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MANUAL DE PUESTA EN SERVICIO DE TRANSFORMADORES 1. INTRODUCCION Antes de la puesta en servicio de un transformador este debe ser sometido a diversas pruebas eléctricas y mecánicas que permitan dar un diagnóstico detallado del estado interno del transformador, su aislamiento y protecciones mecánicas. Las pruebas de Resistencia de Devanados y Relación de Transformación permiten hallar problemas de cortocircuito en espiras, conexiones y contactos eléctricos en mal estado. Las pruebas de Resistencia de Aislamiento y Factor de Potencia permiten verificar las condiciones de aislamiento del transformador. Los dispositivos de protecciones mecánicas deben ser probados también ya que operan elementos de apertura que actúan de manera casi inmediata después de que ocurra una falla en el transformador. Debe también analizarse el estado del aceite dieléctrico ya que este actúa como líquido aislante y disipador de calor. 2. OBJETIVO Verificar con las pruebas eléctricas y mecánicas en campo las condiciones internas del transformador como son niveles de aislamientos, conexiones eléctricas, posibles cortocircuitos entre espiras o cualquier anomalía que no permita energizar el equipo. Verificar también el funcionamiento de las protecciones mecánicas y el estado del aceite dieléctrico. Dependiendo del resultado final de cada ensayo se da la autorización de la puesta en servicio del transformador. 3. ALCANCE Explicar de manera generalizada la ejecución de las pruebas eléctricas y mecánicas llevadas a cabo en campo después de realizado el proceso de montaje, llenado y tratamiento de aceite antes de la puesta en servicio. Las pruebas eléctricas siempre serán realizadas por personal especializado y los equipos a utilizar deben tener los certificados de calibración vigentes. 4. PRUEBAS ELECTRICAS 4.1 Relación de Transformación Esta prueba tiene como objetivo verificar si en los devanados del transformador la relación de espiras correctas para producir los voltajes requeridos, indica también si existen problemas relacionados con espiras abiertas o en corto, conexiones incorrectas o fallas en el conmutador. La polaridad del transformador depende de las conexiones eléctricas internas, por lo tanto con esta prueba se verifican dichas conexiones. 4.1.1 Métodos y Técnicas utilizadas para la ejecución de la prueba: Para la medición de la polaridad se utilizan los siguientes métodos: 1. Alternating Voltage
2. Comparación. Para la medición de relación de fase se usa el método de diagrama fasorial. Estos métodos son aplicables tanto para transformadores monofásicos como para trifásicos. 4.1.2 Equipos de prueba: Los equipos utilizados en la ejecución de la prueba se listan en la siguiente tabla: TABLA I EQUIPOS USADOS EN LA PRUEBA TTR EQUIPO TTR MONOFASICO CPC 100
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4.1.3 Reglas y Requerimientos: • • • •
Antes de iniciar las pruebas el transformador debe estar completamente terminado, con todos los aisladores instalados. Conectar el equipo de medida TTR a una tierra física sólida. Verificar que no exista voltaje residual en el transformador. Verificar que el transformador esté puesto a tierra sólidamente en un solo punto.
4.1.4 Normas Aplicables y modo de conexión: Para servicio en campo se aplican las siguientes normas: • • •
ANSI-IEEE Std C.57.12.90 – 2000 IEC 60076-1 del 2000 NTC-471
Se deben seguir los esquemas de conexión sugeridos por el equipo, como ejemplo se da el esquema mostrado en la figura 1.
Figura 1: Conexión para la prueba de TTR 4.1.5 Criterios de aceptación:
Todos los valores medidos de relación de transformación para cada fase deben ser registrados para compararse con la tolerancia especificada por las normas y así establecer la aceptación del transformador. La máxima desviación permitida de la medida de relación de transformación para cada posición del conmutador es del ±0.5% del valor teórico. 4.2 Resistencia de Devanados: Esta prueba tiene como objetivo obtener la resistencia ohmica de los devanados en las posiciones del conmutador, sirve para verificar la continuidad eléctrica de las bobinas. Con esta prueba se detectan problemas relacionados con bobinas en cortocircuito, conexiones flojas, contactos de alta resistencia en el conmutador o conductores rotos en el devanado. 4.2.1 Métodos y Técnicas utilizadas para la ejecución de la prueba: • •
Método del puente: utilizado para medir resistencias hasta 10 KΩ y cuando la corriente del bobinado a medir es menor de 1A. Método del Voltímetro-Amperímetro: usado solamente cuando la corriente del bobinado es 1A o mayor.
4.2.2 Equipos de prueba: Los equipos utilizados en la ejecución de la prueba de resistencia de devanados se listan en la siguiente tabla: TABLA II EQUIPOS USADOS EN LA PRUEBA RESISTENCIA DE DEVANADOS EQUIPO MICRO-OHMETRO CPC 100
MARCA MEGGER OMICRON
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4.2.3 Reglas y Requerimientos: • • • • • •
El transformador a probar debe estar completamente terminado, con todos los aisladores instalados. Verificar que el transformador esté con sus correctos niveles de aceite, que tenga como mínimo 12 horas de reposo. Los bujes deben estar limpios y secos. El transformador debe estar puesto a tierra sólidamente en un solo punto. Antes de realizar la prueba se deben cortocircuitar los transformadores de corriente. La corriente a circular en el devanado bajo prueba, no debe ser mayor al 10% de la corriente nominal.
