Mantenimiento y Reparación de Centros de Transformación

 

Elaboración de un plan de mantenimiento para centros de transformación

      La reducción de costes de mantenimiento eléctrico de los CT (Centros de Transformación) no supone ahorro alguno, por el contrario, la desatención o la falta de mantenimiento, así como el mantenimiento incorrecto o incompleto, se traduce en problemas y averías tempranas, que tienen un coste superior al del supuesto ahorro.

      La falta de revisión de los CT, desconocer o ignorar voluntariamente el estado de defecto de los aislamientos en los transformadores, o sus protecciones, u otro equipo de AT (Alta Tensión) que presente anomalías, conduce a la falla temprana de éstos ante la presencia de cualquier sobretensión eléctrica que puede perforar un aislamiento débil que se encuentre crítico. Por ejemplo, si desconocemos el estado de deterioro de una protección de AT de un transformador, el mismo podría quedar expuesto y averiarse con facilidad ante la presencia de una anomalía transitoria del suministro eléctrico, o de una sobrecarga de corriente. 

      En otra línea, el mantenimiento correcto de centros de transformación debe estar basado siempre en criterios técnicos y trabajos efectuados por personal técnicamente competente, en lugar de justificarlo con la oferta del precio más agresivo, donde posteriormente solo se realiza limpieza y poco más, y en algunos casos ni siquiera se limpia. En estos últimos casos se “regala” el importe de dichos trabajos para recibir poco o nada a cambio. Lo realmente importante de esta conducta de las empresas de mantenimiento es, que los titulares o el personal responsable de una instalación desatendida desconoce el estado real de sus instalaciones de alta tensión por haberse realizado un mantenimiento deficiente, o inexistente, de este modo se arrebata a los titulares o responsables la oportunidad de anticiparse para encargar la subsanación de las posibles anomalías que pueden surgir en las instalaciones de los centros de transformación, creando de este modo un elevado riesgo eléctrico si funcionan en presencia de defectos que permanecen durante todo el tiempo de operación de los equipos de AT.

      Desconocer o ignorar el fin de la vida útil de aparatos eléctricos que funcionan con tensiones muy elevadas como las presentes en los centros de transformación, pueden crear un riesgo para las personas y para los bienes que no se debe asumir, los aparatos que presentan anomalías se averiaran de improviso porque solamente se ha realizado limpieza y poco más en el centro de transformación, por esta causa, un mantenimiento mal realizado o la desatención de un CT, en ocasiones puede tener consecuencias económicas importantes, y otras veces pueden ser catastróficas.

      En numerosos casos que hemos constatado a lo largo de todos estos años de experiencia,  en los cuales las protecciones o el transformador de un centro de transformación se encontraban en malas o muy malas condiciones por diversos motivos como la falta de atención o por haber realizado mantenimientos incorrectos, posteriormente cuando los titulares o responsables nos han encargado la verificación de dichos centros de transformación, los mismos ya se encontraban en "ruina dieléctrica" o mantenían defectos mecánicos en las protecciones que las hacían inoperativas e incluso peligrosas de manipular. Conocemos un caso en el cual otra empresa mantenedora de centros de transformación, el personal de ésta, intento manipular una cabina de protección de alta tensión con aislamiento en gas SF6, sin ningún contenido de dicho gas, por lo que el aislamiento de esa cabina era inexistente, y a pesar de conocer que la cabina no contenia el gas aislante, el personal de dicha empresa intento manipular la cabina y se produjo un siniestro con el resultado de muerte de la persona que intento realizar la operación. Sorprendentemente la proporción de centros de transformación que hemos verificado, que han sido mal atendidos o desatendidos que creaban elevado riesgo eléctrico, superan el 95% de casos. Nos consta igualmente que en la mayoría de éstos CT "se facturaban" servicios por mantenimiento inexistente. 

      Como veremos a continuación, las operaciones de mantenimiento en un CT se realizan para averiguar el estado de los aislamientos, probar el funcionamiento de los interruptores, ensayar las protecciones eléctricas, verificar la fiabilidad y seguridad de todos sus aparatos, medir la resistencia de puesta a tierra, establecer el fin de la vida útil de los aparatos y conductores eléctricos antes de que éstos fallen, detectar posibles anomalías, y mediante un informe detallado ponerlo en conocimiento de las personas responsables para que puedan anticiparse y establecer un plan de actuación con tiempo de antelación suficiente para encargar las reparaciones de los materiales o aparatos eléctricos, si fuese el caso, o la sustitución de los mismos si no es posible su reparación.

      Desafortunadamente para la "salud" de los Centros de Transformación, en una sociedad marcada por unos precios cada vez más bajos, las decisiones económicas para encargar trabajos de mantenimiento en centros de transformación "casi nunca" las toma un profesional del gremio eléctrico, por el contrario dichas decisiones las toma un economista o un contable que dispone de escasos conocimientos en materia eléctrica de alta tensión, pero la mayor parte de las veces el trabajo de mantenimiento lo encarga el propio titular de la instalación aceptando el presupuesto más económico sin entrar a conocer a fondo su contenido, y en lugar de ahorrar lo que sucede es lo contrario, dejando los centros de transformación en "malas manos" que suelen corresponder a las ofertas más agresivas de precio. Esta conducta suele tener consecuencias económicas contrarias a la economía de cualquier negocio, donde posteriormente suelen aparecer de improviso gastos imprevistos en los CT mal atendidos. La salud y la seguridad eléctrica de un CT debe descansar sobre profesionales técnicamente competentes que contemplan todas las operaciones de mantenimiento, mediciones, y ensayos en los CT, tal como prescriben las normas y los reglamentos, ofreciendo la máxima información posible a los titulares o responsables de las instalaciones eléctricas, ya que los CT son la fuente que alimenta a todo negocio que usa la energía eléctrica para su funcionamiento. En base a lo expuesto, el profesional cualificado siempre tendrá previsto incluso los imprevistos, con ayuda de las medidas y registros históricos obtenidos durante las operaciones de mantenimiento realizadas anteriormente, los cuales pueden mostrar cuestiones tan importantes como por ejemplo, cambios bruscos en la condición de un aislamiento para determinar si se trata de un deterioro importante, de una avería, o del fin de la vida útil de un determinado aparato.

