFe = Pp + Ph ∝ Bmáx
∝ U 12
14
(27)
0,07
0,06
Po [°/1]
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
U [°/1]
Fig. 15. Potencia de vacío en función de la tensión aplicada.
Corriente Absorbida
Como la componente de pérdidas de la corriente absorbida por el transformador en vacío es
mucho menor que la componente magnetizante, se puede suponer que esa corriente en vacío es
totalmente magnetizante:
I&0 = I&m + I& p ≅ I&m
(28)
Esa corriente magnetizante es la que da lugar al campo magnético H eficaz en el núcleo:
H ef =
N1 &
Im ∝ Im ≅ I0
l
(29)
Por lo tanto la curva de I0 en función de U1 es la curva de Hef en función de Bmáx del núcleo, es
decir la característica de magnetización con los ejes permutados respecto a la representación
habitual. Esa curva tiene un primera parte recta, donde la permeabilidad del núcleo es constante,
y luego por efecto de la saturación, el crecimiento de la corriente magnetizante aumenta a la
corriente de vacío en mayor proporción que la lineal, figura 16.
0,08
Io [°/1]
0,06
0,04
0,02
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
U [°/1]
Fig. 16. Corriente de vacío en función de la tensión aplicada.
15
Factor de Potencia
El factor de potencia, como se indicó en (23), es igual al coseno del ángulo ϕ0 porque se está
trabajando con una corriente senoidal equivalente a la poliarmónica de vacío y vale:
cos ϕ 0 =
P0
I 0 U1
(30)
Y teniendo en cuenta las relaciones (27), (29) y (25), resulta:
cos ϕ 0 =
P0
B2
B
∝
=
= µ = µ 0 ⋅µ r
I 0 U1 H ⋅ B H
(31)
Es decir que el factor de potencia en vacío es proporcional a la permeabilidad del núcleo, la
que es alta en la zona lineal y se reduce cuando se produce el mismo se satura, figura 17.
0,035
0,03
cos fi
0,025
0,02
0,015
0,01
0,005
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
U [°/1]
Fig. 17. Factor de potencia de vacío en función de la tensión aplicada.
Resistencia de Pérdidas
Según lo establecido en (24) la resistencia de pérdidas es el cociente de la tensión aplicada, al
cuadrado, y la potencia absorbida:
U 2 B2
R p = 1 ∝ 2 ≅ cte.
(32)
P0
B
Es decir que resultar sensiblemente constante, como se muestra en la figura 18.
Reactancia de Magnetización
La reactancia magnetizante definida en (24) es el cociente de la tensión aplicada y la corriente
magnetizante:
U
U
B
Xm = 1 ≅ 1 ∝
= µ = µ0 ⋅ µr
(33)
Im
I0
H
Es decir que tiene la misma ley de variación que el factor de potencia; al aumentar la tensión
aplicada y saturarse el núcleo, se reduce la reactancia magnetizante y aumenta la corriente Im en
forma semejante a como lo hace la corriente de vacío, figura 18.
16
120
Rp y Xm [°/1]
100
80
Xm
60
Rp
40
20
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
U [°/1]
Fig. 18. Resistencia de pérdidas y reactancia magnetizante en función de la tensión aplicada.
3.6 Ensayo en Cortocircuito
En este ensayo se determinan las pérdidas en el cobre, la tensión y el factor de potencia en
cortocircuito y los parámetros de la rama serie del circuito equivalente. El ensayo se realiza
haciendo circular una corriente nominal, o próxima a ella, de frecuencia nominal,
preferentemente a un arrollamiento de alta tensión, y con el otro arrollamiento cortocircuitado, se
mide la corriente I’1 y la potencia P’cc absorbidas y tensión aplicada Ucc, mucho menor que la
nominal, y la temperatura ambiente t, figura 19.
I '1
Pcc'
TR
U
u
A
W
Ucc
V
V
v
Fig. 19. Circuito para el ensayo en cortocircuito.
La indicación de alimentar al transformador “preferentemente” por un arrollamiento de alta
tensión se basa en que, de esa forma, la corriente necesaria será más fácil de obtener y medir y,
además, la tensión tendrá un valor más acorde con los alcances normales de los instrumentos.
Si el transformador posee más de dos arrollamientos, el ensayo se realiza tomando los
arrollamientos de a dos y dejando los restantes a circuito abierto.