4.2.4 Normas Aplicables y modo de conexión: Para la prueba de Resistencia de Devanados se aplican las siguientes normas: • • •
ANSI-IEEE Std C57.12.90-2000 IEC 60076-1 del 2000 NTC-375
Se deben seguir los esquemas de conexión sugeridos por el equipo, como ejemplo observe la figura No 2.
Figura 2: Esquema de conexión para la medición de Resistencia de Devanados
4.2.5 Criterios de Aceptación: Toda medida de resistencia debe ser referida a una temperatura dada por norma aplicando la siguiente ecuación matemática:
Rs = Rm Donde:
Ts + Tk Tm + Tk
Rs: Resistencia a la temperatura de referencia. Rm: Resistencia medida. Ts: Temperatura de referencia. Tm: Temperatura a la cual fue medida la resistencia. Tk: 234.5 para cobre o 225 para aluminio. Los valores medidos de resistencia se comparan con los valores calculados de diseño y las diferencias no deben ser mayores a 5%. En los transformadores trifásicos se deben comparar los valores de resistencia entre las diferentes fases para la misma posición del conmutador y la diferencia no debe ser mayor al 5% 4.3 Resistencia del Aislamiento: Esta prueba tiene como objetivo medir la resistencia del aislamiento existente entre las bobinas del transformador bajo prueba y tierra, así como la de cada una de las bobinas contra las demás. La Resistencia de Aislamiento generalmente es medida en Megaohmios. 4.3.1 Métodos y Técnicas utilizadas para la ejecución de la prueba: La prueba puede ser realizada con dos instrumentos diferentes: • •
Fuente de voltaje dc variable que permita medir voltaje y corriente. Un Megohmetro.
La técnica consiste en cortocircuitar todos los devanados del transformador e inyectar un voltaje que varía desde 1 KV hasta 5 KV dc.
4.3.2 Equipos de prueba: TABLA III EQUIPOS USADOS EN LA PRUEBA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EQUIPO MARCA RESISTENCIA DE MEGGER AISLAMIENTO 4.3.3 Reglas y Requerimientos: • • • • • • •
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No INTERNO E-0119
El transformador debe estar totalmente armado con todos sus aisladores instalados. El transformador debe estar con sus niveles completos de aceite, con un mínimo de 12 horas de reposo y a temperatura ambiente. Verificar que no exista voltaje residual en el transformador. Los bujes deben estar limpios y secos. Cortocircuitar y conectar a tierra todos los transformadores de corriente. Evacuar el aire atrapado en los aisladores, relé bucholz y cúpulas que contengan los TC’s. El nivel de voltaje dc aplicado no debe ser mayor que el voltaje RMS permitido para la prueba de voltaje aplicado.
4.3.4 Normas Aplicables y modo de conexión: Para la prueba de Resistencia de Aislamiento se aplican las siguientes normas: • •
ANSI-IEEE Std C.57.12.90-2000 IEC 60076-1 del 2000
Se deben seguir los esquemas de conexión sugeridos por el equipo, como ejemplo observe las figuras 3, 4 y 5
Figura 3: Medición entre AT-Tierra
Figura 4: Medición entre BT-Tierra
Figura 5: Medición entre AT-BT 4.3.5 Criterios de Aceptación: 4.3.5.1 Índice de Absorción: Cuando la prueba se realiza a 1 minuto, se toman los datos de resistencia cada 15 segundos; la relación de la resistencia medida al minuto sobre la resistencia medida a los 15 segundos se denomina índice de absorción.
R 60s = IA R 15s Si se obtiene un valor mayor a 1.2, la prueba es satisfactoria. 4.3.5.2 Índice de Polarización: Es el obtenido al realizar la prueba a 10 minutos, se toman los valores de resistencia cada minuto. La relación de la resistencia medida a los 10 minutos sobre el valor de la resistencia medida al minuto se denomina índice de polarización.
