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Informe de Pasantia

DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y DE POTENCIAL A

PARTIR DE LA EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE PRUEBAS

Euler Andrés Martínez Londoño

Universidad Distrital Francisco José De Caldas

Facultad De Ingeniería

Proyecto Curricular De Ingeniería Eléctrica

Bogotá D.C.

2018

Informe de Pasantia

DIAGNÓSTICO DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE Y DE POTENCIAL A

PARTIR DE LA EVALUACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE PRUEBAS

Euler Andrés Martínez Londoño

Trabajo De Grado en Modalidad de Pasantia

Director Interno:

César Leonardo Trujillo Rodríguez

Director Externo:

Mario Enrique Murcia Guesguan

Universidad Distrital Francisco José De Caldas

Facultad De Ingeniería

Proyecto Curricular De Ingeniería Eléctrica

Bogotá D.C.

2018

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 1

1.1. Wolta SAS [Centro de Análisis Eléctrico] ..................................................................... 1

1.2. Objetivos ....................................................................................................................... 2

1.2.1. Objetivo general ..................................................................................................... 2

1.2.2. Objetivos específicos ............................................................................................... 2

2. GENERALIDADES DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE .............................. 3

2.1. Características constructivas.......................................................................................... 3

2.2. Componentes ................................................................................................................. 5

2.1.1. Núcleo ..................................................................................................................... 5

2.1.2. Aislamiento Externo ............................................................................................... 6

2.1.3. Aislamiento interno ................................................................................................ 6

2.1.4. Bobinado primario .................................................................................................. 7

2.1.5. Bobinado secundario............................................................................................... 7

2.1.6. Caja de conexiones secundarias .............................................................................. 7

2.3. Parámetros ..................................................................................................................... 8

2.3.1. Corriente primaria nominal .................................................................................... 8

2.3.2. Corriente secundaria nominal ................................................................................ 8

2.3.3. Corriente térmica continua nominal ...................................................................... 9

2.3.4. Corriente térmica de corta duración Ith y corriente dinámica pico Idyn .............. 9

2.3.5. Burden nominal o potencia nominal .................................................................... 10

2.3.6. Clase de precisión ................................................................................................. 10

2.3.7. Factor de seguridad o factor de saturación (FS) .................................................... 12

2.3.8. Factor límite de precisión (ALF) ........................................................................... 12

2.3.9. Marcación e identificación de terminales ............................................................. 13

3. GENERALIDADES DE LOS TRANSFORMADORES DE VOLTAJE ................................. 15

3.1. Características constructivas........................................................................................ 15

3.2. Componentes ............................................................................................................... 16

3.2.1. Aislamiento externo ............................................................................................. 16

3.2.2. Aislamiento interno .............................................................................................. 16

3.2.3. Núcleo ................................................................................................................... 17

3.2.4. Arrollamientos ...................................................................................................... 17

3.2.5. Bornes terminales primarios ................................................................................. 17

3.2.6. Caja de conexiones secundarias ............................................................................ 17

3.3. Parámetros ................................................................................................................... 18

3.3.1. Tensión primaria nominal Vpn ............................................................................. 18

3.3.2. Tensión secundaria nominal Vsn .......................................................................... 18

3.3.3. Factor de tensión nominal o factor de voltaje VF ................................................. 18

3.3.4. Burden nominal o potencia nominal Sn ............................................................... 19

3.3.5. Potencia térmica límite Sth .................................................................................. 19

3.3.6. Clase de precisión ................................................................................................. 19

3.3.7. Marcación e identificación de terminales ............................................................. 21

4. ANÁLISIS DE LOS TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN ........................... 23

4.1. Principio de medición de corrientes y voltajes ............................................................ 23

4.1.1. Transformadores de corriente ............................................................................... 23

4.1.2. Transformadores de tensión.................................................................................. 23

4.2. Principio de operación de los transformadores de corriente ....................................... 23

4.2.1. Medición de errores .............................................................................................. 24

4.2.2. Cálculo de errores ................................................................................................. 26

4.2.3. Variación del error con la corriente ..................................................................... 28

4.2.4. El factor de saturación .......................................................................................... 29

4.2.5. Dimensiones del núcleo ........................................................................................ 30

4.3. Principio de operación de los transformadores de voltaje ........................................... 31

4.3.1. Medición de errores .................................................................................................. 31

4.3.2. Determinación de errores ..................................................................................... 32

4.3.3. Calculo de la impedancia de cortocircuito Zk ....................................................... 35

4.3.4. Variación del error con la tensión ........................................................................ 36

4.3.5. Precisión y capacidad de burden .......................................................................... 36

4.4. Transformadores de tensión con acople capacitivo (CVT o CCVT)............................. 36

4.4.1. Características de un CVT .................................................................................... 37

5. PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN ............. 41

6. Pruebas de transformadores de corriente ........................................................................... 42

6.1. Equipo de pruebas CT Analyzer .................................................................................. 42

6.1.1. Modo de funcionamiento...................................................................................... 42

6.1.2. Aspectos de seguridad para la configuración y conexión ...................................... 43

6.2. Prueba de carga ........................................................................................................... 46

6.2.1. Ajustes de la prueba .............................................................................................. 46

6.2.2. Resultados de la prueba ........................................................................................ 47

6.2.3. Conexión............................................................................................................... 47

6.2.4. Pasos a seguir ........................................................................................................ 48

6.2.5. Observaciones ....................................................................................................... 48

6.3. Prueba de resistencia del devanado primario .............................................................. 48



6.3.3. Conexión............................................................................................................... 51

6.3.4. Pasos a seguir ........................................................................................................ 51

6.4. Prueba de resistencia del devanado secundario ........................................................... 51



6.4.3. Conexión............................................................................................................... 53

6.4.4. Pasos a seguir ........................................................................................................ 53

6.5. Prueba de magnetismo residual ................................................................................... 54



6.5.3. Conexión............................................................................................................... 54

6.5.4. Pasos a seguir ........................................................................................................ 55

6.6. Prueba de Excitación ................................................................................................... 55



6.6.3. Conexión............................................................................................................... 59

6.6.4. Pasos a seguir ........................................................................................................ 59

6.7. Prueba de relación ....................................................................................................... 59



6.7.3. Conexión............................................................................................................... 61

6.7.4. Pasos a seguir ........................................................................................................ 62

7. Pruebas DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN ........................................................... 63

7.1. Equipo de pruebas Votano 100 .................................................................................... 63

7.1.1. Modo de funcionamiento...................................................................................... 64

7.1.2. Componentes ........................................................................................................ 64

7.2. Software Votano Suite ................................................................................................. 65

7.3. Pasos para probar un transformador de tensión con el Votano 100 ............................ 67

7.4. Prueba de carga ........................................................................................................... 69



7.4.3. Conexión............................................................................................................... 71

7.5. Prueba de impedancia de cortocircuito ....................................................................... 72



7.5.3. Conexión............................................................................................................... 73

7.6. Prueba de Resistencia .................................................................................................. 74



7.6.3. Conexión............................................................................................................... 75

7.7. Prueba de Excitación ................................................................................................... 76



7.7.3. Conexión............................................................................................................... 78

7.8. Prueba de relación de transformación ......................................................................... 78



7.8.3. Conexión............................................................................................................... 80

8. PROTOCOLOS DE PRUEBAS ........................................................................................... 82

8.1. Protocolo de pruebas para transformadores de corriente ............................................ 82

8.2. Protocolo de pruebas para transformadores de tensión ............................................... 86

9. APLICACIÓN EN CAMPO DE LOS MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS

DESARROLLADOS .................................................................................................................... 87

9.1. Pruebas de diagnóstico en la subestación Jamondino 230 kV - Pasto .......................... 87

9.2. Pruebas de diagnóstico en la central Termoyopal 115 kV - Yopal .............................. 88

9.2. Pruebas de diagnóstico en la central Guavio 230 kV - Cundinamarca ........................ 90

10. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 92

11. Referencias ....................................................................................................................... 93

ANEXO 1 ............................................................................................................................... 94

ANEXO 2 ............................................................................................................................... 95

ANEXO 3 ............................................................................................................................... 97

ANEXO 4 ..............................................................................................................................100

1

1. INTRODUCCIÓN

El desarrollo de este informe tiene la finalidad de presentar la investigación desarrollada en la

empresa Wolta SAS sobre los transformadores de corriente y de tensión, y las pruebas de rutina

que se efectúan sobre ellos para diagnosticar su estado y evaluar sus características metrológicas.

Los transformadores son empleados en el campo de la instrumentación, para equilibrar la

magnitud de una tensión o corriente dentro del rango de operación de los dispositivos de

medición, protección y control. La mayoría de la instrumentación de los sistemas de potencia de

60 Hz está establecida sobre tensiones dentro del rango de 0 – 120 Vrms y corrientes dentro del

rango de 0 – 5 Arms. Dado que los niveles de tensión en los sistemas de potencia se encuentran

por encima de los 110 kV de línea a línea y las corrientes suelen ser decenas de kA, se requiere de

algún método que suministre una representación exacta de bajo nivel de estas señales. Es común

entonces, la utilización de transformadores especiales denominados transformadores de potencial

o PTs y transformadores de corriente o CTs. Unos y otros deben garantizar el aislamiento

necesario para la seguridad del personal, y además deben reproducir con la mayor precisión las

magnitudes primarias de acuerdo con la relación de transformación correspondiente, para evitar

errores en las medidas efectuadas por los instrumentos. Las características que definen el diseño

y la operación de los transformadores de medida están consignadas en las normas y estándares

IEC y ANSI/IEEE.

Como equipos eléctricos, los transformadores de corriente y de tensión deben ser sometidos a

pruebas de rutina a fin de verificar su estado y de validar su funcionamiento. Para ello se hace

necesario analizar y evaluar cada parámetro en cada uno de los ensayos realizados. En

consecuencia, para diagnosticar correctamente la condición de los distintos componentes de un

transformador de instrumentación es necesario interpretar correctamente los resultados de las

pruebas desarrolladas.

La investigación realizada y presentada en este informe, comprende el análisis teórico de los

transformadores de instrumentación y el desarrollo de un método para determinar sus

características metrológicas a partir del cálculo de los errores de relación y desfase. Se presentan

los procedimientos de prueba elaborados y tablas con los parámetros y consideraciones que deben

tenerse en cuenta a la hora de realizar los ensayos. Al final se presentan los reportes de pruebas

diseñados para la presentación de los resultados de los ensayos.

1.1. Wolta SAS [Centro de Análisis Eléctrico]

Wolta SAS es una empresa de servicios relacionados con sistemas eléctricos de potencia e

industriales. La creciente demanda de diagnóstico de equipos eléctricos, brindó la oportunidad

para desarrollar este trabajo con la pretensión de abarcar acertadamente el análisis del estado de

dos importantes elementos de todo sistema eléctrico de potencia, los transformadores de corriente

y los de tensión, y de ampliar el portafolio de servicios de la empresa. Para ello, también se

2

adquirieron los dos equipos de diagnóstico de alta tecnología sobre los cuales se basa esta

investigación y cuyo modo de funcionamiento permite concertar el ensayo de prácticamente

cualquier clase de transformador de instrumentación. La figura 1-1 muestra el logo de la empresa

Wolta, y el cual se incluye en cada uno de los reportes y protocolos establecidos.

Figura 1-1. Logo de la empresa Wolta SAS.

1.2. Objetivos

Para esta investigación relacionada con diagnóstico de los transformadores de

instrumentación, se plantearon los siguientes objetivos.

1.2.1. Objetivo general

Elaborar un documento que contenga la información necesaria para diagnosticar

correctamente transformadores de tensión y de corriente a partir de los resultados de

pruebas.

1.2.2. Objetivos específicos

Establecer los criterios teóricos, técnicos y estadísticos que permitan determinar el

estado de un transformador de corriente y de tensión.

Desarrollar los procedimientos de pruebas de transformadores de tensión y

transformadores de corriente considerando las variables más relevantes sujetas al

desarrollo de los ensayos y las características técnicas de los equipos.

Validar los procedimientos de pruebas mediante la ejecución de pruebas piloto

controladas.

Elaborar los formatos y documentos para la presentación de los resultados de los

ensayos obtenidos ante clientes y los entes reguladores.

3

2. GENERALIDADES DE LOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Su tarea principal es la de reducir la corriente del circuito de potencia a valores apropiados

para las escalas de los instrumentos de medida y protección, generalmente de 1 y 5 A. Su lado

primario se conecta en serie con la línea mientras que el lado secundario se conecta en serie con

los instrumentos. Las espiras del bobinado primario suelen ser una o muy pocas, y atraviesan un

núcleo magnético cerrado cuya forma casi siempre es toroidal y sobre el cual se encuentra

enrollado el devanado secundario de manera uniforme a fin de contrarrestar al máximo los flujos

de dispersión. Se construyen a menudo con más de un núcleo para separar los dispositivos de

medida de los de protección y evitar la influencia que puedan tener unos sobre otros. La ingeniería

de subestaciones, a menudo demanda circuitos independientes para cada protección, así, por

ejemplo, si el diseño contempla una protección principal y otra de respaldo, debe cumplirse que

cada una se asocie a un único núcleo del transformador. Los arrollamientos secundarios también

suelen derivarse en varias tomas o taps, a fin de ajustar la relación apropiada para los instrumentos.

Los transformadores de corriente o de intensidad, se denotan por las siglas TCs, pero son más

conocidos como CTs por su nombre en inglés “Current Transformers”. Esta última designación se

empleará a lo largo del contenido para hacer referencia a los transformadores de corriente.

2.1. Características constructivas

Los transformadores de corriente se construyen de varias formas basadas en el tipo de uso,

interior, exterior o embebidos en bujes. Las características funcionales son exactamente las

mismas pero la apariencia física y los materiales de los componentes externos son distintos. Los

CTs para uso exterior deben estar protegidos contra la contaminación del entorno de operación y

su aislamiento externo generalmente constan de una columna de discos de cerámica o de goma

de silicona, mientras que las unidades de uso interior cuentan principalmente con moldes de

resina epoxi como aislante externo, y se encuentran convenientemente protegidas dado que se

instalan en gabinetes, celdas o algún tipo de ambiente cerrado con equipos para la mitigación de

excesos de humedad y temperatura.

Existen tres formas constructivas para los CTs de uso interior. La primera de ellas consiste en

dos devanados separados y dispuestos sobre un núcleo magnético de acero. El devanado primario

consta de pocas vueltas de alambre conductor capaz de soportar altas corrientes, mientras que el

bobinado secundario consta de muchas más vueltas de cable de poca sección transversal, adecuado

para resistir corrientes de carga de entre 1 a 20 A dependiendo del diseño. Estos se conocen como

CTs bobinados. Otro ejemplo de construcción muy común es el tipo ventana, en el que el núcleo

tiene una abertura a través de la cual pasa el conductor que transporta la corriente de carga

primaria. Este conductor constituye el bobinado primario del CT representando un primario de

una vuelta, y debe tener una sección transversal lo suficientemente grande para transportar la

corriente máxima de la carga. La última forma constructiva se basa en la disposición de una barra

conductora a través del núcleo del CT, sobre la que se dispondrán los conductores del circuito del

4

cual se desea obtener la intensidad. Estos últimos, se conocen como tipo barra. La figura 2-1 ofrece

una descripción gráfica de los tipos constructivos de los CTs para uso interior.

Figura 2-1. Tipos de CTs para uso interior. De izquierda a derecha, tipo bobinado, tipo ventana y tipo

barra [1].

Los CTs para uso exterior se construyen principalmente de dos formas. La primera se conoce

como tipo horquilla o tanque a razón de la forma descrita por el conductor primario y por la

ubicación de los núcleos en la parte inferior del tanque o cuba del transformador. Este diseño

ofrece un bajo centro de gravedad que brinda alta resistencia ante movimientos telúricos. La

segunda forma se conoce como núcleo superior dado que los núcleos se disponen, al igual que el

conductor primario, en la cámara superior del transformador, justo al final de la columna soporte

de aisladores, ofrece la ventaja de bajas pérdidas térmicas dada la corta longitud del conductor

primario. Ambas formas constructivas pueden apreciarse en la figura 2-2.

Figura 2-2. Tipos de CTs para uso exterior. Tipo horquilla (izquierda) y tipo núcleo superior (derecha)

[2].

5

2.2. Componentes

En las siguientes secciones se brinda más información sobre las partes constructivas de los CTs

mencionadas previamente y se dan a conocer otras de igual importancia. La figura 2-3 detalla

gráficamente los componentes más importantes y que generalmente se encuentran en un

transformador de corriente tanto para intemperie como para uso interior.

Figura 2-3 Componentes de un transformador de corriente. Izquierda tipo exterior. Derecha tipo

interior [3].

2.1.1. Núcleo

El núcleo de un CT de medida se compone de chapas de rápida saturación y de gran

permeabilidad que garantizan una buena precisión para corrientes primarias inferiores al 12 % de

la corriente primaria nominal, y para asegurar que las sobreintensidades no se transfieran al

secundario gracias a la rápida saturación de las chapas magnéticas. Para el caso del CT de

protección, se emplean chapas de lenta saturación y de gran permeabilidad a fin de permitir que,

en caso de falla, la relación de transformación se mantenga aun para intensidades primarias con

magnitudes varias veces superiores a la nominal y que en el lado secundario se reproduzcan los

valores proporcionales a las corrientes de falla indicados para la operación de los equipos de

protección. A modo de comparación, en la figura 2-4 se presentan dos curvas de magnetización

obtenidas durante los ensayos a los núcleos de medida (curva de la izquierda) y de protección

(curva de la derecha) de un transformador de corriente.

6

Figura 2-4. Curvas de saturación para un núcleo de medida (izquierda) y otro de protección (derecha).

Comúnmente, el núcleo para medida consta de chapas de aleación ferromagnética a base de

níquel (30 % al 70 %), de gran permeabilidad magnética y con una muy buena capacidad de

saturación, a diferencia del núcleo para protección constituido igualmente de chapas de aleación

ferromagnética a base de níquel, de gran permeabilidad, pero con débil capacidad de saturación.

2.1.2. Aislamiento Externo

Está conformado por la envolvente dieléctrica sólida que abarca el cuerpo del transformador.

En sistemas de alta tensión, este aislamiento define una línea de fuga lo suficientemente larga para

evitar que a través de su superficie se presente un arco eléctrico aun en condiciones de lluvia,

niebla o de contaminación [4]. Aun en la actualidad, los aisladores cerámicos siguen siendo

utilizados como principales dieléctricos para los cuerpos aislantes externos proporcionando

resultados satisfactorios. Pero los inconvenientes con la porcelana por su fragilidad a la hora de la

manipulación y transporte, ha permitido el desarrollo de nuevos aisladores como los de caucho

de silicona, que por sus características físicas y químicas, presentan ciertas ventajas frente a los

aisladores convencionales de cerámica (porcelanas); no es frágil, posee un riesgo mínimo de

manipulación y de daños durante el transporte, aligera notoriamente el peso del CT, proporciona

seguridad contra explosiones, ofrece rendimiento adecuado en ambientes contaminados y

requieren poco mantenimiento gracias a que es un material hidrófobo.

2.1.3. Aislamiento interno

Está formado por el conjunto aislante situado entre los electrodos de alta y baja tensión. Este

aislamiento puede ubicarse sobre el primario o sobre el secundario. En el primer caso, se forra con

un material dieléctrico el conductor del arrollamiento de alta corriente hasta los bujes de salida.

En el otro caso, el conjunto núcleo y arrollamiento secundario del transformador es forrado con

material dieléctrico como papel tal como se muestra en la figura 2-5, o bañado en resina sintética.

Aunque no es común, puede darse el caso en el que tanto el primario como el secundario se

encuentren aislados, pero cualquiera sea la configuración, el transformador se llena con aceite

dieléctrico o gas SF6 ya que, aunque el objetivo principal es transformar con precisión las

magnitudes de intensidad, tanto en régimen transitorio como permanente, si está conectado a una

línea de alta tensión la respuesta de su aislamiento eléctrico adquiere gran importancia.

7

Figura 2-5. Recubrimiento de papel dieléctrico sobre el conjunto núcleo-devanado.

2.1.4. Bobinado primario

El lado primario de los transformadores de corriente para sistemas de alta tensión esta

generalmente dispuesto en forma de barra pasante, conectada en serie con la línea de interés para

obtener la medida de la corriente que circula a través de ella. En algunos casos se encuentra

conformado por varias espiras distribuidas uniformemente en el núcleo, esto se emplea cuando la

intensidad primaria es baja, como en el caso de los CTs para protección por desequilibrio en bancos

de condensadores, cuyas relaciones de transformación suelen ser de 5/5A es decir, 5 A primarios

nominales y 5 A secundarios nominales. Los transformadores sin espiras primarias se emplean

comúnmente en aplicaciones industriales de baja tensión, y su lado primario se constituye por la

barra del circuito de distribución.

2.1.5. Bobinado secundario

El devanado secundario consiste de un hilo de cobre con doble esmaltado, distribuido

equitativamente en torno a toda la periferia del núcleo. La reactancia de fuga en el devanado y

entre derivaciones es por lo tanto despreciable. Al devanado secundario se conectan los

instrumentos de medida, contadores y relés de protección.