Como un transformador en cortocircuito presenta una baja impedancia, especialmente en los
de baja tensión, se puede dificultar el ajuste de la corriente nominal y, como se indica en el
circuito de la figura 19, es común intercalar un transformador reductor (TR) entre la fuente y el
transformador a ensayar; de esta forma la fuente provee una corriente menor y a mayor tensión.
También es común tener que usar transformadores de corriente para los instrumentos.
Al estar el transformador cortocircuitado, la tensión de salida es nula y no entrega potencia,
por lo tanto toda la potencia absorbida se gasta en pérdidas. Si la corriente primaria es nominal, la
secundaria también lo será y en ambos arrollamientos las pérdidas en el cobre serán nominales.
17
Por otra parte como la tensión de alimentación Ucc es mucho menor a la nominal, la inducción
magnética en el núcleo y las pérdidas en el hierro serán despreciables.
I1 = I1n e I 2 = I 2 n ⇒ PCu = PCu n
U cc << U 1n ⇒ PFe ≅ 0
(34)
Por lo tanto la potencia absorbida por el transformador en cortocircuito y a corriente nominal,
es igual a las pérdidas en cobre nominales. No obstante a la potencia indicada por el wattímetro
se le deben restar los consumos de la propia bobina de tensión y el del voltímetro:
Pcc = Pcc' −
U cc2 U cc2
−
RV RW
(35)
Que resulta igual a las pérdidas en el hierro nominales del transformador.
Pcc = PCu n
(36)
La indicación del amperímetro normalmente no se corrige porque, además de las razones
expuestas en el caso del ensayo en vacío, en este ensayo, la corriente nominal del transformador
resulta muy superior a la de consumo instrumental y se toma I1' = I1 .
Como la tensión de cortocircuito es mucho menor a la nominal, también lo será la inducción
en el núcleo y éste operará en la zona lineal de la curva de magnetización. Consecuentemente un
transformador en cortocircuito se comporta linealmente. Por lo tanto si el ensayo se realiza a una
corriente inferior a la nominal, se pueden obtener los valores correspondientes a la corriente
nominal haciendo las proporciones (37) que corresponden a un circuito de parámetros constantes.
I
U cc =  1n
 I1

 ⋅ U cc medida

I
Pcc =  1n
 I1

 ⋅ Pcc medida

2
(37)
Donde I1 es la corriente utilizada en el ensayo.
Como la resistencia del cobre o del aluminio utilizado en los arrollamientos varía
considerablemente con la temperatura, los resultados se deben referir a la temperatura indicada en
las normas, como se indicó en el párrafo 2.1.3. La Norma IRAM 2106 establece que para las
clases de aislación A, E y B la temperatura de referencia es de 75 ºC y para las clases F, H y C es
de 115 ºC, los transformadores sumergidos en aceite entran en el primer grupo y los encapsulados
en resinas epoxi en el segundo.
Para la corrección por temperatura la Norma IRAM 2106 separa la potencia en cortocircuito
en sus componentes por efecto Joule producidas por las corrientes I1 e I2 en los conductores
activos (bobinas) Pj y las producidas por las corrientes parásitas inducidas por el flujo disperso en
todas las partes conductoras que son atravesadas por ese flujo Pad, principalmente en las propias
bobinas.
Si aumenta la temperatura, crecen las resistencias y las pérdidas por efecto Joule debidas a las
corrientes I1 e I2, pero disminuyen las corrientes parásitas y, en consecuencia las pérdidas
adicionales originadas por el flujo disperso.
18
Las pérdidas por efecto Joule en los bobinados a la temperatura de ensayo vale:
Pj t = r1t ⋅ I12 + r2t ⋅ I 22
(38)
La corriente I2 se obtiene con la relación de transformación:
I 2 = aI1 = I1'
(39)
La relación de transformación de la expresión (39) es la determinada haciendo el cociente
indicado en (14), es decir de las tensiones en vacío del lado de ensayo, generalmente el de mayor
tensión, al lado cortocircuitado.
Si las resistencias se midieron a una temperatura t1 distinta a la que se realizó en ensayo en
cortocircuito t, previamente se las debe referir a la temperatura del ensayo en cortocircuito con la
expresión (40).