R 10m = IP R 1m Si se obtiene un valor mayor a 2, la prueba es satisfactoria. La prueba de índice de polarización es recomendada para transformadores en uso. La resistencia mínima de aislamiento que se debe medir con la prueba se obtiene con la siguiente ecuación:
Ra =
K × KV KVA
Donde: Ra: Resistencia de Aislamiento del Devanado bajo Prueba. KV: Voltaje Nominal de Línea del Devanado bajo Prueba. KVA: Potencia Nominal Aparente del Transformador bajo Prueba. K: Constante que para Transformadores sumergidos en aceite es 1.6. 4.4 Factor de Potencia: Esta prueba tiene como objetivo obtener las Capacitancias y Factor de Potencia de los Aislamientos del transformador, con lo cual se verifica la calidad y la integridad del sistema de aislamientos del transformador bajo prueba. 4.4.1 Métodos y Técnicas utilizadas para la ejecución de la prueba: Se cortocircuitan cada uno de los terminales de los devanados que posea el transformador. Se inyectan 10 KV AC y se miden los diferentes valores de Capacitancia y Factor de Potencia de la siguiente manera: TABLA IV REALIZACION DE LA PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA PARA TRANSFORAMADOR TRIDEVANADO SALIDA HV H H H L L L T T T
PRUEBA 1 2
TIERRA L
GUARDA T
UST
L+T 3 4 5
T T
L
CH CHL CL+CLT
T
CL CLT CT+CHT
H H+T
6 7 8
H H
9
L
L H+L H
Nota: Realización de la prueba con el equipo Omicron CPC 100 Donde: CH: Capacitancia de AT –T CHL: Capacitancia de AT- BT CL: Capacitancia de BT – T CLT: Capacitancia de BT – Terciario CHT: Capacitancia de AT – Terciario CT: Capacitancia de Terciario
MEDIDA CH+CHL
CT CHT
MODO GST g B GST g A+B UST A GST g A GST g A+B UST B GST g B GST g A+B UST A
4.4.2 Equipos de prueba: Los equipos utilizados en la ejecución de la prueba de Factor de Potencia se listan en la siguiente tabla: TABLA V EQUIPOS USADOS EN LA PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EQUIPO CPC 100+CPTD1
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4.4.3 Reglas y Requerimientos: • • • • • •
Verificar que el transformador se encuentre con sus niveles correctos de aceite, que tenga como mínimo 12 horas de reposo y se encuentre a temperatura ambiente. Los bujes deben estar limpios y secos. No debe existir voltaje residual en el transformador, para asegurar esto deben cortocircuitarse todos lo terminales y llevarlos a tierra. El transformador a probar debe estar sólidamente puesto a tierra en un solo punto. Evacuar el aire atrapado en los aisladores, relé bucholz y cúpulas que contengan los Tc’s. Antes de manipular de cualquier modo la unidad CP TD1, esta se debe conectar junto a la unidad CPC 100 a una tierra equipotencial por medio de una conexión sólida que 2 tenga como mínimo una sección de 6 mm
4.4.4 Normas Aplicables y modo de conexión: • •
ANSI-IEEE Std C57.12.90-2000 IEC 60076-1 del 2000
Se deben seguir los esquemas de conexión sugeridos por el equipo, como ejemplo observe la figura 6: Alto Voltaje Tierra
Bajo Voltaje
Tierra
Figura 6. Esquema de conexión para la prueba de Factor de Potencia.
4.4.5 Criterios de Aceptación: Refiriéndose a las capacitancias dadas en la Tabla IV, para transformadores nuevos el factor de potencia debe ser menor o igual a 0.5% y menor o igual al 1% para transformadores en uso. Como comprobación de las mediciones de los valores de capacitancia se debe cumplir lo siguiente para las siguientes pruebas: Prueba 3 = Prueba 1 – Prueba 2 Prueba 6 = Prueba 4 – Prueba 5 Prueba 9 = Prueba 7 – Prueba 8 5. FORMATO PARA EMISION DE PROTOCOLOS ABB ha definido un protocolo estándar para la emisión de resultados de los ensayos obtenidos en campo; este formato es como se muestra a continuación:
6. MÉTODOS DE CÁLCULO Para asegurar la confiabilidad de los resultados ABB posee la siguiente plantilla para los cálculos de la incertidumbre de los resultados.
7. MEDIDAS DE SEGURIDAD Para mantener la seguridad de los equipos y las personas deben seguirse estrictamente las siguientes normas mínimas de seguridad para la realización de las pruebas que permitan dar la autorización para la puesta en marcha de los transformadores: • • • • • • •
Antes de realizar pruebas eléctricas al transformador, este debe estar puesto a tierra sólidamente en un solo punto. Los transformadores de corriente siempre deben estar cortocircuitados y puestos a tierra. El transformador siempre debe estar desconectado de las líneas de alimentación para poder realizar pruebas eléctricas. Nunca se deben hacer pruebas eléctricas a transformadores que se encuentre bajo vacío o energizado. Se debe demarcar el área de trabajo para evitar el ingreso de personal ajeno al que ejecuta las pruebas. Deben respetarse siempre las distancias de seguridad eléctrica y no tener contacto con los cables de alimentación de los equipos a fin de evitar choques eléctricos. Elaborar permisos de trabajo siempre que se lleve a cabo la ejecución de pruebas eléctricas.
Al momento de la puesta en servicio del transformador deben tenerse en cuenta las siguientes recomendaciones: •
• • •
Verificar el buen estado y funcionamiento de las protecciones externas del transformador (diferencial, sobrecorriente, distancia, etc.) y haber ajustado la coordinación de dichas protecciones. Asegurar el correcto funcionamiento de los equipos de patio de la subestación tales como interruptores, seccionadores, pararrayos, PT’s y CT’s. Energizar el transformador en vacío por un periodo no menor a 24 horas. Al momento de alimentar carga con el transformador, esta en lo posible no deberá exceder el 50% de la potencia nominal del equipo, gradualmente se puede ir aumentando la carga.