2.1.6. Caja de conexiones secundarias

Es el elemento en el que se agrupan todas las terminales de los arrollamientos secundarios y

cables de los circuitos de medida y protección asociados. Las condiciones de operación del

transformador definen las compensaciones por humedad y temperatura que se deben incorporar

en la caja de conexiones, ya sea con la utilización de resistencias, extractores y/o ventiladores a

fin de mantener en las mejores condiciones todas las uniones eléctricas y evitar puntos calientes

que terminan siendo una carga adicional para el transformador. Cada hilo conductor se identifica

debidamente con marquillas para evitar el cruce de terminales entre devanados y para garantizar

la clase de precisión y polaridad a los instrumentos conectados.

8

Figura 2-6. Caja de conexiones secundarias típica de un transformador de corriente.

2.3. Parámetros

La selección de un transformador de corriente se realiza de acuerdo a las características del

sistema (corrientes nominal y máxima, tensión de servicio, potencia de los circuitos de medida y

protección, etc.) y a los requerimientos técnicos que demanda la instalación donde operará,

(cantidad de dispositivos de medida y protección, longitud de conductores, altura de operación,

condiciones ambientales, etc.). Los requerimientos de diseño de los CTs, por su parte, se definen

en las normas y estándares internacionales IEC y ANSI/IEEE.

2.3.1. Corriente primaria nominal

El transformador de corriente debe soportar la corriente primaria nominal en funcionamiento

continuo. la temperatura ambiente promedio debe tenerse en cuenta si el sitio de operación

sobrepasa los 1000 m.s.n.m., si hay una desviación del estándar. Los transformadores de corriente

normalmente están diseñados según las normas IEC 60044-1 e IEEE C57.13, para una temperatura

ambiente promedio de 35 °C.

La corriente nominal primaria debe seleccionarse para que sea aproximadamente del 10 % al

40 % superior a la corriente de funcionamiento estimada, para proporcionar una buena resolución

a los equipos e instrumentos de medición. Se debe elegir el valor estándar más cercano, múltiplos

decimales de 10, 12.5, 15, 20, 25, 30, 40, 50, 60 o 75.

2.3.2. Corriente secundaria nominal

La corriente nominal secundaria puede ser de 1 o 5 A, pero existe una clara tendencia hacia 1

A. Como los modernos equipos de protección y medición tienen cargas relativamente bajas, las

potencias disipadas en los cables son predominantes. La carga del cable es 𝐼2 ∙ 𝑅, es decir, que un

circuito de 1 A tiene una carga de cable 25 veces menor en VA en comparación con un circuito

de 5 A. La menor carga necesaria para 1 A reduce el tamaño y el costo de los núcleos del

transformador de corriente.

9

2.3.3. Corriente térmica continua nominal

Es la corriente que se permite fluir continuamente en el devanado primario sin que la elevación

de temperatura exceda los valores estipulados en las normas. A menos que se especifique lo

contrario, es igual a la corriente primaria asignada, es decir, el factor de corriente extendida es 1.

En aplicaciones donde las corrientes reales son más altas que la nominal, se debe especificar el

factor de corriente extendida. Con un factor de por ejemplo 1,2, el transformador de corriente

debe resistir una corriente continua de 1,2 veces la corriente nominal. La precisión de los núcleos

de medida también debe garantizarse para esta corriente. En IEC 60044-1 se llama corriente

extendida y tiene valores estándar de 120%, 150% y 200% de la corriente primaria nominal.

2.3.4. Corriente térmica de corta duración 𝐼𝑡ℎ y corriente dinámica pico 𝐼𝑑𝑦𝑛

Es la máxima corriente que el transformador puede soportar por un periodo de 1 segundo sin

alcanzar una temperatura que pueda comprometer seriamente el aislamiento. Por ejemplo, 250

°C para transformadores inmersos en aceite. Si no se especifica la corriente térmica de corta

duración, esta se puede determinar usando la siguiente relación:

𝐼𝑡ℎ =𝑆𝑘

𝑈𝑛 ∙ √3 [2-1]

Donde 𝑆𝑘 representa el nivel de falla en MVA en el punto donde se instalará el transformador

de corriente y 𝑈𝑛 es la tensión de servicio nominal (línea a línea) en kV.

Si los estudios de protección especifican tiempos de operación diferentes a 1 segundo, La

corriente asociada 𝐼𝑥 se puede calcular con la siguiente fórmula:

𝐼𝑥 =𝐼𝑡ℎ

𝑥 [2-2]

Donde 𝑥 es el tiempo de interés medido en segundos.

Los valores típicos para las corrientes 𝐼𝑡ℎ e 𝐼𝑑𝑦𝑛 se muestran en la tabla 2-1.

Tabla 2-1. Valores estándar para las corrientes térmicas y pico dinámicas.

Valores standard de 𝐼𝑡ℎ Corriente pico dinámica 𝐼𝑑𝑦𝑛

6,3 8 10 12,5 16 IEC IEEE

20 25 31,5 40 50 60 Hz 50 Hz 60 Hz

63 80 100 110 120 2,6 ∙ 𝐼𝑡ℎ 2,5 ∙ 𝐼𝑡ℎ 2,7 ∙ 𝐼𝑡ℎ

10

2.3.5. Burden nominal o potencia nominal

Es la potencia ajustada para la corriente secundaria nominal e indicada en la placa de

características del transformador. La carga se puede determinar por medio de la suma de cada una

de las potencias de los dispositivos conectados más las perdidas en los conductores por efecto Joule.

Las designaciones de carga dependen de la norma de diseño del transformador, en IEC se

especifica directamente el valor de la potencia en VA mientras que en IEEE se da el valor del

burden en Ohmios.

2.3.6. Clase de precisión

Este parámetro depende de la aplicación del transformador y del tipo de carga conectada a él.

Los núcleos para instrumentos de medida como contadores y registradores para calidad de energía

tienen alta precisión, bajo burden (carga) y baja tensión de saturación. Operan en un rango de

entre el 5 al 120 % de las corrientes nominales de acuerdo a la clase de precisión.

Los dispositivos de protección como relés y registradores de falla, se conectan a núcleos con

baja precisión, pero alta capacidad de transformar altas corrientes de falla para permitirle a los

relés de protección medir y operar los interruptores y desconectar la falla.

En cada transformador de corriente un número de diferentes núcleos se puede combinar.

Normalmente uno o dos de ellos se especifican para propósitos de medida y dos o cuatro para

protección. Las clases de precisión especificadas según ANSI/IEEE para los núcleos de medida de

los transformadores de corriente se exponen en la tabla 2-2.

Tabla 2-2. Clases de precisión según IEEE C57.13 - Medida.

Clase

Límites de error

(Los límites son válidos para cualquier burden especificado en esta tabla)

Número de

veces la corriente

nominal

Error Designación

Impedancia Factor de

potencia Aplicación [%] [Ω]

0.15 1 0.15 B-0.1 0.1

0.9

Medida de alta

precisión

0.05 0.3

0.15 S 1 0.15 B-0.2 0.2

0.05 0.15

0.3 1 0.3 B-0.5 0.5

Medida

0.1 0.6

0.6 1 0.6 B-0.9 0.9

0.1 1.2

1.2 1 1.2 B-1.8 1.8

0.1 2.5

Las clases de precisión para los transformadores de corriente de medida y protección según la

norma IEC se muestran en la tabla 2-3.

11

Tabla 2-3. Clases de precisión según IEC 60044-1.

Clase Carga para precisión

garantizada

Límites de error

% de la

corriente

primaria

nominal

Error de

relación [%]

Desfase

[minutos] Aplicación

0.1 Entre el 25 - 100% del burden

nominal

5 0.4 15

Laboratorio 20 0.2 8

100 0.1 5

120 0.1 5

0.2

Entre el 25 - 100% del burden

nominal para cargas <15 VA. Para

cargas de 1 VA del 100%

5 0.75 30 Contadores

de energía de alta

precisión

20 0.35 15

100 0.2 10

120 0.2 10

0.2 S

Entre el 25 - 100% del burden

nominal para cargas <15 VA. Para

cargas de 1 VA del 100%

1 0.75 30

Contadores

de energía de alta

precisión

5 0.35 15

20 0.2 10

100 0.2 10

120 0.2 10

0.5 Entre el 25 - 100% del burden

nominal

5 1.5 90

Medición de

energía estándar

20 0.75 45

100 0.5 30

120 0.5 30

0.5 S Entre el 25 - 100% del burden

nominal

1 1.5 90

Contadores

de energía de alta

precisión

5 0.75 45

20 0.5 30

100 0.5 30

120 0.5 30

1 Entre el 25 - 100% del burden

nominal

5 3 180 Medidores

de grado

industrial

20 1.5 90

100 1 60

120 1 60


nominal

50 3 - Instrumentos

120 3 -


nominal

50 5 - Instrumentos

120 5 -

5P y 5PR 100% del burden nominal 100 3 60

Protección 5 -

10P y

10PR 100% del burden nominal

100 3 - Protección

10 -

PX 𝐸𝑘 , 𝑅𝑐𝑡, 𝐼𝑒 - - - Protección

𝐸𝑘 Fuerza electromotriz nominal en el punto de inflexión (rodilla). 𝑅𝑐𝑡 Resistencia del devanado secundario referida a 70 °C.

𝐼𝑒 Corriente de excitación.

La tabla 2-4 detalla las clases de precisión para los núcleos destinados a las aplicaciones de

protección según el estándar americano ANSI/IEEE.

12

Tabla 2-4. Clases de precisión según IEEE C57.13 - Protección.

Clase

Límites de error

(Los límites son válidos para cualquier burden especificado en esta tabla)

Número de

veces la

corriente

nominal

Error de relación Voltaje

secundario

Designación

Factor

de

potencia

Aplicación [%]

Corriente

nominal

Baja

corriente

nominal

[V]

C 100 20 3 10 100 B-1.0

0.5 Protección

T 100

C 200 20 3 10 200 B-2.0

T 200

C 400 20 3 10 400 B-4.0

T 400

C 800 20 3 10 800 B-8.0

T 800

X - 1 - 𝐸𝑘 , 𝑅𝑐𝑡, 𝐼𝑒

2.3.7. Factor de seguridad o factor de saturación (𝐹𝑆)

Indica la sobrecorriente como un múltiplo de la corriente nominal para la cual el núcleo de

medida alcanzará el punto de saturación. Por lo tanto, limita la corriente secundaria a 𝐹𝑆 veces la

corriente nominal. La seguridad del equipo de medición es mayor cuando el valor de 𝐹𝑆 es

pequeño. Los valores típicos del factor de seguridad son 5 o 10.

𝐹𝑆 es un valor máximo y solo válido a la carga nominal. Para cargas más bajas que la nominal,

el factor de saturación incrementa aproximadamente según la siguiente relación:

𝐹𝑆𝑎 ≈ 𝐹𝑆 ∙𝑆𝑛 + 𝑅𝑐𝑡 ∙ 𝐼𝑠𝑛

2

𝑆 + 𝑅𝑐𝑡 ∙ 𝐼𝑠𝑛2 [2-3]

Donde 𝑆𝑛 es la carga nominal en VA, 𝑆 indica el burden actual para el cual se desea conocer el

𝐹𝑆, 𝐼𝑠𝑛 es el valor de la corriente secundaria nominal en A, 𝑅𝑐𝑡 es la resistencia interna en ohmios

del devanado referida a 75 °C y 𝐹𝑆𝑎 es el factor de seguridad asociado a la potencia actual.

2.3.8. Factor límite de precisión (𝐴𝐿𝐹)

La tensión de saturación está dada por el 𝐴𝐿𝐹 que indica la sobrecorriente como un múltiplo

de la corriente nominal primaria hasta la cual se cumple la precisión nominal con la carga nominal

conectada. Se da como un valor mínimo. También se puede definir como la relación entre la

tensión de saturación y la tensión correspondiente a la corriente nominal secundaria. El burden

secundario afecta directamente el 𝐴𝐿𝐹.

De la misma manera que para los núcleos de medida, el factor de sobrecorriente cambia con

las variaciones de carga del núcleo de protección.

13

𝐴𝐿𝐹𝑎 ≈ 𝐴𝐿𝐹 ∙𝑆𝑛 + 𝑅𝑐𝑡 ∙ 𝐼𝑠𝑛

2

𝑆 + 𝑅𝑐𝑡 ∙ 𝐼𝑠𝑛2 [2-4]

Donde 𝑆𝑛 es la carga nominal en VA, 𝑆 es el burden actual para el cual se desea conocer el

𝐴𝐿𝐹, 𝐼𝑠𝑛 indica el valor de la corriente secundaria nominal en A, 𝑅𝑐𝑡 es la resistencia interna en

ohmios del devanado referida a 75 °C y 𝐴𝐿𝐹𝑎 es el factor límite de precisión asociado a la potencia

actual.

2.3.9. Marcación e identificación de terminales

Los terminales de los devanados primario y secundario deben poder ser identificados con

seguridad. Para ello, en la norma IEC 60185 se indica el criterio a seguir para su nomenclatura,

siendo aquellos bornes que empiecen con P y C los del arrollamiento primario, y los que empiecen

con S los del arrollamiento secundario. La figura 2-7 presenta el esquemático de un transformador

de corriente con un único núcleo y de única toma, es decir, con una sola relación de

transformación. La figura 2-8 describe el símbolo eléctrico de un CT con un único núcleo

secundario y dos relaciones de transformación. La figura 2-9 presenta un caso especial en el que

se disponen de dos devanados primarios independientes para llevar a cabo conexiones en serie o

en paralelo, generalmente en sistemas industriales con cargas variables. Por último, la figura 2-10

muestra el símbolo de un transformador de corriente que consta de dos núcleos independientes

con una sola relación.

Figura 2-7. CT de relación única.

Figura 2-8. CT con TAP intermedio en el secundario.

14

Figura 2-9. CT con primario de dos secciones destinado para conexiones en serie o en paralelo.

Figura 2-10. CT con dos devanados secundarios cada uno con su propio núcleo magnético.

15

3. GENERALIDADES DE LOS TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

También llamados transformadores de tensión o de potencial, tienen como principal función

alimentar los instrumentos de medición y protección conectados en su devanado secundario con

una tensión muy inferior, proporcional y lo menos desfasado posible respecto al que se aplica en

sus terminales primarios, y brindar aislamiento a los instrumentos de la red de alta tensión, para

proteger no solo los dispositivos sino también al personal operativo que los manipula. Sus

terminales primarios se conectan en paralelo con la red de interés y todos los instrumentos de

control, medida y protección se conectan en paralelo en su secundario. Existen actualmente dos

tipos principales de transformadores de tensión, inductivos y capacitivos. Los primeros constan

de dos arrollamientos dispuestos sobre un núcleo magnético común y los segundos se construyen

con un divisor de tensión capacitivo para disminuir gradualmente las altas tensiones primarias,

permitiendo reducir su costo al requerir menor nivel de aislamiento. Su forma de conexión y

operación es similar a la de los transformadores de potencia, pero sus requerimientos son

diferentes, dado que con ellos se busca que la tensión de salida sea muy semejante a la tensión de

entrada, pero con una magnitud mucho menor, lo que obliga a que la caída de tensión interna en

el transformador de tensión sea muy baja, y el desfase despreciable.

Para referenciar a los transformadores de tensión inductivos, se usan las siglas TPs o PTs de su

traducción al inglés “Potential Transformer”. El transformador de tensión con divisor de tensión

capacitivo se conoce también como CVT “Capacitive Voltage Transformer” (norma IEC) o CCVT

“Coupling Capacitive Voltage Transformer” (estándar IEEE).

3.1. Características constructivas

Los transformadores de tensión se construyen con un solo núcleo magnético sobre el cual se

disponen uniformemente los arrollamientos del primario y del secundario. Normalmente, posee

dos o más devanados secundarios para ofrecer exclusividad entre los instrumentos de medida y

los de protección. Se realizan generalmente monofásicos, también llamados unipolares, en los

cuales se dispone de un terminal de puesta a tierra y de un arrollamiento de tensión residual

adicional aparte de los arrollamientos secundarios de medida para formar un triángulo abierto

junto con los correspondientes arrollamientos de otros dos transformadores monofásicos, para

suministrar una tensión residual en caso de una falla a tierra. El borne del arrollamiento primario

en el lado de tierra está puesto a tierra efectivamente en la caja de bornes, y no debe retirarse

nunca durante el servicio.

Dependiendo del nivel de tensión y del entorno de empleo, los PTs pueden ser de tipo interior

o exterior. Los primeros pueden ser unipolares o aislados bipolares. En los transformadores

unipolares los arrollamientos secundarios están elaborados directamente sobre el núcleo de hierro

puesto a tierra. En los bipolares, se dispone de un aislamiento entre el devanado primario y el

secundario que corresponde a la mitad de la tensión nominal entre fase y tierra del transformador.

16

Los PTs tipo exterior cuentan con un recubrimiento que mejora su resistencia a las condiciones

ambientales y a la polución, y cuentan con una columna de aisladores de porcelana o goma de

silicona diseñados para soportar las tensiones de contorneo. Aunque se pueden encontrar

transformadores de tensión inductivos en instalaciones de alta tensión, la tendencia es la

aplicación de los CVTs en alta y extra alta tensión, dado su excelente desempeño y bajo coste en

comparación con los inductivos. Con el creciente uso de las telecomunicaciones en sistemas de

potencia, los CVTs ofrecen la posibilidad de transmitir señales de alta frecuencia a través de las

líneas de alta tensión usando los condensadores del divisor como acoplamiento para las señales de

comunicación. Los componentes más importantes de un transformador de tensión tipo exterior y

otro tipo interior se muestran en la figura 3-1.

Figura 3-1. Componentes de un transformador de tensión. Izquierda tipo exterior. Derecha tipo

interior [2].

3.2. Componentes

3.2.1. Aislamiento externo

En los PTs tipo exterior el aislamiento externo consta de una columna envolvente de cerámica

o goma de silicona con una línea de fuga lo suficientemente larga para que ningún arco pueda

contornear bajo condiciones de contaminación, como lluvia, niebla, polvo, etc. En los de tipo

interior, consta de un recubrimiento de resina fundida de epoxi.

3.2.2. Aislamiento interno El aislamiento interno se realiza comúnmente con cartón prespán en seco o impregnado en

aceite. El aceite que se utiliza es desgasificado y filtrado, y cuando se rellena el transformador se

hace bajo vacío. Los transformadores con aislamiento de cartón impregnado en aceite suelen

disponer de un depósito de expansión en su extremo superior.

17

3.2.3. Núcleo

Los transformadores de tensión, tanto de medida como de protección, se construyen con

núcleos de chapa magnética de gran permeabilidad y de rápida saturación que mantienen

constante la relación de transformación y la precisión cuando la tensión primaria está por debajo

de 1,2 veces la tensión nominal. El uso de estos núcleos se fundamenta en que la tensión no

presenta grandes variaciones en los sistemas de potencia; caso contrario a la corriente, y no se

hace necesaria la utilización de núcleos de gran permeabilidad y débil saturación, los cuales

mantienen la relación de transformación para valores muy superiores a la tensión nominal del

primario. Además, el uso de núcleos de saturación lenta ocasionaría que, ante la presencia de

sobretensiones en el arrollamiento primario, éstas se transferirían al secundario con el

consecuente daño del equipo conectado al mismo.

3.2.4. Arrollamientos

Son de hilo de cobre electrolítico puro, esmaltado de clase H. Se bobinan en capas de ejecución

antirresonante para la distribución uniforme de las sobretensiones transitorias. Las capas de papel

intermedias se disponen de modo que las tensiones entre espiras no sobrepasen valores

controlados.

3.2.5. Bornes terminales primarios

Son de latón o bronce, y generalmente de forma cilíndrica para facilitar la conexión con los

elementos de las barras de alta tensión. En los transformadores de hasta 36 kV, se disponen de una

gran variedad de bornes, dependiendo esencialmente del diseño de la celda en la cual están

embebidos.

3.2.6. Caja de conexiones secundarias

Elemento en el que se encuentran los terminales secundarios del PT debidamente

identificados, los dispositivos de protección contra sobretensiones, y los disyuntores

termomagnéticos para protección de los circuitos secundarios asociados. Al igual que para los CTs,

estas cajas cuentan con elementos para contrarrestar los efectos de la humedad y altas

temperaturas. En la figura 3-2 se aprecia una caja de conexiones secundaria de un transformador

de tensión de 230 kV, en la que los circuitos que constituyen cada devanado se protegen contra

sobrecorrientes con interruptores termomagnéticos de operación rápida y contra sobretensiones

a través de un spark gap.

18

Figura 3-2. Caja de conexiones secundarias típica de un transformador de tensión.

3.3. Parámetros Los transformadores de tensión se especifican de acuerdo con las restricciones de empleo, las

características de la red de operación y las condiciones ambientales del sitio de trabajo. Al igual

que para los transformadores de corriente, los estándares y normas internacionales definen los

criterios mínimos para su diseño.

3.3.1. Tensión primaria nominal 𝑉𝑝𝑛

Es el valor de la tensión que figura en la designación del transformador, de acuerdo con la cual

se determinan sus condiciones de funcionamiento.