235 + t
rt =
⋅ rt1
(40)
235 + t1
Por diferencia se obtienen las pérdidas adicionales a la temperatura de ensayo t:
Pad t = Pcc t − Pj t
(41)
Esta diferencia se debe hacer con mucho cuidado porque son dos magnitudes próximas entre sí
y el error del resultado puede ser elevado si no se hacen las mediciones correctamente.
Luego se calculan las dos potencias a la temperatura de referencia, por ejemplo a 75 ºC,
teniendo en cuenta que las pérdidas por efecto Joule aumentan y las adicionales disminuyen con
la temperatura.
235 + 75
235 + t
Pcc 75 =
⋅ Pj t +
⋅ Pad t
(42)
235 + t
235 + 75
Del ensayo en cortocircuito se pueden calcular los parámetros de la rama serie del circuito
equivalente, el que, para un transformador operando en cortocircuito, se puede simplificar como
se muestra en la figura 20, debido a que, como ya se indicó, la tensión de cortocircuito y la
inducción magnética en el núcleo son muy reducidas y por lo tanto también lo es la corriente
magnetizante y consecuentemente se puede eliminar la rama paralelo del circuito equivalente.
I1
U cc
re
Ur
Pcc
xe
Ux
Fig. 20. Circuito equivalente en cortocircuito.
Si se tiene en cuenta que al referir los resultados a 75 ó 115 ºC la resistencia equivalente
aumenta, el diagrama fasorial resultará como el de la figura 21, donde se puede ver que la caída
reactiva no cambia.
19
Ucc t
Ucc 75
ϕcc t ϕcc 75
Ur t
U x = cte.
Ur 75
I1
Fig. 21. Diagrama fasorial en cortocircuito.
Del circuito equivalente a la temperatura de ensayo t se puede obtener:
Urt =
Pcc t
I1
U x = U cc2 t − U r2t
Qcc =
(U
cos ϕ cc t =
I
cc t 1
)
− Pcc2 t
2


 Independientes de t
= U x I1 
(43)
Pcc t
U cc t I1
Y a la temperatura de referencia de 75 ºC:
U r 75 =
Pcc 75
I1
U cc 75 = U r275 + U x2
cos ϕ cc 75 =
(44)
Pcc 75
U cc 75 I1
Los parámetros referidos al lado desde donde se hicieron las mediciones serán:
re 75 =
U r 75
I1
U
Q
xe = x = cc2
I1
I1
(45)
Si bien en la mayoría de los casos se trabaja con la resistencia y con la reactancia equivalentes,
puede ser que en algún caso se desee separar esos parámetros en sus componentes del primario y
del secundario.
Para el caso de las resistencias se pueden tener en cuenta los valores medidos con corriente
continua y suponer que en corriente alterna tanto la del primario como la del secundario se
incrementarán en la misma proporción, lo que no es totalmente cierto, entonces:
20
r1C r1 A
=
r2C r2 A
(46)
r1 A + a ⋅ r2 A = re
2
Donde:
1: Denota al lado desde donde se hicieron las mediciones.
2: Denota al lado en cortocircuito.
C: Corriente continua.
A: Corriente alterna.
U
a: Relación de transformación definida como 10 .
U 20
De las ecuaciones (46) se pueden despejar las resistencias en corriente alterna, resultando:
r1 A =
r2 A
r1C
⋅ re
r1C + a 2 ⋅ r2C
r2C
=
⋅ re
r1C + a 2 ⋅ r2C
(47)
Con respecto a las reactancias de dispersión, se puede suponer que al referirlas son
aproximadamente iguales, entonces:
Si: x1 ≅ x2' = a 2 ⋅ x2
(48)
xe
2
Entonces:
x
x 2 = e2
2a
(49)
x1 =
También se puede adoptar el mismo criterio de partición que para las resistencias:
x1 =
r1C
⋅ xe
r1C + a 2 ⋅ r2C
r2C
x2 =
⋅ xe
r1C + a 2 ⋅ r2C
(50)
Si bien estos criterios de partición son aproximados se debe tener en cuenta que en la gran
mayoría de los casos no es necesario hacer esta división.
3.6.1 Variación de la Corriente Aplicada
Si bien el ensayo en cortocircuito se debe hacer a corriente nominal, con propósitos didácticos
es interesante observar el efecto de la variación de la corriente en las magnitudes medidas y en
los parámetros de la rama serie del circuito equivalente. Al hacer esta prueba se observa lo
afirmado más arriba respecto a la linealidad del circuito y la constancia de sus parámetros.