3.3.2. Tensión secundaria nominal 𝑉𝑠𝑛

Valor de la tensión secundaria que figura en la designación del transformador, de acuerdo con

la cual se determinan sus condiciones de funcionamiento. La tensión secundaria nominal para los

transformadores monofásicos utilizados en redes monofásicas o montados entre fases de redes

trifásicas, es de 110 V. Para los transformadores monofásicos dispuestos entre fase y tierra en redes

trifásicas y en los cuales la tensión primaria nominal es la tensión nominal de la red dividida por

√3 , la tensión secundaria nominal es 110/√3 V con el fin de conservar el valor de relación de

transformación nominal.

3.3.3. Factor de tensión nominal o factor de tensión 𝑉𝐹

Los transformadores de tensión tanto inductivos como capacitivos, se conectan usualmente

entre fase y tierra. Ante el evento de una perturbación en una red trifásica, la tensión a través del

transformador algunas veces puede incrementarse incluso hasta el valor del factor de tensión, es

decir, 𝑉𝐹 veces la tensión nominal.

La norma IEC especifica los siguientes factores de tensión:

1,9 para sistemas que no se encuentran sólidamente aterrizados

1,5 para sistemas con el neutro sólidamente aterrizado

19

3.3.4. Burden nominal o potencia nominal 𝑆𝑛

Valor de la potencia aparente dada en VA y con un factor de potencia especificado, que el

transformador de tensión suministra al circuito secundario con la tensión secundaria nominal

cuando está conectado a su carga de precisión.

En IEEE C57.13 se definen los burden estándar mostrados en la tabla 3.1. Las cargas típicas

según IEC 60044-2, con factor de potencia de 0.8 en atraso y expresadas en volta-amperios son:

10 – 15 – 25 – 30 – 50 – 75 – 100 – 150 – 200 – 300 – 400 y 500 VA.

Tabla 3-1. Cargas estándar IEEE C57.13.

Burden estándar VA FP

M 35 0.2

W 12.5 0.1

X 25 0.7

Y 75 0.85

Z 200 0.85

ZZ 400 0.85

3.3.5. Potencia térmica límite 𝑆𝑡ℎ

Valor de la potencia aparente, referido a la tensión primaria asignada, que el transformador

puede suministrar al circuito secundario, cuando la tensión asignada se aplica al primario, sin

exceder los límites para el calentamiento especificados.

3.3.6. Clase de precisión

Al igual que los transformadores de corriente, la precisión se divide en clases para propósitos

de medida y clases para protección.

Para la medición de energía, es importante que el transformador mida correctamente a

diferentes temperaturas. Un transformador de tensión inductivo tiene desviaciones

insignificantes a diferentes temperaturas, mientras que los transformadores de tensión capacitivo

con un dieléctrico que consiste únicamente en papel o película de polipropileno muestran grandes

variaciones debido a cambios en la capacitancia. En un transformador de tensión capacitivo

moderno, el dieléctrico consiste en dos tipos diferentes de material, papel y polipropileno, que

tienen características de temperatura opuestas y, por lo tanto, combinados dan un mínimo de

desviación. La desviación es aproximadamente de la misma magnitud que la de un transformador

de tensión inductivo.

20

Las clases para medida según IEC 60044-2 son válidas para el 80 – 120 % de la tensión primaria

nominal y para el rango de carga del 25 – 100 % del burden nominal.

Las clases para protección son válidas desde el 5 % hasta 𝑉𝐹 veces la tensión nominal y para el

25 – 100 % del burden nominal.

Debe observarse que un devanado de transformador de tensión puede tener clases combinadas,

es decir, 0.5 / 3P, lo que significa que la precisión de medición se cumple para 80 - 120% de la

tensión nominal y, adicionalmente, los requisitos de precisión y respuesta transitoria para

protección se cumple entre 5 % - 80 % y 120 % - 𝑉𝐹 veces la tensión nominal.

Cuando se requiere más de un devanado secundario, debe especificarse claramente cómo se

aplicarán las cargas y las clases.

Para una bobina, con las otras bobinas descargadas, o

con todos los bobinados cargados simultáneamente.

Lo anterior permite conocer que los devanados secundarios de un transformador de tensión

son dependientes uno del otro, debido a que se encuentran dispuestos sobre el mismo núcleo

magnético.

Las tablas 3-2 y 3-3 ofrecen la información sobre las diferentes clases de precisión según la

norma de diseño del transformador de tensión.

Tabla 3-2. Clases de precisión según IEC 60044-2.

Clase

Rango Límites de error

Burden Tensión Error de

relación [%]

Desfase

[minutos] Aplicación

0.1 25 - 100 % 80 - 120 % 0.1 5 Laboratorio

0.2

25 - 100 %

< 10 VA

0 - 100 %

PF = 1

80 - 120 % 0.2 10

Contadores de

energía de alta

precisión

0.5 25 - 100 % 80 - 120 % 0.5 20

Medición de

energía

estándar

1 25 - 100 % 80 - 120 % 1 40 Medidores de

grado industrial

3 25 - 100 % 80 - 120 % 3 - Instrumentos

3P 25 - 100 % 5 - 𝑉𝐹 3 120 Protección

6P 25 - 100 % 5 - 𝑉𝐹 6 240 Protección

21

Tabla 3-3. Clases de precisión según IEEE C57.13.

Clase

Rango Límites de error

Burden Tensión

Error de potencia en

[%] con la carga

medida y FP 0.6 - 1

Aplicación

0.15 0 - 100 % 90 - 110 % 0.15 Medida de alta precisión

0.3 0 - 100 % 90 - 110 % 0.3 Contadores de energía de

alta precisión

0.6 0 - 100 % 90 - 110 % 0.6 Medición de energía

estándar

1.2 0 - 100 % 90 - 110 % 1.2 Protección

1.2R

0 - 100 % 90 - 110 % 1.2

Protección CCVT 25 3

5 5

3.3.7. Marcación e identificación de terminales

Los bornes de los arrollamientos primario y secundario deben poder ser identificados con

fiabilidad. Para ello, en la norma IEC 60185 se indica el criterio a seguir para su nomenclatura,

siendo aquellos bornes que empiecen con las letras mayúsculas A, B, C y N los de los

arrollamientos primarios, y con idénticas letras, pero minúsculas a, b, c, y n los de los

arrollamientos secundarios.

Las letras A, B y C definen bornes terminales totalmente aislados y la letra N el borne terminal a

ser conectado a tierra, siendo su aislación menor que la de los otros terminales. Las letras da y dn

identifican terminales de bobinados destinados a suministrar una tensión residual. Todos los

terminales identificados con A, B, C, y a, b, y c deben tener la misma polaridad en el mismo

instante. La figura 3-3 muestra la representación de un transformador de tensión monofásico con

las diferentes marcaciones de bornes, mientras que la figura 3-4 detalla el esquema y la marcación

para un transformador de tensión trifásico.

22

Figura 3-3. Transformador monofásico con bornes primarios totalmente aislados y un solo secundario (izquierda), Transformador monofásico con un borne primario neutro de aislación reducida y un solo

secundario (derecha).

Figura 3-4. Transformador de tensión trifásico de un solo secundario.

23

4. ANÁLISIS DE LOS TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTACIÓN

En el presente capitulo se describen los métodos desarrollados para determinar los errores de

relación de los transformadores de instrumento, a partir de los modelos teóricos obtenidos con la

información de las diferentes pruebas de rutina aplicadas.

4.1. Principio de medición de corrientes y tensiones

Los transformadores de instrumento son tipos especiales de transformadores destinados a

medir corrientes y tensiones. Las leyes comunes de conversión electromagnética son de válida

aplicación para el análisis del funcionamiento en los estados de régimen permanente y transitorio

de CTs y PTs.

4.1.1. Transformadores de corriente

Para un transformador con su devanado secundario cortocircuitado es válido asegurar lo

siguiente:

𝐼1 ∙ 𝑁1 = 𝐼2 ∙ 𝑁2 [4-1]

Esta ecuación proporciona la transformación de corriente en relación al número de vueltas

primario y secundario. Un transformador de corriente es idealmente un transformador en

cortocircuito donde la tensión del terminal secundario es cero y la corriente de magnetización es

insignificante.

4.1.2. Transformadores de tensión

Para un transformador con su secundario en circuito abierto, sin carga, es válido asegurar lo

siguiente:

𝐸1

𝐸2=

𝑁1

𝑁2 [4-2]

Esta ecuación proporciona la transformación de tensión en relación al número de vueltas

primario y secundario. Un transformador de tensión es idealmente un transformador en

condición de vacío donde la corriente de carga es cero y la caída de tensión solo es causada por la

corriente de magnetización y, por lo tanto, es insignificante.

4.2. Principio de operación de los transformadores de corriente

El transformador de corriente difiere en muchos aspectos del transformador convencional. El

primario se conecta en serie con la red, lo que significa que las intensidades primaria y secundaria

24

son independientes de la carga conectada. Las tensiones solo son de interés en lo que respecta a la

corriente de excitación.

4.2.1. Medición de errores

Si se ignora la corriente de excitación, el transformador debería reproducir las intensidades

primarias sin errores y la siguiente ecuación podría aplicarse para relacionar las corrientes

primaria y secundaria:

𝐼2 =𝑁1

𝑁2∙ 𝐼1 [4-3]

En la práctica, no es posible despreciar la corriente de excitación. La figura 4-1 muestra un CT

ideal con su secundario cargado con Z.

Figura 4-1. Esquema de un transformador de corriente idealizado.

La figura 4-2 muestra el diagrama equivalente de un transformador de corriente referido al

lado del secundario.

Figura 4-2. Transformador de corriente referido a su lado secundario.

25

El diagrama de la figura 4-2 muestra que no toda la corriente primaria pasa a través del circuito

secundario. Parte de ella es consumida por el núcleo, lo que significa que la corriente primaria no

se reproduce exactamente. La relación entre las corrientes en este caso será:

𝐼2 =𝑁1

𝑁2∙ 𝐼1 − 𝐼𝑒 [4-4]

El error en la reproducción de las intensidades primarias aparecerá tanto en amplitud como en

fase. El error en amplitud se denomina error de corriente o relación y el error en fase se denomina

error de fase o desplazamiento de fase. La figura 4-3 muestra vectorialmente las corrientes del

circuito equivalente de la figura 4-2.

Figura 4-3. Diagrama fasorial de corrientes de un CT real.

La región dentro del recuadro en el anterior diagrama, ofrece información gráfica de la

correspondencia entre las corrientes y el error de relación de transformación, como se muestra en

la figura 4-4 donde la corriente del devanado secundario 𝐼2 ha sido establecida como el vector de

referencia con una magnitud asignada del 100% y se ha construido un sistema de coordenadas

con los ejes divididos en valores porcentuales y cuyo origen se encuentra en la parte superior del

vector de referencia. Dado que δ es un ángulo muy pequeño, el error de corriente ε y el error de

fase δ se leen directamente en porcentaje en el respectivo eje (δ = 1% = 1 centirradián = 34,4

minutos).

Figura 4-4. Diagrama de errores ε y δ con 𝐼2 como vector de referencia.

26

Si la magnitud del vector de corriente secundaria es lo suficientemente grande y se encuentra

en adelanto respecto al vector de la corriente primaria, entonces, tanto el error de relación y el

desfase serán positivos. De acuerdo con esto, en el diagrama de la figura 4-4 la dirección será

positiva hacia abajo del eje ε y a la derecha del eje δ.

4.2.2. Cálculo de errores

El circuito que se muestra en la figura 4-5 contiene todas las cantidades necesarias para

determinar el error de relación de un CT. La tensión sobre el devanado primario no tiene ningún

efecto sobre la rama de excitación del transformador ni tampoco sobre la desviación en la relación,

por lo que la impedancia del devanado primario no se ha tenido en cuenta. En núcleos cuya forma

constructiva corresponde a un anillo continuo y con sus espiras uniformemente distribuidas, la

reactancia de fuga es prácticamente insignificante, lo que permite aproximar la impedancia

interna secundaria al valor de la resistencia del devanado 𝑅𝑖. La impedancia de la rama de

magnetización se representa mediante una reactancia inductiva en paralelo con una resistencia.

𝐼𝜇 e 𝐼𝑓 indican respectivamente la corriente de magnetización y la corriente de pérdidas en el

núcleo.

Figura 4-5. Diagrama equivalente del transformador de corriente real.

El diagrama vectorial presentado en la figura 4-6 incluye los efectos de las corrientes de

magnetización y de pérdidas en el núcleo sobre el error de relación y el desfase. La corriente

secundaria presentará un desfase φ respecto a la tensión secundaria inducida 𝐸𝑠𝑖 en función de la

componente reactiva de la carga 𝑋𝑏. Por tanto, el error de relación tiende a crecer casi

proporcionalmente con incrementos de φ. Si la carga conectada al CT posee una componente

reactiva considerablemente alta, se evidenciará una elevación del valor del error de relación. El

desfase por su lado, experimentará variaciones tanto por φ como por las pérdidas en el núcleo

vinculadas a la corriente de magnetización 𝐼𝜇 .

27

Figura 4-6. Representación vectorial del error de corriente y el desfase. Una metodología sencilla que consta de cuatro pasos para determinar el error de relación se

presenta a continuación.

Paso 1. Determinar la tensión inducida en el lado del secundario 𝐸𝑠𝑖 a partir de la siguiente

expresión:

𝐸𝑠𝑖 = 𝐼2 ∙ 𝑍 [4-5]

Donde 𝑍 representa la impedancia total del secundario, y se define como:

𝑍 = √(𝑅𝑖 + 𝑅𝑏)2 + 𝑋𝑏2 [4-6]

Donde 𝑅𝑏 y 𝑋𝑏 definen las componentes resistiva y reactiva del burden respectivamente y 𝑅𝑖

indica la resistencia del devanado del secundario del CT.

Paso 2. Determinar la densidad de flujo que se requiere para generar la tensión inducida

secundaria, de acuerdo con la siguiente ecuación:

𝐵 =𝐸𝑠𝑖

𝜋 ∙ √2 ∙ 𝑓 ∙ 𝐴𝑗 ∙ 𝑁2

[4-7]

28

Donde 𝑓es la frecuencia de operación en Hz, 𝐴𝑗 es el área transversal del núcleo en mm2, 𝑁2

representa el número de espiras del arrollamiento secundario y 𝐵 es el flujo magnético dado en

Teslas.

Paso 3. Calcular las corrientes 𝐼𝜇 e 𝐼𝑓 según los valores de intensidad de campo magnético 𝐻𝜇

y de pérdidas en el núcleo 𝑃𝑓. Los valores de estos parámetros se pueden calcular a partir de las

curvas de magnetización (B-H Loop) y de pérdidas de potencia por unidad de peso (core loss curve) del material que constituye el núcleo del transformador, y suministradas por las compañías

acereras. Anexo 1.

Si se conoce el valor de 𝐵, es posible determinar gráficamente el valor de 𝐻𝜇 correspondiente

con ayuda de la curva de magnetización del material.

Si se conoce el peso del núcleo, se determina la magnitud de 𝑃𝑓 asociada al valor de 𝐵 con la

curva de perdida de potencia por unidad de peso, también llamada curva de perdidas específicas.

Puede entonces, calcularse la componente de magnetización de la corriente de excitación del

núcleo:

𝐼𝜇 =𝑙𝑚 ∙ 𝐻𝜇

𝑁2 [4-8]

Donde 𝑙𝑚 representa la longitud media de la trayectoria magnética en cm y 𝑁2 el número de

espiras en el devanado secundario. Ahora, la componente de pérdidas de la corriente de excitación

se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:

𝐼𝑓 =𝑃𝑓

𝐸𝑠𝑖 [4-9]

Paso 4. Construir del diagrama vectorial (Figura 4-6) a partir de las magnitudes calculadas. Los

vectores de 𝐼𝑚 e 𝐼𝜇 , expresados como un porcentaje de la corriente 𝐼2 poseen direcciones dadas

por el ángulo de fase φ entre la tensión secundaria inducida y la corriente secundaria empleada

como referencia del diagrama vectorial.

φ =𝑋𝑏

𝑅𝑖 + 𝑅𝑏 [4-10]

La componente reactiva 𝐼𝜇 esta 90° desfasada respecto a 𝐸𝑠𝑖 mientras que la componente de

perdidas 𝐼𝑓 se encuentra en fase con 𝐸𝑠𝑖.

4.2.3. Variación del error con la corriente

Si se calculan los errores para dos diferentes corrientes y con la misma carga, sucederá que los

errores son diferentes para cada corriente de cálculo. Esto se debe a la característica no lineal de

29

la curva de excitación. Si se supone una característica de excitación lineal por ejemplo en el caso

de los transformadores con núcleo de aire, entonces los errores deberían permanecer constantes.

Este hecho se ilustra en la figura 4-7. Las líneas discontinuas se aplican para el caso de

característica lineal.

Figura 4-7. Efecto de la variación de corriente sobre el error de relación.

La figure 4-7 muestra que el error decrece cuando la corriente se incrementa, este fenómeno

continúa hasta que la corriente y el flujo han alcanzado un valor (punto 3) en el cual el núcleo

empieza a saturarse. Un incremento adicional de corriente resultará en un aumento rápido del

error. A cierta corriente 𝐼𝑝𝑠 (punto 4) el error alcanza un límite establecido según la norma bajo

la cual ha sido diseñado.

4.2.4. El factor de saturación

𝐼𝑝𝑠 se refiere a la corriente de seguridad del instrumento para un transformador de corriente y

corriente límite de precisión para un transformador de protección. La relación entre 𝐼𝑝𝑠 y la

corriente primaria nominal 𝐼𝑝𝑛 o 𝐼1, es llamada Factor de Seguridad del Instrumento (FS ) y Factor

Limite de Precisión (ALF ) para transformadores de medida y de protección respectivamente.

Estos dos coeficientes de saturación son prácticamente los mismos, incluso si se determinan con

diferentes límites de error.

Si la corriente primaria se incremente desde 𝐼𝑝𝑛 a 𝐼𝑝𝑠, la tensión inducida y el flujo aumentan

aproximadamente en la misma proporción.

𝐹𝑆(𝐴𝐿𝐹) =𝐼𝑝𝑠

𝐼𝑝𝑛≈

𝐵𝑠

𝐵𝑛 [4-11]

Debido a la forma plana de la curva de excitación en la región saturada, se podría considerar

𝐵𝑠 como aproximadamente constante e independiente de la magnitud de la carga. 𝐵𝑛, sin embargo,

es directamente proporcional a la impedancia de carga, lo que significa que la fórmula anterior

podría reducirse a la siguiente expresión:

30

𝐹𝑆(𝐴𝐿𝐹) ≈1

𝐵𝑛≈

1

𝑍 [4-12]

La anterior fórmula establece que el factor de saturación depende de la magnitud de la carga

conectada. Si se proporciona el factor de saturación nominal; que corresponde a la carga nominal,

entonces el factor de saturación para otras cargas se puede estimar aproximadamente de la

siguiente manera:

𝐴𝐿𝐹 ≈ 𝐴𝐿𝐹𝑛 ∙𝑍𝑛

𝑍 [4-13]

En donde 𝐴𝐿𝐹𝑛 indica el factor de saturación nominal del transformador de corriente, 𝑍𝑛 es el

burden nominal que comprende también la resistencia del devanado secundario y 𝑍 es el burden

actual que igualmente incluye la resistencia del devanado secundario.

4.2.5. Dimensiones del núcleo

El diseño de un núcleo para determinados requerimientos, consistirá en última instancia en el

dimensionamiento de su área. Los factores que se tienen generalmente en cuenta para el cálculo

de un núcleo determinado son los siguientes [5]:

Corriente primaria nominal (número de ampere-vueltas)

Burden nominal

Resistencia del devanado secundario

Clase de precisión

Factor de saturación nominal

Longitud del camino magnético

Es posible dimensionar un núcleo respecto a la precisión requerida. Lo primero que se hace es

escoger un área inicial para luego calcular los errores asociados a las cargas relevantes y los rangos

de corriente. Si los errores resultantes son demasiado grandes, el área del núcleo se incrementa y

se repiten los cálculos. Este procedimiento se repite hasta que los valores de error se encuentran

dentro de los límites permitidos. Si los errores determinados en la primera iteración son muy

pequeños, se disminuye entonces el área del núcleo dado que este se encuentra

sobredimensionado.

El procedimiento para calcular un núcleo respecto a determinado factor de saturación es

mucho más sencillo. El área del núcleo, en cm2, se puede estimar de acuerdo a la siguiente formula:

𝐴𝑗 = 𝐾 ∙𝐴𝐿𝐹 ∙ 𝐼𝑠𝑛 ∙ 𝑍𝑛

𝑁2 [4-14]

31

Cuyos parámetros 𝐼𝑠𝑛 y 𝑍𝑛 representan respectivamente la corriente y carga nominales del

devanado secundario, 𝑁2 el número de espiras o vueltas del arrollamiento secundario y 𝐾, es una

constante intrínseca a las propiedades magnéticas del material del núcleo, relacionada con las

pérdidas de potencia por el ciclo de histéresis. El valor de 𝐾 viene dado por las especificaciones

del fabricante del material.

4.3. Principio de operación de los transformadores de tensión

Los conceptos descritos en esta sección conciernen a los transformadores de tensión

inductivos. Aun así, el contenido es aplicable igualmente en cuanto a precisión y medición de

errores a los transformadores de tensión con acople capacitivo.

4.3.1. Medición de errores

Considere el transformador ideal que se identifica en la figura 4-8.

Figura 4-8. Transformador de tensión ideal.