Si se representan la tensión de cortocircuito en función de la corriente se obtiene una línea
recta; la potencia de cortocircuito da una parábola cuadrática y el factor de potencia es constante.
Figura 22.
21
Pcc
Ucc
cos fi
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
I [°/1]
Fig. 22. Tensión, potencia y factor de potencia en cortocircuito.
Si se representan los parámetros resistencia y reactancia equivalentes, ambos resultan
constantes. Figura 23.
0,06
[°/1]
0,04
re
0,02
xe
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
I [°/1]
Fig. 23. Resistencia y reactancia equivalentes.
Como el circuito es lineal, al aplicarle una tensión sinusoidal, la corriente absorbida también
resulta sinusoidal, lo que no trae problemas de caídas de tensión deformadas, auque existan
resistencia en el circuito de regulación.
Por lo visto en 3.5.1 el único parámetro del circuito equivalente del transformador que puede
variar es la reactancia magnetizante Xm , que depende de la saturación del núcleo, pero como la
mayoría de las veces los transformadores funcionan a tensión y frecuencia prácticamente
constantes, es acertado decir que en las aplicaciones industriales, de transmisión y de distribución
de la energía eléctrica, los parámetros de los circuitos equivalente, determinados en los ensayos
de vacío y de cortocircuito, son sensiblemente constantes, lo cual es una gran ventaja y no ocurre
en todas las máquinas eléctricas.
22
4 ENSAYO DE CALENTAMIENTO
La potencia que una máquina eléctrica puede suministrar depende de la temperatura máxima
que alcanzan sus aislaciones ya que si se superan los valores admisibles, la vida útil de las
mismas se puede acortar considerablemente. Por lo tanto es muy importante hacer esta
verificación.
Para determinar la temperatura de funcionamiento de una máquina que suministra su potencia
nominal se debe hacer un ensayo donde la potencia de pérdidas, que es la que se transforma en
calor, sea la nominal. Esto puede no ser fácil en máquinas de gran potencia y, como se estudiará
oportunamente, existen ensayos normalizados, por ejemplo en la Norma IRAM 2018, que logran
este objetivo sin consumir la potencia nominal de la máquina.
5 ENSAYO DE CORTOCIRCUITO
Es muy probable que durante su vida útil un transformador, particularmente los empleados en
las redes de distribución de energía, deba soportar cortocircuitos, cuando están operando a
tensión nominal. Esto da lugar a grandes corrientes, grandes esfuerzos electrodinámicos y
calentamientos muy rápidos, por esos motivos esas corrientes deben ser interrumpidas
rápidamente por los elementos de protección a fin de evitar accidentes.
Los transformadores deben estar diseñados para poder soportar esos eventos sin dañarse, con
tal propósito se hacen ensayos específicos como los detallados en la Norma IRAM 2112 donde,
según el transformador, se indica realizar tres ensayos de 0,5 segundos de duración y luego, para
detectar las posibles fallas, se hacen verificaciones mediante los ensayos de rutina, inspecciones
visuales externas e internas mediante el descubado, pudiéndose llegar hasta el desmantelado del
transformador en caso de grandes dudas.
6 ENSAYOS PARA LA VERIFICACIÓN DE LA AISLACIÓN
Se puede decir que las partes activas de las máquinas eléctricas están principalmente
constituidas por materiales conductores, aislantes y magnéticos; sin lugar a duda el grupo de
materiales aislantes es el más delicado: por su sensibilidad a la temperatura y porque con el
tiempo se degradan lentamente y van reduciendo su rigidez dieléctrica. Por ese motivo es muy
importante hacer verificaciones cuando el transformador está nuevo y luego continuar haciendo
controles, en forma periódica, a fin de detectar en forma temprana la posibilidad de una falla.
6.1 Resistencia de Aislación e Índice de Polarización
La medición de la resistencia de aislación es una sencilla determinación que da una idea del
estado de las aislaciones en las máquinas. Esta medición se realiza aplicando una tensión
continua constante y midiendo la corriente de fuga, si bien esta medición se puede hacer con
instrumentos separados es muy común utilizar instrumentos autocontenidos denominados en
forma genérica “megóhmetros”. Dependiendo de la tensión alterna nominal del elemento a medir,
se deben aplicar determinadas tensiones normalizadas para hacer las mediciones; muchos de los
instrumentos comerciales tienen la opción de permitir hacer las mediciones a tensiones entre
pocas decenas de volts y varios kilovolts.