Si se ignoran las caídas de tensión, el transformador debería reproducir la tensión primaria sin

errores y la siguiente ecuación relacionaría las tensiones primaria y secundaria:

𝑈𝑠 =𝑁𝑠

𝑁𝑝∙ 𝑈𝑝 [4-15]

Realmente, no es posible discriminar la caída de tensión en las resistencias de cada bobinado y

las reactancias de fuga ∆𝑈, por tanto, la tensión primaria no se reproduce exactamente. La

ecuación entre las tensiones será en este caso:

𝑈𝑠 =𝑁𝑠

𝑁𝑝∙ 𝑈𝑝 − ∆𝑈 [4-16]

El error en la reproducción de las señales de tensión primarias aparecerá tanto en magnitud

como en fase. El error en la amplitud es llamado error de tensión o error de relación, y el error en

la fase se conoce como error de fase o desplazamiento de fase. En la figura 4-9 se representan

vectorialmente las tensiones del circuito de la figura 4-8.

32

Figura 4-9. Diagrama vectorial de tensiones en un PT real.

El área dentro del recuadro se detalla en la fiura 4-10. La tensión secundaria ha sido establecida

como vector de referencia del diagrama con una dimensión equivalente del 100%, y se ha creado

un sistema de coordenadas con el eje dividido en porcentaje cuyo origen de coordenadas se

encuentra en la parte superior del vector de referencia. Como δ es un ángulo muy pequeño, el

error de tensión ε y el error de fase δ se pueden leer directamente en unidades porcentuales en

cada eje (δ = 1% = 1 centiradián = 34,4 minutos).

Figura 4-10. Diagrama vectorial con los efectos de la caída de tensión sobre la impedancia serie de los

devanados.

Por definición, el error de tensión será positivo si la tensión secundaria es lo suficientemente

grande y el desplazamiento de fase será positivo si la tensión secundaria se encuentra en adelanto

frente a la tensión primaria. En consecuencia, la dirección positiva será hacia abajo del eje ε y

hacia la derecha en el eje δ.

4.3.2. Determinación de errores

La figura 4-11 muestra un diagrama equivalente del transformador de tensión referido al lado

secundario.

33

Figura 4-11. PT con parámetros referidos al lado secundario.

La impedancia 𝑍𝑝 representa la resistencia y la reactancia de fuga del primario mientras que

𝑍𝑠 representa los correspondientes parámetros del secundario. La caída de tensión del secundario

se debe prácticamente a 𝐼𝑠. El diagrama de la figura 4-11 puede ser dividido en un diagrama del

transformador en vacío representado en la figura 4-12 y otro con el secundario cargado, figura 4-

13.

Figura 4-12. PT en condición de vacío.

Figura 4-13. PT con el secundario cargado con 𝑍𝑏.

Sin carga, la caída de tensión es en general muy pequeña y además posee la misma magnitud

para ciertos diseños. Prestando atención a la figura 4-13 y a la tensión en la carga ∆𝑈𝑏 se tiene

que:

∆𝑈𝑏 =𝑁𝑠

𝑁𝑝∙ 𝑈𝑝 ∙

𝑍𝑘

𝑍𝑘 + 𝑍𝑏 [4-17]

34

∆𝑈𝑏también puede representarse como:

∆𝑈𝑏 = 𝑈𝑠 ∙𝑍𝑘

𝑍𝑏 [4-18]

La tensión en la carga, expresada como una fracción porcentual de 𝑈𝑠 es:

∆𝑈𝑏 =𝑍𝑘

𝑍𝑏∙ 100 [4-19]

Dado que ∆𝑈𝑏 es una cantidad compleja, consiste de una componente resistiva y otra reactiva.

∆𝑈𝑟 =𝑅𝑘

𝑍𝑏∙ 100 [4-20]

y,

∆𝑈𝑥 =𝑍𝑥

𝑍𝑏∙ 100 [4-21]

El diagrama vectorial de la figura 4-10 se emplea para determinar los errores. Los vectores ∆𝑈𝑟

y ∆𝑈𝑥 se construyen en el diagrama de la figura 4-14. La dirección de los dos vectores está dada

por el ángulo de fase entre el vector de corriente de la carga y el vector de referencia 𝑈𝑠.

𝜑 = atan𝑋𝑏

𝑅𝑏 [4-22]

La componente resistiva ∆𝑈𝑟 se encuentra en fase con 𝐼𝑠 mientras que la componente reactiva

∆𝑈𝑥 esta 90° desfasada con 𝐼𝑠.

Figura 4-14. Representación vectorial del error de voltaje y el desfase.

35

4.3.3. Calculo de la impedancia de cortocircuito 𝑍𝑘 La figura 4-15 muestra, en principio, como se encuentran conformados y distribuidos los

devanados del transformador. Todas las cantidades de interés respecto a 𝑍𝑘 se dan en la figura.

Figura 4-15. Distribución de los devanados sobre el núcleo magnético en un PT.

Los parámetros 𝑅𝑘 y 𝑋𝑘 que componen 𝑍𝑘, se calculan de la siguiente manera:

𝑅𝑘 está compuesta por las resistencias de los devanados primario y secundario 𝑅𝑝 y 𝑅𝑠; con 𝑅𝑝

referenciada al lado secundario.

𝑅𝑘 = (𝑁𝑠

𝑁𝑝)

2

∙ (𝑅𝑝 + 𝑅𝑠) [4-23]

𝑅𝑝 se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

𝑅𝑝 = 0.018 ∙𝜋 ∙ 𝐷𝑝 ∙ 𝑁𝑝

𝑎𝑝 [4-24]

Donde 𝐷𝑝 es el diámetro medio del devanado primario medido en metros y 𝑎𝑝 la sección

transversal del conductor primario dada en mm2.

De igual forma se calcula 𝑅𝑠.

𝑅𝑠 = 0.018 ∙𝜋 ∙ 𝐷𝑠 ∙ 𝑁𝑠

𝑎𝑠 [4-25]

𝑋𝑘 es causada por el flujo de dispersión en los devanados y puede ser calculada como sigue:

𝑋𝑝 = 8 ∙ 𝑓 ∙ 𝑁2 ∙𝜋 ∙ 𝐷𝑝

𝐿𝑝∙ (∆ +

𝑡𝑝 + 𝑡𝑠

3) ∙ 10−8 [4-26]

𝑋𝑠 = 8 ∙ 𝑓 ∙ 𝑁2 ∙𝜋 ∙ 𝐷𝑠

𝐿𝑠∙ (∆ +

𝑡𝑝 + 𝑡𝑠

3) ∙ 10−8 [4-27]

36

4.3.4. Variación del error con la tensión

El cambio en el error está directamente asociado con los cambios de tensión. Esta variación

depende de la característica no lineal de la curva de excitación, lo que significa que aparecerá

incluso en los errores relacionados con la operación sin carga del transformador. Por otro lado, las

contribuciones al error por la corriente de carga no se verán afectadas por las fluctuaciones de

tensión. Las curvas de error típicas se muestran en la figura 4-16.

Figura 4-16. Efecto de la variación de tensión sobre el error de relación [6].

4.3.5. Precisión y capacidad de burden

La capacidad de un transformador depende del valor de la impedancia de cortocircuito. Un

bajo valor de 𝑍𝑘 implica una gran cantidad de cobre en los arrollamientos y una alta capacidad de

burden, y viceversa. La cargabilidad del transformador puede relacionarse con la clase de

precisión. Para una carga nominal de 200 VA y clase de precisión 1, el PT se construye con una

cierta cantidad de cobre, la misma cantidad para soportar en condiciones nominales 100 VA con

una clase de precisión de 0.5, con la condición de que la corrección de vueltas tenga los valores

adecuados para las dos clases. La relación entre la clase de precisión y la capacidad de burden es

aproximadamente constante. Esta constante se conoce como el factor de calidad de la precisión K

del devanado.

𝐾 =100 ∙ 𝐴

𝑃 [4-28]

Donde 𝐴 es la clase de precisión del transformador; especificada en la placa de características,

y 𝑃 la potencia asociada al burden nominal dada en VA.

4.4. Transformadores de tensión con acople capacitivo (CVT o CCVT)

Los transformadores de tensión capacitivos son ampliamente empleados en los sistemas de

potencia con tensiones de operación superiores a 100 kV. La aplicación de los CVTs es la misma

que la de los transformadores de tensión puramente inductivos, la reproducción de señales de

tensiones primarias. Por su construcción, ofrecen también la posibilidad de emplearlos como

capacitores de acople para las portadoras de línea PLC “Power Line Carrier”, al objeto de permitir

las telecomunicaciones, el control remoto, etc., en subestaciones de alta y extra alta tensión.

37

Un CVT consta de un divisor de tensión capacitivo, o CVD por sus siglas en inglés, conformado

por las capacitancias 𝐶1 y 𝐶2, y una unidad electromagnética también conocida como EMU, por

su traducción al inglés.

El tamaño de 𝐶1 y 𝐶2 determina la relación de tensión del CVD. La EMU contiene un

transformador de tensión inductivo, una reactancia de ajuste y una protección para mitigar los

efectos producidos por ferroresonancia.

La teoría básica sobre las clases de precisión, el error de relación y desplazamiento de fase en

los transformadores inductivos PTs expuesta en la sección anterior, se aplica también para los

transformadores de tensión con acople capacitivo.

4.4.1. Características de un CVT

El divisor de tensión capacitivo CVD contiene condensadores conectados en serie 𝐶1 y 𝐶2. El

divisor de tensión es cargado por la unidad electromagnética EMU que contiene un valor

suficiente de inductancia para compensar la capacitancia del CVD. La inductancia de

compensación se obtiene de los devanados del transformador y de un reactor de ajuste

especialmente diseñado.

El diagrama del circuito completo se muestra en la figura 4-17, donde la EMU es representada

por la resistencia e inductancia primarias 𝑅1 y 𝐿1 respectivamente, 𝑅2 y 𝐿2 corresponden a las

componentes del secundario, 𝑅𝑡 y 𝐿𝑡 son la resistencia e inductancia del reactor de ajuste, la

impedancia magnetizante es representada por la resistencia 𝑅𝑚 en paralelo con la inductancia 𝐿𝑚,

y las pérdidas de la sección capacitiva corresponden a 𝑅𝐶1 y 𝑅𝐶2.

Las inductancias de fuga y ajuste representan la inductancia serie equivalente del circuito 𝐿1 +

𝐿𝑡 .

Figura 4-17. Circuito de un CVT.

La impedancia 𝑍𝑏 representa la carga conectada a los terminales secundarios. El circuito de la

figura 4-17 se puede transformar en el que muestra la figura 4-18.

38

Figura 4-18. Circuito simplificado de un CVT.

Si se excluye la carga, el CVT en términos de las tensiones primaria y secundaria puede

definirse como:

𝑈2 =𝑍𝑚

𝑍𝑚 + 𝑍1 + 𝑍2∙ 𝑈1 [4-29]

Y los errores de relación y fase del CVT sin carga pueden determinarse de la siguiente manera:

휀0 + 𝑗𝛿 =𝑈2 − 𝑈1

𝑈1= −

𝑍1 + 𝑍𝑒

𝑍𝑚 + 𝑍1 + 𝑍2 [4-30]

Cuando se carga el CVT con la impedancia 𝑍𝑏 cuyo consumo de corriente es 𝐼, se obtiene la

siguiente relación entre las tensiones primaria y secundaria.

𝑈2 =𝑍𝑚

𝑍𝑚 + 𝑍1 + 𝑍𝑒∙

𝐶1

𝐶1 + 𝐶2∙ 𝑈1 − [𝑍2 +

𝑍𝑚 ∙ (𝑍1 + 𝑍𝑒)

𝑍𝑚 + 𝑍1 + 𝑍𝑒] ∙ 𝐼 [4-31]

Dado que la impedancia de magnetización 𝑍𝑚 es 500 a 1000 veces la impedancia equivalente (𝑍1 + 𝑍𝑒), puede descartarse y el circuito equivalente simplificado de acuerdo con la Figura 4-18

puede utilizarse para simplificar los cálculos.

Figura 4-18. Circuito de un CVT sin los efectos de 𝑍𝑒 y 𝑍1.

La figura 4-19 representa de manera general, el esquema simplificado de un CVT.

39

Figura 4-19. Diagrama general de un CVT.

Los elementos 𝐶1 y 𝐶2 están construidos a partir de arreglos de condensadores idénticos y su

desplazamiento de fase puede considerarse el mismo. Las pérdidas dieléctricas en los

condensadores modernos son muy bajas, llegando incluso a ser inferiores del 0,2% por lo que las

pérdidas pueden despreciarse. Visto desde la EMU se tiene que:

𝑍𝑒 =

1𝑗𝜔𝐶1

∙1

𝑗𝜔𝐶2

1𝑗𝜔𝐶1

+1

𝑗𝜔𝐶2

=1

𝑗𝜔(𝐶1 + 𝐶2) [4-32]

𝐶1 + 𝐶2 = 𝐶𝑒 que es la capacitancia equivalente y se usa para diversos cálculos de diseño y

operación del CVT.

La tensión intermedia, es decir la tensión que cae sobre la EMU es:

𝑈1 =

1𝑗𝜔𝐶2

1𝑗𝜔𝐶1

+1

𝑗𝜔𝐶2

∙ 𝑈 =𝐶1

(𝐶1 + 𝐶2)∙ 𝑈 [4-33]

Otro parámetro importante para el dimensionamiento y la aplicación de un CVT, es la relación

de tensiones del condensador equivalente 𝑛𝑐 definida como:

𝑛𝑐 =𝐶1 + 𝐶2

𝐶1 [4-34]

La relación de la EMU se define de acuerdo a las mismas reglas que se aplican para los

transformadores de tensión inductivos.

𝑛𝑡 =𝑁1

𝑁2=

𝑈1

𝑈2 [4-35]

La relación de transformación total, desde el lado de alta tensión del CVD hasta el lado

secundario de la EMU, se puede definir como:

𝑛𝑡𝑜𝑡 = 𝑛𝑐 ∙ 𝑛𝑡 =𝑈1

𝑈2=

𝐶1 + 𝐶2

𝐶1 [4-36]

40

En esencia es el mismo concepto que se aplica para los transformadores inductivos con la única

diferencia de la capacitancia 𝐶𝑒 en serie con el devanado primario.

41

5. PRUEBAS DE RUTINA EN TRANSFORMADORES DE

INSTRUMENTACIÓN

Durante la vida útil de un transformador de instrumentación se realizan varias pruebas para

detectar anomalías constructivas y operativas. En fabrica, son sometidos a ensayos FAT “Pruebas

de aceptación en fabrica”, a fin de validar el diseño de acuerdo con protocolos específicos del

producto definidos propiamente por el fabricante. Durante las FAT los transformadores se revisan

minuciosamente de acuerdo a una lista de verificación de parámetros de rendimiento previamente

establecida. Las pruebas FAT se realizan generalmente junto con el cliente, a fin de proporcionarle

información de primera mano sobre la funcionalidad del equipo.

En terreno se realizan pruebas de aceptación en sitio (SAT) con la finalidad de inspeccionar el

equipo en el lugar de la instalación para garantizar un inicio de servicio sin problemas y para

verificar que el PT o CT cumpla con sus requisitos de funcionamiento. Las pruebas SAT se realizan

igualmente en compañía del cliente final del equipo. Estos ensayos iniciales en terreno, se conocen

más como pruebas de puesta en servicio.

Luego de la instalación y puesta en servicio, se realizan ensayos de rutina a lo largo de toda la

vida útil del transformador en los que se evalúan los parámetros eléctricos, mecánicos y

dieléctricos para determinar la degradación de sus componentes y para el establecer la trazabilidad

de las medidas para diagnosticar el equipo [7]. También se desarrollan estas pruebas luego de que

han ocurrido incidentes mayores tales como terremotos, sobretensiones múltiples o cortocircuitos

primarios recurrentes, y en los cuales se pudieran comprometer los componentes del

transformador.

En esta sección se explican los procedimientos para la realización de cada una de las pruebas

eléctricas de rutina establecidos con base a los equipos de prueba adquiridos por Wolta SAS, CT

Analyzer y Votano 100 ambos de Omicron, para llegar finalmente a un acertado diagnóstico de

los equipos probados.

42

6. PRUEBAS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Los CTs pueden llegar a operar continuamente incluso durante años en centrales eléctricas,

subestaciones e instalaciones industriales y comerciales, por lo que tienen una vida útil de décadas.

La selección y el adecuado mantenimiento del transformador de corriente son importantes para

un seguro y confiable comportamiento de los sistemas de protección y para la facturación correcta

de energía. Las normas internacionales IEEE C57.13 e IEC 61869-2 describen las características

de clase de los transformadores de corriente de protección y de medición. Los CTs de protección

deben transformar corrientes desde un pequeño porcentaje de la corriente nominal hasta un valor

muchas veces mayor durante una condición de falla. La corriente del devanado secundario

generada por el transformador de corriente tiene que ser proporcional a la que fluye por la red

eléctrica en todo el rango dentro de una exactitud definida. La exactitud representa el criterio

fundamental para los trasformadores de corriente destinados para la medición ya que las

consecuencias económicas de una incorrecta facturación pueden llegar a ser críticas. Las normas

y estándares aplicables definen los límites permisibles en errores de relación y desfases para un

CT en un rango de funcionamiento especifico.

Para garantizar una protección confiable y una correcta medición, los CTs deben ser probados

en varias etapas de su ciclo de vida. Los fabricantes verifican los parámetros necesarios durante el

diseño y la fabricación. Luego del transporte y la instalación, los ingenieros de puesta en servicio

comprueban el cableado y verifican que el transformador de corriente operará correctamente con

la carga funcional. Si se modifica el circuito del transformador, por ejemplo, cuando se instalan

nuevos sistemas de protección y control, el transformador debe ser probado nuevamente a fin de

validar su compatibilidad con el nuevo circuito. Estos nuevos equipos poseen una vida útil mucho

menor que la de los trasformadores de corriente, por lo que tales cambios pueden producirse varias

veces durante la vida útil del CT. En Colombia, la resolución CREG 038 de 2014 en su artículo 28

define una frecuencia mínima de dos años para la verificación del sistema de medida de una

frontera comercial, de la cual hace parte el juego de transformadores de corriente.

6.1. Equipo de pruebas CT Analyzer

El CT Analyzer es un dispositivo electrónico que emplea un método de ensayo por simulación

de alta tecnología para determinar con precisión los parámetros relevantes del transformador de

corriente. Este dispositivo permite realizar pruebas eléctricas en terreno de cualquier tipo de

transformador de corriente de baja, media, alta y extra alta tensión. También de CTs instalados en

bornes de transformadores de potencia e interruptores y en subestaciones aisladas por gas (GIS).

6.1.1. Modo de funcionamiento

El equipo CT Analyzer determina todos los parámetros relevantes de un CT a raves de la

inyección de una señal de corriente de frecuencia variable en el lado secundario del transformador

de corriente y mide la corriente inyectada en los terminales secundarios y la tensión

correspondiente aplicada y la tensión inducida en el lado primario. Mide la resistencia de DC del

43

devanado, la curva de excitación y la relación de transformación para determinar todos los

parámetros del modelo del transformador de corriente y muestra todos los datos de exactitud para

los diferentes valores de corriente y carga. Para los CTs de protección, los resultados de prueba

detallan la tensión de terminal, el factor límite de exactitud (𝐴𝐿𝐹) con la carga funcional y los

demás parámetros que definen su comportamiento en estado transitorio. También permite medir

la remanencia magnética del núcleo del transformador de corriente a fin de analizar un

comportamiento erróneo del sistema de protección como un disparo incorrecto o la omisión de

una operación debido a la saturación del transformador. Para los CTs de medida, mide la exactitud

de la amplitud y del ángulo de fase para las combinaciones de corriente y carga primarias según

se definen en la correspondiente norma de diseño. Los resultados incluyen el factor de seguridad

del instrumento (𝐹𝑆) con la carga funcional, el cálculo del error de amplitud y de fase para las

combinaciones de corriente y carga primarias que sean requeridas para la operación del CT.

La figura 6-1 ofrece una descripción general de los elementos de operación y visualización, y

de los conectores del CT Analyzer.

Figura 6-1. Descripción general de CT Analyzer.

6.1.2. Aspectos de seguridad para la configuración y conexión

Al utilizar CT Analyzer, se deben cumplir las siguientes normas de seguridad:

Antes de poner en funcionamiento CT Analyzer, se debe revisar la unidad de prueba

para comprobar que no presenta desperfectos visibles.

44

Debe asegurarse que las rendijas de aire, el interruptor de corriente y el enchufe de la

alimentación eléctrica de la unidad de prueba no se hayan bloqueado.

Se deben emplear únicamente cables con conectores de seguridad de punta cónica de

4mm y carcasa de plástico para realizar la conexión a los conectores hembra de

entrada/salida del panel frontal.

Durante la prueba, conectar siempre un terminal del lado primario del transformador

a la tierra de protección.

Comprobar siempre que los terminales del equipo en prueba que se van a conectar al

CT Analyzer no transportan tensión potencial. En una prueba, CT Analyzer es la única

fuente de alimentación permitida del equipo en prueba.

No se debe tocar el equipo en pruebas ni los cables de medición mientras el LED rojo

de CT Analyzer esté parpadeando. Nunca conecte o desconecte los cables de medición

mientras el LED rojo de CT Analyzer esté parpadeando. Mientras parpadea el LED

rojo, la salida está activada y pueden producirse tensiones letales por la alta energía

almacenada en las bobinas de inductancia externas.

La conexión del CT Analyzer a un PC se realiza por medio de un cable USB. Figura 6-2.

Figura 6-2. CT Analyzer conectado por USB.

6.1.3. Programa CTA Start Page

El CTA Start Page es un software desarrollado por Omicron para ejecutar y controlar el equipo de

pruebas CT Analyzer directamente desde un PC, lo que facilita en gran medida la configuración

de cualquier conjunto de pruebas ya que permite la parametrización del CT y de las características

del ensayo y el entorno de prueba en muy poco tiempo. La figura 6-3 muestra la interfaz del

programa una vez abierto, en la que se resalta por medio de un recuadro rojo la opción que

generalmente se usa para probar cualquier tipo de CT. La opción de “Medida de CT de relación

múltiple” requiere el uso de un dispositivo adicional al CT Analyzer no adquirido por la empresa

Wolta SAS para este proyecto.

45

Figura 6-3. Página inicial del programa CTA Start Page.

La figura 6-4 proporciona información sobre la ventana para el correspondiente ajuste de la

prueba, la información relevante sobre el sitio y el dueño del activo a probar y los parámetros

nominales del transformador de corriente a ensayar.

Figura 6-4. Ventana para el ajuste de las principales características de la prueba.

46

Por último, la ventana para seleccionar las pruebas que se aplicaran, la corriente secundaria

para la medida de carga, las temperaturas de corrección y de referencia y las compensaciones por

configuración de distribución en delta, se muestra en la figura 6-5. Para los TC que estén

integrados en el devanado en delta de un transformador de potencia, no es posible leer la relación

directamente, ya que el devanado en delta actúa como un divisor de tensión. Para obtener la

relación del CT correcta, es necesario corregir el valor de la relación determinado por CT

Analyzer. Con este fin, se puede realizar la "Compensación Delta" en la ventana de Opciones

donde es posible seleccionar el factor de compensación delta en función de los terminales de la

borna que se utilizan para la medida de la señal primaria.

Figura 6-5. Ventana Opciones para la selección de las pruebas y condiciones de prueba.

Las conexiones se describen en la sección respectiva de cada una de las pruebas de los

transformadores de corriente.

6.2. Prueba de carga

Mediante la prueba de carga se puede medir la impedancia de carga secundaria de un

transformador de corriente con la intensidad secundaria seleccionada (𝐼𝑠𝑛) a la frecuencia

nominal. Si se desea recurrir a una corriente distinta de Isn para probar la carga, la corriente de

prueba correspondiente se puede introducir en el campo de parámetro "I-pru".

6.2.1. Ajustes de la prueba

En la tarjeta para la prueba de Carga solo se permite realizar la selección de la corriente de

prueba utilizada para medir la carga externa. La tabla 6-1 muestra los ajustes posibles de la prueba

de carga.

47

Tabla 6-1. Parámetros ajustables para una prueba de carga.

Parámetro Valores posibles

I-pru 0.1 - 5 A

Nota: Deben verificarse siempre los ajustes de corriente de prueba (I-pru) antes de iniciar el

ensayo para evitar daños en el CT u otros equipos.

6.2.2. Resultados de la prueba

En la tabla 6-2 figuran los resultados de la prueba de carga una vez finalizado el ensayo.

Tabla 6-2. Parámetros resultantes luego de una prueba de carga.

Parámetro Descripción

I-med Corriente medida durante la prueba.

V-med Tensión medida en la carga durante la prueba.

Z Impedancia de la carga calculada a partir de las cantidades

medidas.

Carga / cos Φ

Carga y cos ϕ calculados a partir de las cantidades medidas.

Si se desconoce la corriente secundaria nominal, en el campo

resultado se indicará únicamente "n/a" mientras no se defina

Isn.

6.2.3. Conexión

Para una prueba de carga, conecte CT Analyzer como se indica en la Figura 6-6. Debe

garantizarse el cumplimiento de las reglas de seguridad para trabajos eléctricos antes de iniciar la

prueba.

48

Figura 6-6. Conexionado del CT Analyzer para una prueba de carga secundaria.

6.2.4. Pasos a seguir

Para ejecutar debidamente la prueba, se deben seguir los siguientes pasos:

1. Por el lado de alta tensión, se debe abrir la línea conectada que va al lado no puesto a tierra

del CT. Figura 6-6.

2. Para la prueba de carga es necesario conectar únicamente la salida "Output" y la entrada

"Sec" del CT Analyzer a la carga, y realizar la conexión a la tierra de protección. La conexión a

tierra no es del todo necesaria, pero se recomienda cuando se ensayan transformadores en

subestaciones con bahías anexas energizadas, y para evitar sobretensiones ante impedancias de

carga muy altas. Los cables desde la caja de conexiones hasta los instrumentos de medida o

protección también forman parte del burden total asociado a los arrollamientos secundarios del

CT.

3. Finalmente, se realiza la inyección de la corriente de prueba y se verifican los resultados.

6.2.5. Observaciones

Puede darse el caso en el que no se desconecte del CT para la prueba de carga, el equipo

entonces medirá la impedancia equivalente del paralelo de la carga y del devanado secundario del

CT, en lugar de la carga misma. Aunque en la mayoría de los casos la impedancia del devanado

del CT es mucho mayor que a la de la carga, el resultado de la prueba seria completamente

erróneo. Además, el equipo CT Analyzer no realiza la desmagnetización del núcleo luego de la

medida de carga, lo que puede generar una saturación indeseada del CT.

6.3. Prueba de resistencia del devanado primario

La medición de la resistencia del devanado es un método de medición consolidado para

detectar principalmente espiras en cortocircuito o circuitos abiertos. Para ejecutarlo, se inyecta

49

una corriente de DC en el devanado mientras se mide la caída de tensión de DC resultante a través

del devanado. Debido a la naturaleza inductiva del núcleo, tanto la corriente como la tensión

deben estabilizarse y alcanzar un estado estable en el tiempo antes de la determinación del valor

final. El perfil de resistencia respecto al tiempo tendrá un perfil como se indica en la figura 6-7.

Figura 6-7. Perfil de la resistencia del devanado respecto al tiempo.

La resistencia del devanado puede derivarse utilizando la siguiente expresión.

𝑅𝑑𝑒𝑣 =𝑉𝐷𝐶

𝐼𝐷𝐶 [6-1]

La medida de resistencia principal se aplica sobre transformadores cuyo devanado primario se

compone de varias vueltas como es el caso de los CT para medición de desequilibrio en bancos de

compensación.

La medición de la resistencia del devanado principal se realiza antes de la prueba de relación

y de excitación del CT, dado que la característica DC de la corriente inyectada puede generar

remanencia magnética que impedirá obtener valores precisos de la relación de transformación y

de los puntos de saturación del núcleo. Si no se realizan las pruebas de relación ni de excitación

del CT después de la prueba de resistencia del devanado principal, tras la prueba, se debe efectuar

un ciclo de desmagnetización del CT.


Para efectuar una prueba de resistencia del devanado principal se requieren los ajustes

presentados en la tabla 6-3.

50

Tabla 6-3. Parámetros ajustables para una prueba de resistencia del devanado primario.


T-med

Temperatura del devanado al momento de la medición. Este

parámetro se define en los ajustes del menú principal del CT

Analyzer. Si la temperatura no se ajusta, el valor de

resistencia de referencia (R-ref) a la temperatura de

referencia no se calculará correctamente.

T-ref

Temperatura de referencia, es decir, la temperatura para la

que se especifica el CT, usualmente 75 °C. Este parámetro se

define en los ajustes del menú principal del CT Analyzer. La

resistencia del devanado a la temperatura de referencia se

calcula a partir de la resistencia del devanado medida a la

temperatura ambiente (T-med) y a la temperatura de

referencia especificada.


En la tabla 6-4 se detallan los parámetros resultantes de la medida de la resistencia del

devanado primario del CT. Tabla 6-4. Parámetros resultantes luego de una prueba de resistencia del devanado primario.


I-CC

Corriente utilizada para la medición. Seleccionada de forma

automática y no modificable por el usuario. Valor Máximo:

10 A.

V-CC Tensión medida durante la prueba.

R-med Resistencia medida a temperatura ambiente.

R-ref Resistencia de referencia cuyo valor contiene la

compensación por temperatura conforme a T-ref

Para la evaluación de los resultados de la prueba, se puede comparar la lectura de la resistencia

medida en campo R-med con los resultados de referencia de fábrica o con los CTs de las otras dos

fases dado que poseen valores nominales similares. Es importante realizar una corrección por

temperatura de la resistencia medida (R-med) que se obtuvo a la temperatura ambiente (T-med).

Típicamente, se usa una temperatura de referencia de 75 °C (T-ref) cuando se comparan los

resultados.

R‑ref = R‑ref ·235 + T‑ref

235 + T‑med [6-2]

51

6.3.3. Conexión

Para la medición de la resistencia del devanado principal, se realizan las conexiones indicadas

en la figura 6-8.

Figura 6-8. Conexionado del CT Analyzer para una prueba de resistencia del devanado primario.


Para ejecutar la prueba se realizan los siguientes pasos:

1. Se debe comprobar que el lado primario del CT esté conectado a tierra por uno de los dos

lados y abierto en el otro.

2. Se desconecta el lado eléctricamente activo de todos los devanados secundarios del TC para

eliminar toda carga del TC. Dado que cargas de cualquier tipo que permanezcan en el lado

secundario durante la medida, pueden provocar resultados incorrectos en las medidas o mensajes

de error.

3. Se conectan la entrada "Prim" y la salida de corriente "Output" del CT Analyzer al lado

devanado principal del transformador, respetando el cableado mostrado en la figura 6-8.

4. Se realiza la inyección y se verifican los resultados.

6.4. Prueba de resistencia del devanado secundario

Durante la prueba de un transformador de corriente es necesaria la medición de la resistencia

del devanado secundario ya que se requiere para obtener el modelo completo del CT y para

realizar determinados cálculos en las pruebas de relación y de excitación. Si solo se realiza la

medida de resistencia del devanado secundario, después de la prueba debe efectuarse un ciclo de

52

desmagnetización para garantizar la eliminación del magnetismo residual del núcleo del CT,

especialmente para los devanados de protección.

Los principios de medición y evaluación son los mismos que para los devanados primarios.


Para efectuar una prueba de resistencia del devanado principal se requieren los ajustes de la

tabla 6-5.

Tabla 6-5. Parámetros ajustables para una prueba de resistencia del devanado secundario.


T-med


parámetro se define en los ajustes del menú principal del CT

Analyzer. Si la temperatura no se ajusta correctamente, el

valor de resistencia asociada a la temperatura de referencia,

no se calculará correctamente.

T-ref


que se especifica el CT, usualmente 75 °C. Este parámetro se

define en los ajustes del menú principal del CT Analyzer. La

resistencia del devanado a la temperatura de referencia se

calcula a partir de la resistencia del devanado medida a la

temperatura ambiente (T-med) y a la temperatura de

referencia especificada.


Los resultados obtenidos se evalúan de la misma forma que para la medida de la resistencia del

devanado primario e igualmente se debe aplicar un ajuste por temperatura sobre el valor de

resistencia obtenida R-med tal como se describe en la sección 6.3.2. En la tabla 6-6 se detallan los

parámetros resultantes de la medida de la resistencia del devanado secundario del CT.

Tabla 6-6. Parámetros resultantes luego de una prueba de resistencia del devanado secundario.


I-CC

Corriente utilizada para la medición. Seleccionada de forma

automática y no modificable por el usuario.

Si Isn está entre 0,1 y 1 A, ICC se ajusta

automáticamente como Isn.

Si Isn es inferior a 0,1 A, ICC se ajusta

automáticamente en 0,1 A. Valor Máximo: 1 A.

53

V-CC Tensión medida durante la prueba.

R-med Resistencia medida a temperatura ambiente.

R-ref Resistencia de referencia cuyo valor contiene la

compensación de temperatura conforme a T-ref.

6.4.3. Conexión

Para la medición de la resistencia del devanado secundario, se realizan las conexiones indicadas

en la Figura 6-9.

Figura 6-9. Conexionado del CT Analyzer para una prueba de resistencia del devanado secundario.





2. Se desconecta el lado eléctricamente activo de todos los devanados secundarios del TC para

eliminar toda carga del TC. Dado que cargas de cualquier tipo que permanezcan en el lado


de error.

3. Se conecta la entrada "Sec" y la salida de corriente "Output" del CT Analyzer al devanado

secundario de interés del transformador, respetando el cableado mostrado en la figura 6-9.


54

6.5. Prueba de magnetismo residual

La magnitud de las corrientes transitorias o corrientes de naturaleza DC que pueden llegar a

circular en el lado primario de un CT, producen efectos de saturación dentro del núcleo,

ocasionando un desplazamiento del punto de operación de la curva de excitación del

transformador de corriente. En esta situación, aunque no fluya corriente por el devanado

primario, se tendrá un flujo magnético residual en el núcleo conllevando a operaciones erróneas

de los instrumentos de protección porque el comportamiento del CT no es el adecuado.

Por medio de la prueba de magnetismo residual es posible identificar el grado de remanencia

magnética presente en el núcleo de un transformador de corriente, determinando el valor del

flujo magnético del núcleo y el flujo de saturación, tal como se define en la norma IEC 61869-2.


Para la prueba de magnetismo residual se permiten los ajustes que se muestran en la tabla 6-7.

Tabla 6-7. Parámetros ajustables para una prueba de magnetismo residual.


I-sn

Corresponde a la corriente nominal secundaria del CT

introducida en la tarjeta de prueba. El Isn del CT debe

especificarse antes de la ejecución de la medición del

magnetismo residual, para obtener el valor real de los flujos

correspondientes para la máxima intensidad de operación.


los parámetros resultantes se describen en la tabla 6-8.

Tabla 6-8. Parámetros resultantes para una prueba de magnetismo residual.


Flujo residual Valor absoluto [en V] del flujo magnético residual en el CT

determinado por CT Analyzer.

Magnetismo residual Magnetismo residual [en %] del TC, calculado a partir del

flujo residual y el flujo máximo del TC.

6.5.3. Conexión

la Figura 6-10 describe el conexionado para llevar a cabo la prueba de magnetismo residual.

55

Figura 6-10. Conexionado del CT Analyzer para una prueba de magnetismo residual.





2. Se desconecta el lado eléctricamente activo de todos los devanados secundarios del CT para

eliminar toda carga del CT. Dado que cargas de cualquier tipo que permanezcan en el lado


de error.

3. Se conectan la entrada "Sec" y la salida de corriente "Output" del CT Analyzer al devanado

secundario de interés del transformador, respetando el cableado mostrado en la figura 6-10.


6.6. Prueba de Excitación

La prueba de excitación es un método muy eficaz para detectar problemas eléctricos o

mecánicos relacionados con el núcleo magnético. Este ensayo se emplea para comprobar que el

transformador no se encuentre saturado y que opere dentro de las especificaciones de su carga

nominal. la curva de excitación indicará con su forma la existencia de anomalías mecánicas como

alteraciones en la geometría del núcleo o deformaciones de los devanados, y eléctricas como

espiras en cortocircuito.

Las tensiones y corrientes de excitación y el correspondiente desfase, se miden en un rango de

tensiones que va desde tensiones de excitación bajas hasta tensiones de saturación. La medición

realizada por CT Analyzer comienza con la tensión de saturación y desciende hasta un nivel de

tensión muy bajo para desmagnetizar el núcleo de hierro después de la prueba.

56

Cuando un CT se encuentra saturado, el camino magnético dentro del mismo opera como un

cortocircuito en la línea de transmisión. Casi toda la energía suministrada por el devanado

primario es desviada del devanado secundario y usada para crear un campo magnético dentro del

CT. Un transformador de corriente saturado puede llegar a presentar grandes incertidumbres,

dado que pueden generar operaciones indeseadas a valores de corriente mucho más bajos que los

ajustados en los relés según los estudios de protecciones y ocasionar la no operación ante

corrientes de falla. Algunas de las siguientes condiciones pueden causar la saturación de un CT:

Burden secundario de operación del CT mucho mayor al nominal.

Un flujo de corriente extremadamente alto a través del CT (corrientes de falla).

Cualquier valor de corriente a través del primario del CT con el secundario en circuito

abierto.

Corrientes de naturaleza DC fluyendo a través de cualquiera de los dos devanados.

La figura 6-11 ejemplifica y describe las partes de una curva de excitación de un transformador

de corriente.

Figura 6-11. Ejemplo de resultado de una prueba de excitación.


Los parámetros ajustables para la prueba de excitación son los nombrados en la tabla6-9.

57

Tabla 6-9. Parámetros ajustables para una prueba de excitación.


I-pn Corresponde a la corriente primaria nominal del transformador.

Valores posibles: 1 a 99000 A.

I-sn Corresponde a la corriente secundaria nominal del transformador.

Valores posibles: 0,0001 a 25 A.

Norma Norma de referencia para realizar la prueba. Valores posibles: IEC

60044-1, IEC 60044-6, IEEE C57.13 o IEC 61869-2

P/M Tipo de CT. P protección o M medida.

Clase Corresponde a la clase de exactitud del CT. Se define después de que

se hayan ajustado los parámetros "Norma" y "P/M".

VA Cos ϕ

Carga nominal del CT, utilizada para determinar el

comportamiento del CT a diferentes valores de carga según la

norma especificada. (Cos ϕ no editable).

Carga Cos ϕ

"Carga" y "Cos ϕ" definen la carga funcional conectada al CT. Estos

parámetros se utilizan para calcular el comportamiento del CT

con la carga funcional (carga conectada) y el cos ϕ

correspondiente. Valores posibles de "Carga": 0 a 300VA. Valores

posibles de "Cos ϕ": 0 a 1.

F Frecuencia de operación del CT. Valores posibles: Valor entero

entre 16 y 400 Hz

Rprim

Resistencia del devanado primario especificada (solo disponible si

está activada la medición de la resistencia del devanado primario

para la prueba). Valores posibles: 0 a 3000 Ω.


Además de la curva de característica de excitación del núcleo del CT, CT Analyzer arroja

resultados de la prueba dependiente de la norma definida, la clase, el tipo de CT y de la carga

seleccionada. Los parámetros presentados en el reporte final de resultados se muestran en la tabla

6-10.

58

Tabla 6-10. Parámetros resultantes para una prueba de excitación según la norma definida.

Parámetro Descripción IEC 60044-1 IEC 60044-6 IEC 61869-2 IEEE C57.13

V-kn Tensión del punto de inflexión conforme a la norma. • • • •

I-kn Corriente del punto de inflexión conforme a la norma. • • • •

Ls Inductancia saturada. • • • •

Lm Inductancia no saturada. • • • •

Ts Constante de tiempo secundario. • • • •

Kr Factor de remanencia. • • • •

Εi Error indirecto (de acuerdo con la norma). • •

ALF

Factor límite de la exactitud según el método de medición

directa de IEC 61869-2, calculado para carga nominal y

funcional.

• •

ALFi

Factor límite de la exactitud según el método de medición

indirecta de IEC 61869-2, calculado para carga nominal y

funcional.

• •

FS

Factor de seguridad del instrumento según el método de

medición directa de IEC 61869-2, calculado para carga nominal

y funcional.

• • •

FSi

Factor de seguridad del instrumento según el método de

medición indirecta de IEC 61869-2, calculado para carga

nominal y funcional.

• • •

Kx Factor de dimensionamiento (según IEC 61869-2) al límite de

exactitud con la carga seleccionada. • •

Ek

Tensión límite de exactitud, según IEC 61869-2 (el punto del

gráfico de excitación en el que un aumento de la tensión eficaz

e.m.f. (flujo del núcleo) del 10% provoca un aumento de la

corriente eficaz del 50%).

• •

Ie Corriente límite de exactitud según IEC 61869-2 (a Ek). • •

E1 E.m.f. definido por el operador para verificar la corriente de

excitación en este punto. • •

Ie1 Corriente de excitación máxima permitida en E1. • •

Kssc Factor de corriente simétrica nominal de cortocircuito al límite

de exactitud con la carga seleccionada. • •

Ktd Factor de dimensionamiento de transitorios teórico. • •

V-al

Tensión límite de exactitud según la clase TPS de IEC 60044-6

(el punto del gráfico de excitación en el que un aumento de la

tensión eficaz e.m.f. (flujo del núcleo) del 10% provoca un

aumento del pico de corriente del 100%).

•

I-al Corriente límite de exactitud según la clase TPS de IEC 60044-6

(a Val). •

E1 E.m.f. definido por el usuario para verificar la corriente de

excitación para este valor. •

Ie1 Corriente de excitación máxima permitida en E1. •

E-max

Tensión e.m.f. máxima. Este parámetro permite determinar el

punto en el gráfico de excitación que se alcanzaría con los ajustes

introducidos.

• •

ε Error instantáneo pico con tensión Emax. • •

Vb Tensión nominal en terminal secundario. •

59

6.6.3. Conexión

la Figura 6-12 describe el conexionado para llevar a cabo la prueba de excitación.

Figura 6-12. Conexionado del CT Analyzer para una prueba de excitación.