Cuando se realizan mediciones de resistencias de aislación se debe tener en cuenta que muchas
veces se mide una combinación de resistencias y no solamente la que se desea. Por ejemplo en un
transformador monofásico de dos arrollamientos, figura 24, las resistencias de aislación son:
23
entre arrollamientos R12 y de los arrollamientos a masa R1M y R2M las que resultan conectadas
formando un triángulo.
Si bien desde el punto de vista de la corriente continua las bobinas son equipotenciales, se
acostumbra a puentear los dos terminales de cada una de ellas.
R 12
U
u
1
R 12
1
2
R 1M
2
R 2M
v
V
R 1M
M
R 2M
M
Fig. 24. Resistencias de aislación.
La mayoría de los medidores tienen un terminal “de guardia” G, al mismo potencial que el
“vivo” Hi, pero la corriente a través de él no se mide y, en consecuencia, no influye en la
medición. Conectando convenientemente ese terminal de guardia, se pueden eliminar del circuito
de medición las resistencias indeseadas. Por ejemplo para la medición de la resistencia de
aislación entre los bobinados de un transformador de dos arrollamientos R12 , si se conecta el
terminal de guardia a la masa M del transformador, por la resistencia R1M no circulará corriente
(Hi y G están al mismo potencial) y la corriente que circula por la resistencia R2M no pasa por el
instrumento, figura 25.
G
µA
Hi
Megóhmetro
R 12
1
Lo
2
R 1M
R 2M
M
Fig. 25. Conexión del megóhmetro.
Para medir otra de las resistencias del triángulo de la figura 24, se deben rotar cíclicamente las
conexiones del megóhmetro.
Si se tiene un transformador multicircuito para medir la resistencia de aislación entre dos de
ellos se conectan los terminales de tierra y el vivo del megóhmetro entre esos arrollamientos, el
resto de los arrollamientos se conectan al terminal de guardia y a la masa del transformador.
24
Los instrumentos más elaborados también indican el “índice de polarización” que es la
relación de resistencias de aislación tomadas a los 10 minutos y a los 60 segundos:
IP =
Resistencia de aislamiento a los 10 minutos
Resistencia de aislamiento a los 60 segundos
(51)
Una relación de 2 o mejor es considerada como buena, en caso contrario probablemente el
equipo requiera una inspección más detallada o incluso su reparación.
También se utiliza la relación de resistencias de aislación tomadas a los a los 60 y a los 30
segundos, que para diferenciarla de la anterior suele denominarse “índice de absorción
dieléctrica” definido como:
IAD =
Resistencia de aislamiento a los 60 segundos
Resistencia de aislamiento a los 30 segundos
(52)
Una relación de 1,4 o mejor es considerada como buena.
Otro aspecto que se debe tener en cuenta cuando se miden resistencias de aislación es la
temperatura, en efecto la resistencia de los materiales aislantes disminuye al aumentar la
temperatura. Por lo tanto se suelen establecer factores de corrección para referir la resistencia
medida a 40 ºC. También tienen influencia el estado de limpieza de las aislaciones y, en algunos
casos la humedad ambiente, particularmente si se está por debajo del punto de rocío.
6.2 Ensayo de Tensión Aplicada
Este ensayo sirve para verificar la rigidez dieléctrica de las aislaciones a masa y entre
arrollamientos.
Se realiza aplicando una tensión alterna sinusoidal, de frecuencia nominal y de valor
determinado por las normas, a un arrollamiento dado, estando los restantes y el núcleo
conectados a masa. Figura 26.
Relé
TE
Fuente de f n
Tierra
Fig. 26. Ensayo de tensión aplicada.
La tensión se aplica gradualmente, se la mantiene durante 60 segundos y luego se la reduce
también gradualmente. Si el dieléctrico no se perfora, el ensayo se considera satisfactorio.
Si se produce una falla, la elevada corriente que circula acciona un relé de sobrecorriente que
desconecta al transformador elevador TE y se debe desarmar el transformador ensayado,
repararlo y repetir el ensayo.
6.3 Ensayo de Tensión Inducida
25
Para verificar la aislación entre espiras se debe aplicar entre las mismas una tensión superior a
la nominal, pero esto aumentaría la inducción magnética en el núcleo y lo llevaría a grados de
saturación muy elevados, con el correspondiente aumento de la corriente absorbida.