1. Para una prueba de excitación, se conecta el CT Analyzer como se indica en la figura 6-12.

Se Comprueba que el lado primario del CT esté conectado a la conexión a tierra de protección en

un lado y abierto en el otro.

2. Desconecte el lado eléctricamente activo de todos los devanados secundarios del TC para

eliminar toda carga del CT. Una carga de cualquier tipo que permanezca en el lado secundario del

CT durante la medida provocará resultados incorrectos en las medidas o mensajes de error.

3. Conecte el conector hembra negro de la entrada "Prim" de CT Analyzer al lado puesto a

tierra del circuito primario del CT y el conector hembra rojo de esta entrada al lado abierto (no

puesto a tierra).

4. Conecte los conectores hembra negros de "Output" y de la entrada "Sec" de CT Analyzer a

ese terminal del lado secundario del TC que está conectado a la conexión de tierra de protección.

5. Conecte los conectores hembra rojos de "Output" y de la entrada "Sec" de CT Analyzer al

otro terminal (no puesto a tierra) del lado secundario del CT.

6.7. Prueba de relación

En los transformadores de corriente, se aplica tensión de CA a través del devanado secundario

𝑉𝑠, y se mide la tensión inducida en el lado primario 𝑉𝑝. Debido a la corriente de pérdidas sin carga

𝐼𝑒 , es importante compensar la caída de tensión en la resistencia del devanado. La relación de

transformación 𝑁 puede derivarse como se indica en la fórmula a continuación.

60

𝑁 = |𝑉𝑠 − 𝐼𝑒 ∙ 𝑅𝐷𝐶

𝑉𝑝| [6-3]

Donde 𝑅𝐷𝐶 se refiere a la resistencia del devanado secundario del transformador de corriente.

Las pérdidas de un transformador de corriente se representan mediante las pérdidas del núcleo.

Esas pérdidas deben medirse y se pueden subdividir en pérdidas en el núcleo de cobre o perdidas

por magnetización y en el hierro. Las pérdidas en el núcleo de cobre se describen como resistencia

del devanado del transformador de corriente. Las pérdidas en núcleo de hierro se describen como

las pérdidas por corrientes parásitas (representadas por la resistencia parásita 𝑅𝑒𝑑𝑑𝑦) y las pérdidas

por histéresis se muestran como resistencia de histéresis RH del núcleo. Utilizando los valores de

las pérdidas totales del núcleo, se puede utilizar el modelo matemático del capítulo 4 para calcular

el error de relación de corriente y el desplazamiento de fase para cualquier corriente primaria y

para cualquier carga secundaria. Por tanto, se pueden determinar todos los puntos de

funcionamiento descritos en las normas correspondientes para transformadores de corriente.

La prueba con CT Analyzer permite conocer el comportamiento del CT con el devanado

secundario cargado. Se determina el error en la relación de transformación de corriente para los

valores de carga secundaria definidos según la norma de diseño del CT (IEC o ANSI/IEEE).


Los parámetros ajustables para la prueba de excitación son los nombrados en la tabla 6-11.

Tabla 6-11. Parámetros ajustables para una prueba de relación.


I-pn Corresponde a la corriente primaria nominal del transformador.

Valores posibles: 1 a 99000 A.

I-sn Corresponde a la corriente secundaria nominal del

transformador. Valores posibles: 0,0001 a 25 A.

Norma Norma de referencia para realizar la prueba. Valores posibles:

IEC 60044-1, IEC 60044-6, IEEE C57.13 o IEC 61869-2

P/M Tipo de CT. P protección o M medida.

Clase Corresponde a la clase de exactitud del CT. Se define después

de que se hayan ajustado los parámetros "Norma" y "P/M".

VA cos ϕ

Carga nominal del CT, utilizada para determinar el

comportamiento del CT a diferentes valores de carga según la

norma especificada. (el cos ϕ no es editable).

Carga / cos ϕ

"Carga" y "cos ϕ" definen la carga funcional conectada al CT.

Estos parámetros se utilizan para calcular el comportamiento

del CT con la carga funcional (carga conectada) y el cos ϕ

correspondiente. Valores posibles de "Carga": 0 a 300VA

Valores posibles de "cos ϕ": 0 a 1.

61

F Frecuencia de operación del CT.

Valores posibles: Valor entero entre 16 y 400 Hz

Rprim

Resistencia del devanado primario especificada (solo disponible

si está activada la medición de la resistencia del devanado

primario para la prueba). Valores posibles: 0 a 3000 Ω.


Al final de la prueba, se conoce el error de relación para las corrientes primaria I-pn y

secundaria I-sn definidas según la placa de características del CT y los demás parámetros que se

mencionan en la tabla 6-12.

Tabla 6-12. Parámetros resultantes para una prueba de relación.


Relación Error de relación de corriente en % de acuerdo con la corriente

primaria Ip y carga especificadas.

Pol. La polaridad será correcta si el ángulo de fase está comprendido en

el rango de 0° ± 45°. De lo contrario la polaridad será incorrecta.

Εc Error compuesto en % con la corriente primaria (Ip) y carga

funcional especificadas.

Fase Desplazamiento de fase en minutos con la corriente primaria Ip y

carga especificadas.

V Relación de ciclo del devanado.

Εt Error de relación de ciclo

RCF Factor de corrección de relación.

TCF Factor de corrección de transformador.

6.7.3. Conexión

Es importante garantizar la correcta conexión entre el equipo de pruebas y el transformador

de corriente para descartar errores operativos en caso de que se registre una polaridad errónea.

Para ello lo mejor es respetar el orden del cableado, conectando los cables rojos al punto de entrada

de corriente por el lado de alta y al punto de salida de corriente, generalmente S1 por el lado de

baja del transformador, tal como se muestra en la figura 6-13.

62

Figura 6-13. Conexionado del CT Analyzer para una prueba de relación.


1. Se conecta el CT Analyzer como se indica en la figura 6-13.

2. Se desconecta el lado eléctricamente activo de todos los devanados secundarios del CT para

eliminar toda carga del CT. Una carga de cualquier tipo que permanezca en el lado secundario del

CT durante la medida provocará resultados incorrectos en las medidas o mensajes de error.

3. Se conecta el conector hembra negro de la entrada "Prim" de CT Analyzer al lado puesto a

tierra del circuito primario del CC y el conector hembra rojo de esta entrada al lado abierto (no

puesto a tierra).

4. Se conectan los conectores hembra negros de "Output" y de la entrada "Sec" de CT Analyzer

a ese terminal del lado secundario del CT que está conectado a la conexión de tierra de protección.

5. Se conectan los conectores hembra rojos de "Output" y de la entrada "Sec" de CT Analyzer

al otro terminal (no puesto a tierra) del lado secundario del CT.


63

7. PRUEBAS DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN

Los transformadores de tensión deben reflejar con precisión las condiciones del sistema

eléctrico para las funciones de medición de energía, protección, controlar la carga o aplicaciones

similares. Ensayar un transformador de tensión implica determinar su precisión y error

correspondientes según las normas y estándares aplicables y, en general, evaluar las condiciones

de sus componentes constitutivos a través de la determinación de un modelo equivalente

construido a partir de los resultados de prueba. Y que reflejará finalmente el estado eléctrico y

mecánico del núcleo, los devanados, los divisores capacitivos, las unidades electromagnéticas y las

conexiones principales.

7.1. Equipo de pruebas Votano 100

Votano 100 es un dispositivo electrónico que permite probar y calibrar transformadores de

tensión por medio de un método de modelización que no requiere la aplicación de altas tensiones

en el devanado primario del PT, lo que solía ser una práctica muy arriesgada debido a las

magnitudes de la tensión de prueba, pero necesaria dado que con la aplicación de altas tensiones

primarias (entre el 80 y el 120 % de la tensión nominal 𝑈𝑝𝑛) se podía obtener resultados validos

en cuanto a precisión.

La figura 7-1 presenta las partes importantes del Votano 100.

Figura 7-1. Descripción general del equipo Votano 100.

64

7.1.1. Modo de funcionamiento

El método de modelado permite simular el rendimiento del transformador de tensión en

diferentes modos de funcionamiento. Entre los parámetros que se pueden simular esta la tensión

primaria, el factor de tensión, la precisión y la carga. De esta forma se puede predecir si el PT será

adecuado en un entorno de funcionamiento diferente como al renovar el equipo de protección o

medición. Este nuevo método de ensayo permite realizar pruebas de rutina en sitio que ofrecen

mucha más información que los métodos convencionales, al caracterizar todos los parámetros

relevantes de un transformador de tensión.

7.1.2. Componentes

Para su funcionamiento, Votano 100 requiere de dos accesorios adicionales para amplificar y

controlar la tensión inyectada al transformador de tensión.

7.1.2.1. Caja de seguridad SAB1

Con el SAB1 se inicia la prueba una vez Votano 100 lo haya solicitado, mediante la pulsación

del botón de arranque de color verde. También es un mecanismo de seguridad que permite

detener inmediatamente la inyección de alta tensión ante cualquier eventualidad durante la

ejecución de una prueba, a través del botón de paro de emergencia. La figura 7-2 ofrece una

descripción grafica del dispositivo SAB1.

Figura 7-2. Descripción general del SAB1.

7.1.2.2. amplificador de tensión VBO2

Permite amplificar y modular la tensión de salida del Votano 100. También registra todas las

mediciones en el canal de entrada. La figura 7-3 describe el VBO2.

65

Figura 7-3. Descripción general del amplificador VBO2.

7.2. Software Votano Suite

Votano Suite es el programa desarrollado para ejecutar las pruebas a trasformadores de tensión

con el Votano 100. Permite seleccionar pruebas específicas y elaborar los correspondientes

informes con los resultados de prueba. Para realizar cualquiera de las pruebas posibles a un PT, se

selecciona la ficha para Medición de PT (recuadro rojo en la figura 7-4).

66

Figura 7-4. Pantalla de inicio del programa Votano Suite.

Luego, se abrirá la ventana que muestra la figura 7-5, en la cual se dispondrá de tres opciones,

prueba, resultados e Informe. En la primera se ingresarán los datos técnicos del transformador a

ensayar, las pruebas a desarrollar, la información sobre ubicación del activo a probar y permitirá

también iniciar la prueba luego de que el programa haya comprobado el correcto cableado entre

el Votano 100 y sus componentes al transformador de tensión.

67

Figura 7-5. Ventana para la configuración de la prueba.

Finalizada la prueba, se generará un archivo exportable a Excel con los resultados obtenidos

de acuerdo a las pruebas seleccionadas.

7.3. Pasos para probar un transformador de tensión con el Votano 100

Los pasos para desarrollar las pruebas con Votano 100 para cualquier PT se describen a

continuación. En la sección específica de cada prueba se mostrará la conexión entre el Votano 100

y el transformador de tensión, que es la misma para CVTs y VTs para carga y las inyecciones

secundarias, difieren solo para la prueba de relación de transformación.

La figura 7-6 muestra la conexión entre el Votano 100, el VBO2 y el SAB1:

1. Defina un área de alta tensión alrededor del equipo en prueba y asegure el área de forma

eficiente para evitar accesos no autorizados; esto puede hacerse, por ejemplo, usando una barrera

de cadena y una señal de advertencia.

2. Configure y conecte el amplificador de tensión VBO2:

Coloque el VBO2 sobre una base sólida y seca en el área de alta tensión cerca del equipo

en prueba.

Conecte el terminal de puesta a tierra del VBO2 a tierra de protección (PE). Utilice

una conexión firme de al menos 6mm2. Utilice un punto de tierra lo más próximo

posible al equipo en prueba.

68

Conecte el VBO2 a la red usando el cable de alimentación suministrado. Asegúrese de

que la alimentación eléctrica que reciba VBO2 provenga de una toma de corriente con

conexión a tierra de protección (PE).

3. Configure el equipo de pruebas Votano 100:

Conecte la terminal de puesta a tierra del Votano 100 a la tierra de protección (PE).

Debe emplearse un conductor de por lo menos 6 mm2. Utilice un punto de tierra lo

más próximo posible al equipo en prueba.

Conecte el Votano 100 a la red usando el cable de alimentación suministrado.

Asegúrese de que la alimentación eléctrica que reciba el Votano 100 provenga

únicamente de una toma de corriente con conexión a tierra de protección (PE). si la

conexión a tierra de protección (PE) es defectuosa o si la alimentación eléctrica carece

de conexión galvánica a tierra aparecerá el mensaje de error 901. Puede darse el caso

en aplicaciones de red muy especiales o si el Votano 100 está conectado mediante un

generador o un transformador de aislamiento. El mensaje de error 901 es un mensaje

de seguridad importante.

Conecte la interfaz D-Sub 9 del Votano 100 a la interfaz D-Sub 9 de la unidad principal

del VBO2 mediante el cable suministrado. Apriete los dos tornillos de bloqueo de los

conectores DSub-9 para impedir una desconexión no intencionada.

Conecte los conectores hembra de entrada y salida del Votano 100 al conector hembra

multipolo de la unidad principal del VBO2 mediante el cable de conexión de seis

núcleos suministrado.

Conecte las clavijas de tipo banana de 4 mm del cable de conexión de seis núcleos a sus

conectores hembra correspondientes en el Votano 100 de la forma que aparece en el

cable.

Conecte el conector multipolo del cable al conector hembra multipolo de la unidad

principal del VBO2. Inserte el conector del cable con la punta ancha hacia arriba y

gírelo en el sentido de las agujas del reloj hasta que encaje con un chasquido que se

puede oír claramente.

Coloque la caja de seguridad SAB1 fuera del área de alta tensión cerca del Votano 100

y asegúrese de que se acciona el botón de parada de emergencia.

Conecte el cable de conexión de la caja de seguridad SAB1 al conector hembra de

seguridad en el VBO2. Apriete los dos tornillos de bloqueo del conector DSub-9 para

impedir una desconexión no intencionada.

69

4. La conexión del equipo en prueba (transformador de potencial o carga) tiene que realizarse

a petición del software Votano Suite. Este cableado depende del equipo en prueba que se va a

probar (TP o CVT/CCVT, número de devanados, etc.), así como de las medidas y pruebas

específicas que se van a realizar.

Figura 7-6. Configuración básica de la prueba: VOTANO 100, VBO2 y SAB1.

.

7.4. Prueba de carga

Conocer el burden asociado a los devanados secundarios de un transformador de tensión o PT,

es determinante para identificar todos los parámetros del transformador dependientes de la carga,

como el error de relación de tensión y el desplazamiento de fase. Cando se mide la carga funcional

secundaria, el Votano 100 inyecta una señal de tensión alterna en el circuito secundario para

medir la impedancia asociada. El valor medido se relaciona con la tensión secundaria nominal del

PT.

70

La tensión máxima de salida aplicada para la medida de la carga se establece de acuerdo a la

tensión secundaria nominal del devanado U-sr. Si U-sr es < 40 V, la tensión máxima aplicada

corresponde a U-sr. Si U-sr es > 40 V, se aplica una tensión máxima de medida de 40 V. Es habitual,

que se registren valores de carga muy bajos. En estas situaciones, es recomendable revisar

detalladamente el circuito de la carga asociada por medio de los planos eléctricos de control que

pueden ser solicitados al personal técnico, para determinar la fuente de alta impedancia, que en

muchos casos puede tratarse de indicadores de tensión análogos, como el mostrado en la figura 7-

7. Estos poseen un consumo típico de 1,5 a 3 VA.

Figura 7-7. Voltímetro típico para aplicaciones de indicación.


Los campos que se pueden diligenciar al momento de realizar una prueba de caga del devanado

secundario se presentan en la tabla 7-1, no todos son necesarios, pero para obtener un diagnóstico

más completo del estado del PT de acuerdo a su carga funcional, es necesario ajustar

completamente la tarjeta de prueba en el equipo Votano 100.

Tabla 7-1. Parámetros ajustables para una prueba de carga.


P/M Tipo de devanado del devanado seleccionado: protección o

medición.

Clase

Clase de exactitud del devanado seleccionado. Valores posibles:

Teclas configurables en función de la norma seleccionada (por

ejemplo, Clase 0,15, Clase 0,2, etc.).

U-sr Tensión secundaria nominal del devanado seleccionado. Valores

posibles: Valor introducido con el teclado.

Sr ext.

Rango de carga extendido para tabla de error de relación y fase. Si

están activadas, en la tabla de error de relación y en la tabla de

desplazamiento de fase se muestra el error de relación y el

desplazamiento de fase hasta una carga de 0 VA. Valores posibles:

Act. o Des..

Sr Salida nominal del devanado seleccionado. Valores posibles: Valor

introducido con el teclado.

71

Cos ϕ

Factor de potencia de la salida nominal especificada (parámetro Sr o

Carga). Valores posibles: Valor introducido con el teclado,

típicamente 0,8 o 1.

Carga

Carga nominal según placa de características del devanado

seleccionado. Valores posibles: 0, W, X, M, Y, Z o ZZ o el valor de

carga personalizada introducido con el teclado.


Al final de la prueba los parámetros medidos y calculados se muestran en la tabla 7-2.

Tabla 7-2. Parámetros resultantes para una prueba de carga.


Carga Valor de la carga en VA (con respecto a la tensión secundaria

nominal U-sr) calculada a partir de las cantidades medidas.

cos φ factor de potencia de la carga calculada a partir de las cantidades

medidas.

Z Impedancia de la carga en ohmios calculada a partir de las

cantidades medidas.

Fase Desplazamiento de fase de la carga expresado en grados o minutos.

I-med. Corriente medida en A en el flujo a través de la carga.

V-med. Tensión en V medida en la carga.

7.4.3. Conexión

La figura 7-8 establece la conexión para la medida de la carga del devanado secundario del

transformador de tensión. Si se trata de un solo circuito de carga, se empleará solo un par de cables

de medida.

72

Figura 7-8. Conexionado para una prueba de carga.

7.5. Prueba de impedancia de cortocircuito

Esta prueba es empleada para determinar la impedancia serie equivalente 𝑅𝑒𝑞 + 𝑗𝑋𝑒𝑞 del

transformador de tensión. Al igual que en el ensayo convencional de cortocircuito de un

transformador monofásico, se determina la impedancia total del transformador, pero no se obtiene

información de la distribución de los valores totales entre el primario y el secundario. Es decir, se

obtiene una relación entre ellas según las igualdades siguientes:

𝑅𝑐𝑐 = 𝑅1 + 𝑅2´ [7-1]

𝑋𝑐𝑐 = 𝑋1 + 𝑋2´ [7-2]

Convencionalmente, para determinar los valores individuales de las resistencias 𝑅1 y 𝑅2´ es

preciso aplicar una tensión DC a cada uno de los devanados y así obtener las resistencias 𝑅1 y 𝑅2

(no 𝑅2´ ) a través de la ley de Ohm y los factores de corrección por temperatura adecuados. Es decir,

realizar la medida de la resistencia de cada devanado. El Votano 100 ofrece información no solo

de 𝑍𝑐𝑐 sino de su factor de potencia asociado, y con su empleo, las respectivas distribuciones de

𝑅𝑐𝑐 y 𝑋𝑐𝑐.


Se mencionan en la tabla 7-3 los parámetros que deben ajustarse para la realización del ensayo

de cortocircuito del transformador.

73

Tabla 7-3. Parámetros ajustables para una prueba de impedancia de cortocircuito.



medición.

Clase






Sr ext.





Act. o Des..



Cos ϕ




Carga





Al final del ensayo se obtendrán los valores de los parámetros descritos en la tabla 7-4.

Tabla 7-4. Parámetros resultantes para una prueba de impedancia de cortocircuito.


I-CA Corriente CA usada para la medida.

Vsec-CA Tensión CA secundaria usada para la medida.

Zsc Impedancia de cortocircuito.

Fase Ángulo de fase.

7.5.3. Conexión

La figura 7-9 detalla el cableado requerido para medir la impedancia de cortocircuito del

transformador de tensión, aplica para inductivos y capacitivos. Máximo 5 devanados.

74

Figura 7-9. Conexionado para una prueba de impedancia de cortocircuito.

7.6. Prueba de Resistencia

Los valores altos de la resistencia de los devanados generan imprecisiones en las medidas del

transformador. De igual forma, pueden causar puntos calientes en el circuito del PT, producto de

anomalías como espiras cortocircuitadas, conexiones abiertas, desgaste de partes conductoras,

juntas mal ajustadas, corrosión, etc. Es una prueba relativamente sencilla y rápida en la que se

hace circular una corriente de naturaleza DC por la malla del devanado de interés, y se mide la

tensión correspondiente a dicha intensidad.

En casi todos los casos, la información sobre los valores de la resistencia de los devanados no

está disponible, complicando la tarea de aceptar o rechazar los resultados obtenidos. La

experiencia adquirida a lo largo del desarrollo del presente trabajo, indica que el mejor criterio

que puede usarse en campo para la evaluación de los resultados es comparar entre devanados de

iguales características del mismo transformador y entre los devanados de los transformadores de

las otras fases. Generalmente se tendrá un mínimo de tres valores, por contar con un

transformador por cada línea en los sistemas trifásicos, con lo que, si la segunda medida difiere de

la primera, el tercer resultado tendrá que acercarse a uno u otro. También favorece la

determinación de la desviación de las medidas.


Para llevar a cabo el ensayo, deben ajustarse los parámetros relacionados con las temperaturas

del ambiente y de referencia que se mencionan en la tabla 7-5.