Se puede evitar la saturación, e inclusive reducirla, si se trabaja una frecuencia superior a la
nominal, en efecto, como se puede ver en la ecuación (18), para una dada tensión aplicada si se
aumenta la frecuencia, baja la inducción magnética.
Por tal motivo es frecuente disponer en los laboratorios de ensayos, equipos rotativos que
producen tensiones de algunos centenares de Hertz para realizar estos ensayos. Esa tensión se
eleva mediante un transformador TE, figura 27, y se aplica gradualmente a uno de los
arrollamientos del transformador bajo ensayo, se la mantienen durante 60 segundos y luego se la
reduce también en forma gradual.
Relé
TE
Fuente de f > f n
Fig. 27. Ensayo de tensión inducida.
La tensión aplicada a uno de los arrollamientos, también queda aplicada por inducción a los
otros arrollamientos del transformador. Si la aislación no falla, el ensayo se considera
satisfactorio. Si se produce una falla, se debe desarmar el transformador, repararlo y repetir el
ensayo.
La tensión que se debe aplicar está dada en las normas y es función de la tensión nominal del
transformador.
6.4 Ensayo de Tensión de Impulso
Cuando los transformadores están en servicio, frecuentemente se encuentran sometidos a
sobretensiones las que pueden ser de origen atmosférico o de maniobra. Estas sobretensiones, en
general de muy corta duración y elevados valores, pueden hacer fallar la aislación,
principalmente en el arrollamiento de mayor tensión, y por lo tanto se toman precauciones para
reducirlas todo lo posible. Los elementos de protección, externos a los transformadores, más
comunes son descargadores de sobretensiones e hilos de guardia y los internos, pantallas
electrostáticas.
Las sobretensiones de origen atmosférico se producen cuando hay nubes con carga eléctrica,
que inducen cargas eléctricas de signo opuesto en las líneas de transmisión. Cuando las nubes se
descargan hacia tierra o hacia otra nube, se liberan las cargas eléctricas inducidas en las líneas,
las que se propagan, en forma de una sobretensión, hacia los extremos de la misma, donde se
encuentran los transformadores.
Las líneas de transmisión o cables de energía presentan capacitancias paralelo que, para
distancias grandes, pueden ser importantes, por lo tanto su conexión o desconexión a los
transformadores, de naturalmente inductivos, pueden generar fenómenos oscilatorios y
sobretensiones denominadas “de maniobra”. En algunos casos estos fenómenos se reducen
haciendo la conexión primero a través de un resistor, denominado “de preinserción” y luego en
26
forma directa. Si bien esto atenúa los transitorios, complica y encarece la maniobra. También se
pueden presentar sobretensiones de maniobra cuando se conectan o desconectan cargas, baterías
de capacitores o transformadores.
Los descargadores de sobretensiones son resistencias alineales que se conectan, entre la línea y
tierra y cerca de los transformadores que, a tensión nominal, presentan una resistencia muy
elevada, pero que ante la presencia de una sobretensión reducen considerablemente su valor y
derivan la línea a tierra. Se usan principalmente en las líneas aéreas de transmisión de energía,
aunque también existen para bajas tensiones destinados a proteger equipos sensibles,
principalmente electrónico.
Los hilos de guardia son conductores colocados por sobre de las líneas de transmisión de
energía y conectados a tierra en cada una de las torres. Estos conductores reducen la acumulación
de cargas eléctricas inducidas en los conductores de las líneas de transmisión, ya que la mayor
parte de esas cargas eléctricas se acumulan en los hilos de guardia. Al descargarse las nubes, las
cargas eléctricas inducidas en los hilos de guardia se descargan a tierra en las torres más cercanas
sin llegar a los transformadores de los extremos de la línea.
Como se verá oportunamente las sobretensiones que llegan al transformador comprometen
principalmente a los aislantes de las espiras de los extremos de los arrollamientos de alta tensión
conectados a la línea de transmisión. En los transformadores para las tensiones más altas, es
necesario colocar pantallas electrostáticas que reducen la aparición de sobretensiones oscilatorias
a lo largo del arrollamiento de alta tensión.
Para verificar la capacidad que tiene el aislamiento de soportar las sobretensiones atmosféricas
y de maniobra, se somete a los transformadores a descargas producidas por los denominados
“generadores de impulso” inventados por el Ingeniero Erwin Otto Marx (1893-1980) en 1924.