75

Tabla 7-5. Parámetros ajustables para una prueba de resistencia.


T-med


parámetro se define en los ajustes del menú principal del

Votano 100. Si la temperatura no se ajusta correctamente, el

valor de resistencia asociada a la temperatura de referencia,

no se calculará correctamente.

T-ref


que se especifica el PT, usualmente 75 °C. Este parámetro se

define en los ajustes del menú principal del Equipo Votano

100. La resistencia del devanado a la temperatura de

referencia se calcula a partir de la resistencia del devanado

medida a la temperatura ambiente (T-med) y a la temperatura

de referencia especificada.


Al final del ensayo, la información entregada por el equipo se relaciona en la tabla 7-6.

Tabla 7-6. Parámetros resultantes para una prueba de resistencia.


I-CC Corriente CC usada para la medida.

V-CC Tensión CC usada para la medida.

R-med Resistencia del devanado medida a temperatura ambiente.

R-ref Resistencia de referencia cuyo valor contiene la compensación de

temperatura conforme a T-ref.

7.6.3. Conexión

La figura 7-10 muestra el cableado para la prueba de resistencia.

76

Figura 7-10. Conexionado para una prueba de resistencia.

7.7. Prueba de Excitación

La medición de excitación, a menudo referida como la medición de la curva de magnetización

inicial, es un método muy efectivo para detectar cualquier problema eléctrico o mecánico

relacionado con el núcleo magnético. Durante el ensayo, el núcleo magnético se excita aplicando

una tensión a través del devanado secundario, con todos los demás arrollamientos en circuito

abierto. En los transformadores de tensión, la capacitancia parásita primaria debe considerarse

matemáticamente, ya que de lo contrario se mide una corriente capacitiva en lugar de una

corriente de excitación inductiva.

La realización de la prueba con el Votano 100 posibilita excitar el núcleo de hierro a

frecuencias más bajas para determinar su punto de saturación sin la necesidad de emplear altas

tensiones ni que estas sea reflejadas en los devanados de alta tensión. Además, permite reducir al

mínimo, los efectos de cualquier capacitancia parasita.

Para analizar los resultados de la prueba, se puede comparar la curva de magnetización inicial

(inductividad principal y curva completa) con los datos de referencia de las pruebas de aceptación

en fábrica (FAT). Si el informe FAT no está disponible en ese momento, se puede hacer una

comparación cruzada entre las fases. Es importante comparar solo TM del mismo tipo y clase.

77


El equipo realizara un barrido de baja frecuencia para determinar cada punto de la curva de

excitación, conforme a los parámetros ajustados en el menú de pruebas del Votano 100. La tabla

7-6 presenta los parámetros que deben ser ajustados y definidos para desarrollar la prueba de

excitación del transformador.

Tabla 7-6. Parámetros ajustables para una prueba de excitación.



medición.

Clase






Sr ext.





Act. o Des.



Cos ϕ




Carga





En la tarjeta excitación se muestra el gráfico de excitación calculado a partir de los resultados

de prueba para cada devanado. El gráfico muestra la tensión eficaz del núcleo correspondiente a

la corriente de excitación. La figura 7-11 muestra el resultado de la prueba de excitación de un PT

con la tabulación de los datos de flujo magnético, corrientes y tensiones inyectadas y medidas.

78

Figura 7-11. Ejemplo de resultado de una prueba de excitación.

7.7.3. Conexión

La gráfica que se muestra en la figura 7-12 refiere el conexionado para realizar la prueba de

curva de magnetización y se aplica para transformadores de tensión inductivos y capacitivos.

Figura 7-12. Conexionado para una prueba de excitación.

7.8. Prueba de relación de transformación

La prueba de relación permite detectar el estado de los arrollamientos del transformador. Una

variación en la precisión, implica cambios en la relación de transformación nominal del PT, que

pueden ser causados por espiras en cortocircuito o conexiones deficientes de las partes

eléctricamente activas. Si se ha alterado el valor de algún parámetro del circuito equivalente del

transformador, las medidas entregadas no reflejaran verídicamente las magnitudes primarias del

Curva de excitación

Flujo [Vs] Uvt_rms [V] e.m.f._rms [V] lexc_rms [A] Fase Ut/lexc [°]Fase e.m.f./lexc [°]

0,5135 136,8920 136,8910 3,1161 73,2773 73,5546

0,4589 122,3830 122,3250 1,5601 57,8200 57,9673

0,4124 109,9840 109,9400 1,1047 48,2349 48,3411

0,3548 94,6304 94,5828 0,8425 40,9882 41,0730

0,3006 80,1982 80,1410 0,6950 37,3774 37,4547

0,2607 69,5510 69,4973 0,6138 36,4275 36,5049

0,2200 58,7099 58,6586 0,5436 36,7464 36,8287

0,1908 50,9132 50,8709 0,4970 37,7557 37,8447

0,1637 43,6818 43,6387 0,4548 39,2218 39,3199

0,1386 36,9913 36,9478 0,4158 41,0689 41,1792

0,1156 30,8410 30,8036 0,3790 43,2583 43,3841

0,0946 25,2489 25,2213 0,3437 45,8039 45,9498

0,0757 20,2003 20,1725 0,3093 48,6642 48,8363

0,0587 15,6853 15,6585 0,2750 51,8641 52,0708

0,0438 11,7113 11,6884 0,2401 55,3072 55,5602

0,0310 8,2848 8,2660 0,2037 58,9264 59,2427

0,0202 5,4092 5,3973 0,1647 62,6392 63,0454

0,0116 3,1059 3,0978 0,1226 66,7100 67,2561

0,0050 1,3495 1,3459 0,0755 72,3669 73,1701

0,0001 0,0334 0,0353 0,0042 92,7269 94,62630,01

0,10

1,00

10,00

100,00

1000,00

0,00 0,01 0,10 1,00 10,00Ten

sió

n e

fica

z [V

]

Corriente eficaz [A]


79

sistema. Por tal razón, este ensayo se ejecuta periódicamente y desde la puesta en servicio del PT,

en cuya ocasión, los resultados servirán como principal referente para la evaluación de los

resultados posteriores.


Los parámetros que deben ser ajustados se muestran en la tabla 7-8.

Tabla 7-8. Parámetros ajustables para una prueba de relación.



medición.

Clase




Norma

norma bajo la cual el transformador ha sido diseñado y bajo la cual

se ajustarán los resultados de la prueba de relación. Generalmente la

norma se especifica en la placa de características y puede ser

ANSI/IEEE o IEC.



U-pr Tensión primaria nominal del transformador. Valores posibles:

Valor introducido con el teclado.

Sr ext.





Act. o Des.



Cos ϕ




Carga





Al final del ensayo el reporte proveerá la información que muestra la tabla 7-9.

80

Tabla 7-9. Parámetros resultantes para una prueba de relación.


Relación

Relación de tensión medida y error de relación en % para la tensión

primaria, la carga y el factor de potencia definidos en los ajustes de

la prueba.

Polaridad

Correcta: Polaridad correcta, el ángulo de fase está comprendido

en el rango 0° ± 90°.

Incorrecta: Polaridad incorrecta del transformador de potencial o

polaridad incorrecta de los cables de medida.

Fase Desplazamiento de fase para la tensión primaria, carga y factor de

potencia definidos en los ajustes de la prueba.

Kc

Solo se muestra para transformadores con acoplamiento capacitivo.

Relación de la tensión aplicada al divisor del condensador a la

tensión intermedia de circuito abierto.

7.8.3. Conexión

La figura 7-13 muestra la conexión para desarrollar una prueba de relación en un

transformador inductivo y la figura 7-14 para un transformador de tensión capacitivo.

Figura 7-13. Conexionado para una prueba de relación a un transformador de tensión inductivo.

81

Figura 7-14. Conexionado para una prueba de relación a un transformador de tensión capacitivo.

82

8. PROTOCOLOS DE PRUEBAS

Para registrar la información de las pruebas desarrolladas a un transformador de

instrumentación, se han elaborado formatos denominados en el campo de la ingeniería de

potencia como protocolos de prueba o reportes de pruebas, en los cuales se consignan los

resultados de los ensayos, los parámetros de corrección por factores ambientales, las condiciones

de prueba, las características del transformador ensayado y los datos de ubicación del activo.

8.1. Protocolo de pruebas para transformadores de corriente

Para ofrecer un mayor entendimiento del resultado final de una prueba de rutina sobre un

transformador de corriente, se presenta en el anexo 1 un protocolo de pruebas diligenciado con

los datos de un transformador y los resultados de pruebas obtenidos.

Por cada toma de cada núcleo del transformador de corriente, se presentará un reporte

correspondiente, es decir, que si el transformador posee cuatro núcleos y cada uno cuenta con 2

tomas de derivación (figura 8-1), se generaran 8 reportes para entregar.

Figura 8-1. Parte inicial del reporte de pruebas de CTs (Ejemplo).

La primera parte del reporte se muestra en la figura 8-2. En ella aparece el nombre del

protocolo el logo de la empresa ejecutante (Wolta SAS), seguido por la información de la empresa

contratista del servicio, el lugar y la fecha de creación del reporte.

83

El segundo segmento relaciona las evaluaciones del CT y de la carga asociada. En este ejemplo,

las características de precisión del transformador de corriente se evalúan respecto al estándar

IEEE/ANSI C57.13 con el que se ha diseñado el CT. Continua la información general de la prueba

donde aparecen los datos de placa del transformador de corriente, la ubicación topológica del CT

en el circuito asociado; es decir la bahía, diámetro o celda de la cual hace parte, y la ubicación

geográfica del mismo.

Figura 8-2. Parte inicial del reporte de pruebas de CTs (Ejemplo).

La segunda parte del reporte, figura 8-3, ofrece la información de los resultados de las pruebas

de resistencia del devanado secundario con las correspondientes correcciones por temperatura,

los valores de carga medidos detallando la impedancia (burden), el factor de potencia, y la tensión

y la corriente medidas.

En el cuadro de resultados de la prueba de excitación se referencian los valores medidos para

la característica de magnetización del transformador de corriente (tabla 6-10). Posteriormente, se

presenta la curva medida de excitación con detalle en los puntos de saturación según la norma

definida en este caso IEEE C57.13.

El siguiente cuadro, ofrece los valores obtenidos de la prueba de relación a la carga y corriente

primaria nominales.

1Número del núcleo:barraje 6,6 kVAlimentador/Bahía:

63600190Número de serie:Estación:

A-R10ATipo:ColombiaPaís:

Toshiba InstrumentFabricante:EmgesaCompañía:5,0 AI-sn:

Equipo:Ubicación:800,0 AI-pn:

IEEE C57.13

Muña II

50,0 VACarga nominal:

/ 0,950,0 VACarga funcional:

Norma aplicada:

/ 0,9

RFase:

0,704 Ωmax. Rct:60,0 Hzf:

2,0RF:

Tipo de núcleo (P/M): M

Clase: 0,6 IEC-ID Opcional:

X1-X3Toma:

Información general de la prueba: Fecha/hora: 2017-11-29, 13:49:48

Dispositivo de prueba: CT-Analyzer N° de serie del dispositivo: MB281K

Evaluaciones:OK TC dentro de los márgenes de error de relación según norma IEEE C57.13.

OK La carga medida esta dentro de los límites según valor nominal.

Ajustes de la prueba utilizados:

Reporte de prueba No.1 TC Fase R - Muña II

WOLTA - FOR069 - PSE Versión 1 2017-11-15 Página 1 de 2

CLIENTE: EMGESA

INFORME: PRUEBAS GRUPO DE MEDIDA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

LUGAR: CENTRAL MUÑA II FECHA REPORTE: Noviembre 29 de 2017

84

Figura 8-3. Segunda parte del reporte de pruebas de CTs (Ejemplo).

En la siguiente parte del reporte se dan a conocer los cálculos de error de relación y desfase

para las corrientes primarias y cargas según la norma de diseño, a partir del modelo del

transformador de corriente determinado. Estos datos se consignan en dos tablas la primera para

el error de relación y la segunda para el desfase. Al final aparecerá el gráfico del paralelogramo de

error según IEEE C57.13 con los límites máximos y el estado del CT respecto a los puntos de

operación definidos. Esta sección del protocolo se describe en la figura 8-4 a modo de ejemplo.

: ε :εc : RCF: 0,99954

0,051643 AI-k30:106,084 VV-k30:

Ts:3,8855HLm:

159,732,95 min

0,59059 Ω

Δφ:

Prueba de excitación:

0,70439 ΩRref (75°C):

1,551s

Vmed: 7,5268V

63,422 VV-k45:

Rmed (25°C):

Prueba de carga:Prueba de resistencia:

FSi:FS: FS:I-k45: >24,75889

Resultado con carga funcional:

1,551s

0,026207 A

Ls:

37,5 VA

>25,083985

0,0455 %5,00228800,0Relación:

Prueba de relación:

N:

1,499 Ω

0,0992 %

Kr: 26,94 %

Polaridad:

Ts:

OK

Carga:

>25,083985

Resultado con carga nominal:

Imed: 5,019868A

FSi: >24,75889

0,924cos φ: Z:

85

Figura 8-4. Tercera parte del reporte de pruebas de CTs (Ejemplo).

La última parte del reporte consiste de los datos de quienes intervinieron en la ejecución,

intervención y aceptación de las pruebas. Figura 8-5.

1,338

1,596 1,353

1 VA/ 1 9,732 4,473 3,355 2,653 2,016 1,654 1,567

1,789 1,686 1,418

2,5 VA/ 0,9 10,424 4,574 3,442 2,725 2,069 1,688

5 VA/ 0,9 11,423 4,804 3,648 2,901 2,206

1,589

5 VA/ 1 11,771 5,052 3,867 3,091 2,371 1,939 1,833 1,555

2,181 1,759

12,5 VA/ 0,9 12,981 5,499 4,274 3,389 2,577 2,055 1,928

0,142 0,144

Desplazamiento de fase en [min] al % de la corriente nominal

22,5 VA/ 0,9 14,511 6,393 5,030 4,029 3,016 2,349

0,133 0,136 0,136 0,138

0,116 0,124 0,130 0,135 0,140 0,142

5 VA/ 0,9 0,092 0,112 0,120 0,127

2,624 2,080

0,141 0,142 0,142

2,861

2,132

120 200

2,952

45 VA/ 0,9 16,482 8,277 6,537 5,260 3,816

8,668 6,865 5,502 3,969

5 VA/ 1 0,129 0,128 0,132 0,136 0,140

2,693

100

50 VA/ 0,9 16,920

VA/cosPhi 1 5 10 20 50

0,147 0,148

0,123

2,5 VA/ 0,9

1 VA/ 1 0,138 0,135 0,139 0,142 0,145 0,147

0,099 0,104

12,5 VA/ 0,9 0,030 0,080 0,094 0,104 0,113 0,118 0,120

0,090 0,097

45 VA/ 0,9 -0,146 -0,029 0,000 0,020 0,041

0,049 0,060

0,054 0,058 0,068

22,5 VA/ 0,9 -0,038 0,043 0,063 0,076

100 120 200

50 VA/ 0,9 -0,168 -0,044 -0,014 0,008 0,031 0,046

Error de relación de corriente en % a % de corriente nominal

VA/cosPhi 1 5 10 20 50

86

Figura 8-5. Tercera parte del reporte de pruebas de CTs (Ejemplo).

8.2. Protocolo de pruebas para transformadores de tensión

El reporte de pruebas de los transformadores de tensión contiene las mismas partes que el de

los CTs. Un primer segmento donde se especifican las características del PT, la ubicación y las

condiciones de prueba, seguido de los resultados de las pruebas de resistencia de devanados, de

impedancia de cortocircuito, prueba de excitación con la curva obtenida, la prueba de relación

con los gráficos según norma de diseño del PT y finalmente el valor de la carga asociada.

Se generará un reporte de pruebas por cada devanado dispuesto en el secundario del

transformador, generalmente un PT cuenta con un solo núcleo magnético sobre el cual se

disponen el arrollamiento primario y los secundarios.

El anexo 3 muestra el ejemplo del reporte de pruebas de un transformador de tensión.

NOMBRE Andrés Martínez L. NOMBRE NOMBRE

EJECUTOR INTERVENTOR CLIENTE

FECHA 5/12/2017 FECHA FECHACARGO Proyectos CARGO CARGO

87

9. APLICACIÓN EN CAMPO DE LOS MÉTODOS Y

PROCEDIMIENTOS DESARROLLADOS

Una vez elaborados los procedimientos de prueba, y conceptualizado sobre los resultados

esperados de acuerdo a las características eléctricas y mecánicas generales de los transformadores

de corriente y de tensión, se validaron los modos de funcionamiento de los equipos de prueba CT

Analyzer y Votano 100, y se realizó la aplicación comercial de los avances conseguidos. A medida

que se realizaron las pruebas de rutina para diferentes empresas y en diferentes lugares, se

mejoraron los reportes, conceptos y procedimientos de pruebas hasta llegar a los que finalmente

se exponen en este documento.

Como evidencia de los trabajos desarrollados se presenta a continuación un registro fotográfico

que concierne los ensayos de diagnóstico realizados en diferentes puntos del país. Se presentan

solo los casos en los que las pruebas ayudaron a determinar problemas eléctricos y mecánicos en

algunos equipos ensayados.

9.1. Pruebas de diagnóstico en la subestación Jamondino 230 kV - Pasto

En esta subestación se ensayaron los transformadores de tensión y de corriente asociados a las

bahías de Pomasqui 3 y Pomasqui 4. Se aplicaron todas las pruebas a fin de determinar el estado

actual de los equipos luego de la ocurrencia de una serie de descargas atmosféricas no mitigadas

por los descargadores de sobretensión.

En los PTs, al realizar la prueba de relación de transformación sobre el transformador de la fase

B, no se obtenían resultados y el equipo detenía la inyección de tensión por sobrecarga. Se

procedió entonces a verificar el estado del arrollamiento con la prueba de resistencia del devanado

secundario, con la que se obtuvo un valor muy por debajo del valor normal, comparado con los

de las fases A y C. Finalmente, se realizó la prueba de excitación obteniéndose la curva de la figura

9-1, en la cual se observa claramente un comportamiento totalmente diferente a lo que debe darse.

Luego de informar al personal encargado de los equipos de la subestación, tiempo después se

realizó el desmontaje y al examinar el equipo se comprobó que varias espiras del arrollamiento

secundario se encontraban cortocircuitadas, producto de la sobretensión inducida durante la

operación y el daño sufrido por el material dieléctrico del devanado secundario.

88

Figura 9-1. Curva de excitación del transformador de la fase B de la bahía de Pomasqui 3.

La figura 9-2 muestra la bahía y los transformadores de tensión que se probaron.

Figura 9-2. Ensayo sobre uno de los PTs de la bahía Pomasqui 4.

9.2. Pruebas de diagnóstico en la central Termoyopal 115 kV - Yopal

En esta central de generación, se probaron los transformadores de corriente tipo buje asociados

al transformador de potencia de la unidad de generación número 3, sobre los cuales se llevaron a

cabo las pruebas de rutina exigidas por el Ministerio de Minas y Energía para todos los agentes de

generación, a fin de validar la potencia declarada de sus unidades de generación.

89

Durante los ensayos se obtuvieron errores de relación muy altos y por fuera de los límites

permitidos según la norma de diseño de los CTs (figura 9-3), en este caso IEC 60044-1.

Figura 9-3. Curva de error de relación según IEC 60044-1 para el CT tipo buje ensayado.

Como se observa, para valores de carga mayores al 25% de la nominal, el CT no cumple con el

error de relación exigido, por lo cual la evaluación final consignada en los reportes fue negativa.

Ante esto, el cliente presentó la novedad al fabricante del transformador basado en los reportes

entregados, consiguiendo que este y otros CTs con los mismos problemas fuesen sustituidos por

otros nuevos.

La figura 9-4 presenta el transformador de potencia en cuestión y en el recuadro rojo se

muestran los CTs tipo buje instalados.

90

Figura 9-4. Transformador de potencia y CTs tipo buje.

9.2. Pruebas de diagnóstico en la central Guavio 230 kV - Cundinamarca

En la central se ensayaron los transformadores de tensión inductivos de 230 kV del ducto de

transición A y del B. Los resultados de las pruebas de relación y de excitación reflejaron una

condición anormal. La curva de excitación no permitió determinar el punto de saturación por lo

que se sospechó de láminas ferromagnéticas separadas o gaps indeseados en el núcleo.

La figura 9-5 muestra la curva de excitación resultante, no se estableció el punto de saturación

y la figura 9-6 proporciona el resultado de la prueba de relación.

Figura 9-5. Curva de excitación de uno de los PTs ensayados.

91

Figura 9-6. Curva de relación de uno de los PTs ensayados.

Posteriormente a los ensayos, se pudo comprobar que el núcleo se encontraba levemente

desplazado.

92

10. CONCLUSIONES

Los transformadores de tensión inductivos con un nivel de tensión mayor a 115 kV

son especialmente susceptibles a la interferencia electromagnética, por lo que los

ensayos de relación de transformación se efectuaron a 50 Hz, con lo que se mejoraron

notablemente los resultados obtenidos.

Los transformadores de tensión con acoplamiento capacitivo con varios devanados

secundarios y con devanado de tensión residual, deben cargarse simultáneamente para

realizar la prueba de relación, de otra forma, es posible que, ante un valor de error de

relación alto, la causa no sea el estado del PT sino la condición de ejecución de la

prueba.

La prueba más diciente sobre el estado del conjunto núcleo-devanado, es la de

excitación. Si se sospecha de daño en el núcleo magnético del transformador, no basta

con la prueba de relación. La curva de excitación puede ofrecer información muy

importante sobre el estado mecánico del núcleo y del arrollamiento, y detectar si estos

han sufrido cambios incluso muy pequeños en su geometría, respecto a la información

de las pruebas iniciales realizadas en fabrica.

La prueba de magnetismo residual requiere una desmagnetización previa al ensayo,

puesto que la intención es determinar el magnetismo derivado de una falla, y por ende

el punto de operación resultante del transformador de corriente. En subestaciones con

sistemas de tierra defectuosos, existe una gran posibilidad de que los CTs posean un

magnetismo residual constante que a menudo generan operaciones incorrectas de los

equipos de protección.

Para los transformadores de corriente de núcleo cerrado y dispuestos en sistemas en

los que no es posible intervenir el lado primario, se emplea un conductor auxiliar

instalado de tal forma que atraviese el núcleo del CT y los más cercano posible a su

centro. El reporte de pruebas entregado debe especificar la utilización de este método

dado que los valores obtenidos poseen un error ligeramente mayor por la imprecisión

del método.

A partir del error de relación y el desfase, es posible determinar inicialmente el estado

del transformador de instrumentación, las demás pruebas ayudan a definir con más

detalle el componente del transformador defectuoso.

93

11. REFERENCIAS

[1] J. B. y. Á. Enzunza, Teoria y tecnologia de los transformadores de medida, Munguia, España:

Publicaciones Arteche, 2011.

[2] J. Berrosteguieta y A. Enzunza, “Tipos constructivos de transformadores de corriente,

[Figura],” de Teoría y tecnología de los transformadores de medida, Artecehe, 2012, p. Cuaderno

de formación 2.

[3] Mats Findel, ABB, “CT with two independent cores. [Figura]”, de Instrument transformers

commercial application guide, 2015.

[4] M Gregor, Alstom , “Transformadores de corriente Serie QDR 72 a 245 kV. ALSTOM”. new

technologies - high voltage insulation.

[5] B. L. S. K. Y.C. Kang, “Transformer protection relay based on the induced voltages”,

International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 29, nº 4, pp. 281-289, 2007.

[6] L. Cesky, F. Janicek, J. Kubica, F. Skudrik, “Overheating of primary and secondary coils of

voltage instrument transformers”, IEEE Journal 2017.

[7] J. Kopeček, and M. Dvořák, “Instrument transformers: testing and securing,” Primera

edicion, Praha: Academia, 1966.

94

ANEXO 1

Curva de pérdidas por unidad de peso para el material magnético M-2 Lite Carlite.

95

ANEXO 2

Protocolo de pruebas diligenciado para el transformador de corriente con ANSI/IEEE C57.13.

: ε :εc :

1Número del núcleo:barraje 6,6 kVAlimentador/Bahía:

63600190Número de serie:Estación:

A-R10ATipo:ColombiaPaís:

Toshiba InstrumentFabricante:EmgesaCompañía:

RCF: 0,99954

0,051643 AI-k30:106,084 VV-k30:

Ts:3,8855HLm:

159,732,95 min

5,0 AI-sn:

Equipo:Ubicación:800,0 AI-pn:

IEEE C57.13

Muña II

50,0 VACarga nominal:

/ 0,950,0 VACarga funcional:

Norma aplicada:

/ 0,9

RFase:

0,59059 Ω

Δφ:


0,70439 ΩRref (75°C):

1,551s

Vmed: 7,5268V

63,422 VV-k45:

Rmed (25°C):

Prueba de carga:Prueba de resistencia:

0,704 Ωmax. Rct:60,0 Hzf:

FSi:FS: FS:I-k45: >24,75889

2,0RF:


1,551s

0,026207 A

Ls:

37,5 VA

>25,083985

0,0455 %5,00228800,0Relación:


N:

1,499 Ω

0,0992 %

Kr: 26,94 %

Polaridad:

Ts:

OK

Carga:

>25,083985

Resultado con carga nominal:

Imed: 5,019868A

FSi: >24,75889

0,924cos φ: Z:

Tipo de núcleo (P/M): M

Clase: 0,6 IEC-ID Opcional:

X1-X3Toma:


Dispositivo de prueba: CT-Analyzer N° de serie del dispositivo: MB281K

Evaluaciones:OK TC dentro de los márgenes de error de relación según norma IEEE C57.13.

OK La carga medida esta dentro de los límites según valor nominal.


Reporte de prueba No.1 TC Fase R - Muña II


CLIENTE: EMGESA

INFORME: PRUEBAS GRUPO DE MEDIDA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

LUGAR: CENTRAL MUÑA II FECHA REPORTE: Noviembre 29 de 2017

96

1,338

1,596 1,353

1 VA/ 1 9,732 4,473 3,355 2,653 2,016 1,654 1,567

1,789 1,686 1,418

2,5 VA/ 0,9 10,424 4,574 3,442 2,725 2,069 1,688

5 VA/ 0,9 11,423 4,804 3,648 2,901 2,206

1,589

5 VA/ 1 11,771 5,052 3,867 3,091 2,371 1,939 1,833 1,555

2,181 1,759

12,5 VA/ 0,9 12,981 5,499 4,274 3,389 2,577 2,055 1,928

0,142 0,144


22,5 VA/ 0,9 14,511 6,393 5,030 4,029 3,016 2,349

0,133 0,136 0,136 0,138

0,116 0,124 0,130 0,135 0,140 0,142

5 VA/ 0,9 0,092 0,112 0,120 0,127

2,624 2,080

0,141 0,142 0,142

2,861

2,132

120 200

2,952

45 VA/ 0,9 16,482 8,277 6,537 5,260 3,816

8,668 6,865 5,502 3,969

5 VA/ 1 0,129 0,128 0,132 0,136 0,140

2,693

100

50 VA/ 0,9 16,920

VA/cosPhi 1 5 10 20 50

0,147 0,148

0,123

2,5 VA/ 0,9

1 VA/ 1 0,138 0,135 0,139 0,142 0,145 0,147

0,099 0,104

12,5 VA/ 0,9 0,030 0,080 0,094 0,104 0,113 0,118 0,120

0,090 0,097

45 VA/ 0,9 -0,146 -0,029 0,000 0,020 0,041

0,049 0,060

0,054 0,058 0,068

22,5 VA/ 0,9 -0,038 0,043 0,063 0,076

100 120 200

50 VA/ 0,9 -0,168 -0,044 -0,014 0,008 0,031 0,046


VA/cosPhi 1 5 10 20 50



FECHA 5/12/2017 FECHA FECHACARGO Proyectos CARGO CARGO

97

ANEXO 3

Protocolo de pruebas diligenciado para el transformador de corriente con IEC 60044-1.

: ε :εc :

PRUEBAS GRUPO DE MEDIDA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

LUGAR: CENTRAL EL PARAÍSO FECHA REPORTE: Diciembre 04 de 2017


Reporte de prueba No.1 TC Fase A - Unidad 1


CLIENTE: EMGESA

INFORME:

N° de serie del dispositivo: MB281K

Evaluaciones:OK TC dentro de los márgenes de error de relación según norma IEC 60044-1.

FALLÓ La carga medida esta fuera de los límites según valor nominal.

5,0 A Compañía: Emgesa Fabricante: RITZ


Dispositivo de prueba: CT-Analyzer

IEC 60044-1 Alimentador/Bahía: Unidad 1 Número del núcleo: 1

I-pn: 400,0 A Ubicación: Equipo:

I-sn:

UIRK 350

Carga funcional: 15,0 VA / 0.8 Estación: Paraiso Número de serie: 2000/618089

Carga nominal: 15,0 VA / 0.8 País: Colombia Tipo:

Clase: 0,2 IEC-ID CT de medida Opcional:

Norma aplicada:

S1-S2

Tipo de núcleo (P/M): M Fase: Fase A Toma: 1S1-1S2

Prueba de resistencia: Prueba de carga:

Rmed (25°C): 0,12045 Ω Carga: 37,7 VA

f: 60,0 Hz max. Rct: 0,144 Ω

FS: 30,0 ext (Icth): 120 %


V-kn: 57,4 V I-kn: 0,284466 A Resultado con carga nominal:

cos φ: 0,995 Z:


1,509 Ω

Rref (75°C): 0,14366 Ω Vmed: 7,5418V Imed: 4,998511A

>20,72748375 FSi: >20,53965125

Ls: 0,0004142H Lm: 1,1967H Ts: 1,919s Ts: 1,919s

V-kn 2: #N/A I-kn 2: #N/A FS: >20,72748375 FSi: >20,53965125 FS:

Kr: 38,62 %


Relación: 400,0 4,99651 -0,0698 % Δφ: N: 79,892,24 min Polaridad: OK

0,1016 %

98


VA/cosPhi 1 5 10 20 50 100 120 200

15 VA/ 0.8 -0,013 -0,013 -0,011 -0,007 0,000 0,006 0,007 0,013

0,072 0,072 0,075

3.75 VA/ 1 0,130 0,129 0,128 0,126 0,124 0,123

7.5 VA/ 0.8 0,067 0,066 0,066 0,067 0,070

0,123 0,122

1.88 VA/ 1 0,138 0,138 0,137 0,136 0,135 0,134 0,134 0,133


VA/cosPhi 1 5 10 20 50 100 120 200

15 VA/ 0.8 4,619 4,190 3,810 3,360 2,736 2,189 2,025 1,626

1,720 1,634 1,394

3.75 VA/ 1 2,683 2,606 2,537 2,424 2,212

1,471

2,025

7.5 VA/ 0.8 2,913 2,751 2,590 2,363 2,004

1,371

1,975 1,822

1.88 VA/ 1 1,920 1,870 1,835 1,771 1,636 1,506

VA/

VA/

99

CARGO Proyectos CARGO CARGO FECHA 4/12/2017 FECHA FECHA



100

ANEXO 4

Protocolo de pruebas diligenciado para el transformador de tensión.

Versión 1

Resultados de la prueba VOTANO

Activo Ubicación Equipo Condiciones ambientales

Modelo VT Compañía Emgesa Fabricante Tokio Shibaura Electric (Toshiba) Temperatura ambiente [°C] 20

Norma aplicada IEEE C57.13 País Colombia Tipo VTZR-QM6HB

Tensión prim. nominal [V] 6600 Estación Muña II Núm. de serie 63602314

Escala realizada por 1/√3 Alimentador Barraje de 6,6 kV Comentario

Frecuencia nominal [Hz] 60 Fase [°] R/(X1-X0)

N° de devan. sec. 1 IEC-ID

Devanado residual No

Fv n/a

TSB [VA] n/a

Secundaria

Tensión sec. nom. [V] Escala realizada por P/M Clase Clase M Clase P Clase TP Carga nominal [VA]/Cos phi Carga de diseño Evaluar @ carga

X1-X2 110 1/√3 0,6 200/1.0 Personalizar carga No

Información sobre la versión

Dispositivo VOTANO 100 Amplificador

Tipo VOTANO100 Tipo VB02

Núm. de serie ED365B Núm. de serie BK212W

Versión de firmware 2.01 (548) 2017-01-30 23:17 Versión del software 1.0.23

Versión del hardware 01/01/09/05/01/11 Versión del hardware 1

Idioma Español Tensión de prueba de relación máx. [V] n/a

Verificación del cableado Activado

Estado

Estado general de la prueba Estado general del error

Hora para guardar la medición2017-10-08, 18:25:58 AM Tipo ninguno

Tiempo de inicio de la medición2017-10-08, 18:18:23 AM Número 0

Info. de estado Con éxito Ubicación 0

Texto informativo Con éxito

Tarjetas de prueba Configuración de la prueba Varios

Seleccionado Seleccionado Modo del archivo RESULTS

Prueba de imp. cortocirc. Sí TSB No

Prueba de res. del dev. Sí Factor de multiplicación de clase No

Prueba de excitación Sí Tensión de prueba de VBO2 límite No

Prueba de relación Sí Curva de excitación extendida No

Evaluación Sí

Prueba de carga Sí

Reporte de prueba No.1 TT devanado H1-X1 - Muña II

WOLTA - FOR069 - PSE 2017-10-02 4 páginas

CLIENTE: EMGESA

INFORME: PRUEBAS GRUPO DE MEDIDA TRANSFORMADORES DE TENSION

LUGAR: CENTRAL DE BOMBEO MUÑA, MUÑA II FECHA REPORTE: Octubre 22 de 2017

101

Evaluación para carga nominal

Evaluación general OK

Evaluar @ carga

Clase/Clase M Clase P Clase/Clase M Clase P

X1-X2 OK No

Evaluación para carga medida

Evaluación general OK

Evaluar @ carga

Clase/Clase M Clase P Clase/Clase M Clase P Medida de la carga

X1-X2 OK Sí No

Prueba de res. del dev.

I-DC [A] V-DC [V] Resistencia [Ω] Estado de la prueba Tipo de error Número del error Ubicación del error

X1-X2 2,0615 0,4986 0,2419 Con éxito ninguno 0 0

Prueba de impedancia en cortocircuitos primaria

Med. I-AC [A] Med. V-AC [V] Med. Impedancia Z [Ω] Med. Fase V-AC/I-AC [°] Calc. Resistencia R [Ω] Calc. Reactancia X [Ω] Estado de la prueba Tipo de error Número del error Ubicación del error

X1-X2 4,0073 0,6763 0,1688 2,1343 0,2419 0,0091 Con éxito ninguno 0 0

A-N -0,0732 0,0664

Prueba de excitación

General Estado de la prueba Tipo de error Número del error Ubicación del error

X1-X2 Con éxito ninguno 0 0

Evaluación automática

Evaluación automática Evaluación manual

Evaluación manual


Flujo [Vs] Uvt_rms [V] e.m.f._rms [V] lexc_rms [A] Fase Ut/lexc [°] Fase e.m.f./lexc [°]

0,5132 136,8180 136,8070 3,2024 73,3008 73,5643

0,4588 122,3640 122,3140 1,6183 58,4663 58,6079

0,4125 110,0170 109,9640 1,1377 48,8945 48,9964

0,3715 99,0794 99,0318 0,9237 43,1782 43,2631

0,3165 84,4159 84,3667 0,7440 38,2868 38,3607

0,2689 71,7179 71,6709 0,6366 36,4931 36,5651

0,2283 60,9096 60,8648 0,5626 36,4682 36,5434

0,1983 52,8927 52,8583 0,5128 37,2714 37,3520

0,1704 45,4555 45,4197 0,4681 38,5876 38,6759

0,1445 38,5668 38,5296 0,4271 40,3113 40,4100

0,1208 32,2248 32,1899 0,3886 42,3935 42,5057

0,0990 26,4274 26,3988 0,3517 44,7867 44,9162

0,0794 21,1922 21,1686 0,3162 47,5841 47,7364

0,0618 16,5020 16,4780 0,2810 50,6779 50,8603

0,0463 12,3588 12,3381 0,2453 54,0512 54,2737

0,0328 8,7726 8,7553 0,2083 57,6636 57,9415

0,0215 5,7483 5,7373 0,1690 61,4348 61,7929

0,0124 3,3088 3,3012 0,1264 65,5326 66,0156

0,0056 1,4923 1,4885 0,0803 70,9098 71,6174

0,0004 0,0943 0,0947 0,0110 87,4729 89,0846

0,01

0,10

1,00

10,00

100,00

1000,00

0,01 0,10 1,00 10,00

Ten

sió

n e

fica

z [V

]

Corriente eficaz [A]


102

Prueba de relación

Descripción general

Vp [V] Vs [V] Relación Fase [min] Desviación [%] Polaridad Relación divisor de cap. Estado de la prueba Tipo de error Número del error Ubicación del error

X1-X2 6600,0000 110,0070 59,8181 -7,80 0,0061% Ok Con éxito ninguno 0 0

K

Prueba de relacióndel TP

X1-X2 59,8181

Carga nominal Carga de diseño cos φ 5% 15% 25% 50% 90% 100% 110%

200,0000 CUSTOM 1.0 -0,0641% -0,0002% 0,0161% 0,0259% 0,0157% 0,0061% -0,0133%

75,0000 Y 0.85 0,1007% 0,1645% 0,1808% 0,1907% 0,1805% 0,1711% 0,1517%

35,0000 M 0.2 0,1829% 0,2468% 0,2631% 0,2730% 0,2628% 0,2534% 0,2340%

25,0000 X 0.7 0,1786% 0,2424% 0,2587% 0,2686% 0,2584% 0,2490% 0,2296%

12,5000 W 0.1 0,2046% 0,2685% 0,2848% 0,2946% 0,2844% 0,2750% 0,2557%

0,0000 O 1.0 0,2141% 0,2780% 0,2943% 0,3041% 0,2939% 0,2845% 0,2652%


200,0000 CUSTOM 1.0 -14,18 -10,06 -8,70 -7,47 -7,44 -7,80 -8,61

75,0000 Y 0.85 -9,37 -5,25 -3,90 -2,67 -2,63 -2,99 -3,79

35,0000 M 0.2 -8,40 -4,29 -2,93 -1,70 -1,66 -2,02 -2,82

25,0000 X 0.7 -9,42 -5,30 -3,95 -2,71 -2,68 -3,04 -3,84

X1-X2 12,5000 W 0.1 -9,33 -5,21 -3,86 -2,63 -2,59 -2,95 -3,75

0,0000 O 1.0 -9,90 -5,78 -4,43 -3,19 -3,16 -3,52 -4,32


200,0000 CUSTOM 1.0 0,9952 0,9961 0,9965 0,9969 0,9970 0,9969 0,9968

75,0000 Y 0.85 0,9954 0,9963 0,9967 0,9971 0,9972 0,9971 0,9970

35,0000 M 0.2 0,9949 0,9959 0,9962 0,9966 0,9967 0,9967 0,9966

25,0000 X 0.7 0,9946 0,9955 0,9959 0,9963 0,9964 0,9963 0,9962

12,5000 W 0.1 0,9944 0,9953 0,9957 0,9961 0,9962 0,9961 0,9960

0,0000 O 1.0 0,9941 0,9950 0,9954 0,9957 0,9959 0,9958 0,9957


200,0000 CUSTOM 1.0 1,0006 1,0000 0,9998 0,9997 0,9998 0,9999 1,0001

75,0000 Y 0.85 0,9990 0,9984 0,9982 0,9981 0,9982 0,9983 0,9985

35,0000 M 0.2 0,9982 0,9975 0,9974 0,9973 0,9974 0,9975 0,9977

25,0000 X 0.7 0,9982 0,9976 0,9974 0,9973 0,9974 0,9975 0,9977

12,5000 W 0.1 0,9980 0,9973 0,9972 0,9971 0,9972 0,9973 0,9974

0,0000 O 1.0 0,9979 0,9972 0,9971 0,9970 0,9971 0,9972 0,9974

Carga operativa Detalles cos φ 5% 15% 25% 50% 90% 100% 110%

15,3958 Carga medida 0.99 0,1466% 0,2105% 0,2267% 0,2366% 0,2264% 0,2169% 0,1976%

Carga operativa Detalles cos φ 5% 15% 25% 50% 90% 100% 110%

15,3958 Carga medida 0.99 -10,60 -6,48 -5,13 -3,89 -3,86 -4,22 -5,02

Error de relación de tensión [%]/carga operativa

Desplazamiento de fase [min]/carga operativa

RCF

TCFPotencia

Potencia

Potencia

Potencia

Error de relación de tensión [%]Potencia

Potencia Desplazamiento de fase [min]

103

-0,10%

-0,05%

0,00%

0,05%

0,10%

0,15%

0,20%

0,25%

0,30%

0,35%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

De

svia

ció

n d

e t

en

sió

n [

%]

Upr [%]

Error de relación

200,00 VA

75,00 VA

35,00 VA

25,00 VA

12,50 VA

0,00 VA

-16,00

-14,00

-12,00

-10,00

-8,00

-6,00

-4,00

-2,00

0,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

De

spla

zam

ien

to d

e f

ase

[m

in]

Upr [%]

Desplazamiento de fase

200,00 VA

75,00 VA

35,00 VA

25,00 VA

12,50 VA

0,00 VA

90% Upr

100% Upr

110% Upr

n/a

Personalizar carga

Carga ZZ

Carga Z

Carga Y

Carga M

Carga X

Carga W

Abrir

0,9920

0,9940

0,9960

0,9980

1,0000

1,0020

1,0040

1,0060

1,0080

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40

RC

F

Ángulo de fase [min]

Paralelogramo de error, devanados no cargados

0,00%

0,05%

0,10%

0,15%

0,20%

0,25%

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

De

svia

ció

n d

e t

en

sió

n [

%]

Upr [%]

Error de relación/carga operativa

Carga medida

-12,00

-10,00

-8,00

-6,00

-4,00

-2,00

0,00

0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%

De

spla

zam

ien

to d

e f

ase

[m

in]

Upr [%]

Desplazamiento de fase/carga operativa

Carga medida

104

NOMBRE NOMBRE NOMBRE

CARGO CARGO CARGO

FECHA FECHA FECHA

Andrés Martínez L.

Proyectos

18/10/2017


diagnÓstico de transformadores de corriente y de …

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