Básicamente un generador de Marx consisten en una serie de capacitores que se cargan en
paralelo con decenas de kilovolts de corriente continua y se descargan en serie sobre el bobinado
del transformador que se quiere ensayar, estando el núcleo y los restantes arrollamientos
conectados a tierra, en forma semejante al circuito de la figura 26.
Existen varias formas de onda normalizadas para la realización de estos ensayos, la más
empleada para simulas descargas atmosféricas es la denominada de 1,2/50 especificada en la
norma IEC 60 mostrada en la figura 28.
u
U
0,9 U
0,5 U
0,3 U
tf
tc
Fig. 28. Onda de impulso de 1,2/50 (no a escala).
27
t
Donde:
tf: tiempo de frente: 1,2 µs ± 30%
tc: tiempo de cola: 50 µs ± 20%
U: tensión de cresta: valor normalizado ± 3%
6.5 Descargas Parciales
Las descargas parciales, tal como se definen en la norma IEC 60270, son averías dieléctricas
localizadas de pequeñas partes de un sistema de aislamiento eléctrico sólido o líquido sometido a
un esfuerzo eléctrico elevado. Las descargas parciales producen erosión de los aislantes sólidos y
también puede descomponer y contaminar el aceite aislante degradando sus propiedades
dieléctricas lo que con el tiempo puede dar lugar a una falla.
Su presencia y magnitud se detecta, con equipos especializados, que miden la emisión de las
altas frecuencias que se producen. Estas mediciones se pueden realizar simultáneamente con el
ensayo de tensión inducida.
También existen detectores acústicos, que se colocan en contacto con la cuba del
transformador, que indican solamente la presencia de las descargas parciales, pero no su
magnitud. Estos detectores se utilizan en el monitoreo de transformadores en servicio.
7 OTROS ENSAYOS
7.1 Tangente de Delta
Con equipamiento especial se puede medir la tangente del ángulo δ de pérdidas de la aislación
(complemento del ángulo ϕ) lo que da una idea del estado de la misma. Normalmente esta
medición se hace con tensiones alternas de alrededor de 10 kV y a frecuencia industrial o con un
barrido de frecuencia. Haciendo estas determinaciones periódicamente se puede poner de
manifiesto el envejecimiento de la aislación.
7.2 Respuesta en Frecuencia
Este es un ensayo de reciente aplicación y permite detectar posibles desplazamientos de
espiras o conexiones dentro del transformador, que se pudieron haber producido durante el
traslado o debido a esfuerzos electrodinámicos producidos por corrientes de cortocircuito.
El ensayo consiste en aplicarle a un arrollamiento del transformador una serie de pulsos de
tensión, de unos pocos centenares de volts, y registrar el espectro de frecuencias de la corriente
absorbida hasta algunos megahertz. Por comparación de la curva de respuesta con la que
presentaba el transformador cuando estaba nuevo, se pueden detectar desplazamientos internos.
7.3 Medición de Ruido Audible
Como frecuentemente los transformadores se encuentran en centros urbanos, el ruido
magnético que producen puede resultar molesto a los vecinos. Las normas establecen los límites
de emisión sonora que se mide en dB A.
La medición se hace cuando el transformador está en servicio, preferentemente a carga
nominal con un medidor de presión sonora (sonómetro) y se toman varias lecturas, alrededor del
transformador a un metro de distancia y a la mitad de la altura.
28
7.4 Control de la Pintura
Muchos transformadores se instalan al aire libre y están sometidos a las inclemencias de la
atmósfera, que en algunos casos puede ser bastante agresiva, por ejemplo cerca del mar. Por tal
motivo la pintura se debe somete a ensayos normalizados de porosidad, adherencia, espesor, etc.
a fin de garantizar la buena conservación de la cuba.
7.5 Control del Equipamiento Auxiliar
Los transformadores, en particular los de gran potencia, tienen una gran cantidad de
equipamiento auxiliar: conmutadores, ventiladores, bombas de circulación de aceite,
transformadores de medida, medidores de temperatura, medidores de nivel de aceite, relés de
protección, etc. Todo ese equipamiento debe ser ensayado y verificado utilizando las normas y
recomendaciones propias de cada uno de ellos. También se debe verificar el correcto
conexionado de los equipos entre sí y con el centro de control.
Ing. Norberto A. Lemozy
2011
29