      Errores que cometen los profesionales inteligentes. Cualquiera que se gane la vida con la electricidad desarrolla rápidamente un sano respeto por todo aquello que le haga seguir "vivo". Sin embargo, la presión para terminar un trabajo a tiempo o de que un equipo importante vuelva a funcionar, puede tener como resultado que hasta el electricista más experimentado cometa errores incomprensibles o no preste la atención adecuada.

      El personal de las empresas que tiene encomendado el mantenimiento eléctrico de los centros de transformación, debe informar a los titulares o responsables de las instalaciones cada vez que se realizan los trabajos mediante un informe detallado al terminar dichas tareas, donde se recoge el estado actual de todos los aparatos eléctricos, las pruebas y medidas que se les han realizado, y los defectos detectados si es que existen, a la vez que informar de las posibles soluciones con objeto de que los responsables puedan planificar el gasto y prever las soluciones.

      La falta de medios técnicos adecuados en las empresas de mantenimiento para realizar las mediciones y ensayos mínimos, así como la escasez de conocimientos técnicos, propicia que las medidas más importantes, como el aislamiento se obtengan con instrumentos obsoletos que no muestran el estado real de envejecimiento de los aislamientos, y por esta causa se cometen errores, dando por bueno el aislamiento de aparatos eléctricos, que en realidad era dudoso o peligroso. Las explicaciones de dicho personal para justificar este proceder incorrecto suelen ser pretextos, excusas, o argumentos vagos. En la mayoría de casos que nos han explicado a nosotros según nos han comentado en numerosas ocasiones los propios titulares o responsables, según éstos, "el personal de mantenimiento le restaba importancia a defectos eléctricos graves que habían en el centro de transformación, que posteriormente se convertían en averías que acarreaban paradas de larga duración de sus negocios, a la vez que resultaban en gastos de coste importante no previstos". Otro error que suele cometerse en los mantenimientos consiste en no realizar las pruebas mínimas para garantizar que las protecciones eléctricas funcionan. Cuando una protección de alta tensión no funciona, los desperfectos que se ocasionan en caso de averías son siempre mucho mayores, por falta de protección.

      El desacierto más trascendente consiste en realizar medidas de aislamientos en un CT con instrumentos que emplean para medir solo CC (corriente Continua) de bajo voltaje, dichos instrumentos muestran poca o nula información en un sistema que funciona con alimentación de CA (Corriente Alterna) de Alta Tensión como sucede con los transformadores, resultando que los transformadores utilizan solamente CA para funcionar. En efecto, cuando una "nueva empresa de mantenimiento" aporta información actualizada y fidedigna con un informe del estado real de los equipos eléctricos instalados en un centro de transformación, información que ha sido registrada con ayuda de instrumentos de medida adecuados de CA, donde se recoge mediante un informe, que el estado de los aparatos eléctricos que anteriormente se evaluaban por otra empresa de mantenimiento, como correctos, no lo son, o simplemente se demuestra que no se evaluaban, el personal de mantenimiento que supuestamente realizaba anteriormente esos mismos trabajos, suele ofrecer argumentos incoherentes y contradictorios aseverando el buen estado de todos los aparatos del CT, sin apoyo de la más mínima medida eléctrica que lo demuestre, o también ofrecen "complejos" reportes sobre el "supuesto" estado de sus instalaciones, pero en realidad, sin ningún sustento técnico. En otras ocasiones se ofrecen a posterior reportes inventados por obstinarse en no reconocer el error, o por falta de medios adecuados para realizar medidas eficaces, o por la falta de conocimientos técnicos, o simplemente porque no se han realizado medidas. Esta conducta irresponsable representa siempre un elevado riesgo eléctrico para las instalaciones del cliente, como veremos más adelante.

 

Informes de dudosa correspondencia con la realidad

      Debido al alto porcentaje de desconocimiento popular que existe sobre las técnicas de mediciones de aislamientos en transformadores o equipos de Alta Tensión, tomadas actualmente como un tema de "difícil” interpretación, y como algo que necesariamente hay que hacer, pero que no se sabe bien el por qué, o como se realizan; los titulares, dueños, o encargados de las instalaciones reciben de esta manera, unos informes “magistrales”, con conclusiones basadas o surgidas de extraños gráficos, tomados de la pantalla de un equipo muy sofisticado, pero que en definitiva no son más que pequeñas barras verticales de distintas alturas, de las cuales, tras una profunda mirada de “análisis” de estas barras, el "experto" ofrecerá una explicación “científica” del estado del equipo evaluado, como el artista que intenta describir que es lo que expresa una mancha en la pared, cuando para todos es simplemente una mancha.

      Lamentablemente, la realidad muestra la existencia en el mercado, de muchos informes que fueron y son “confeccionados” bajo el amparo de este grado de desconocimiento técnico por parte del cliente, creándose así el ámbito o escenario ideal para la puesta en escena de un pseudo “diagnóstico”. Por lo tanto, la capacitación del usuario, cliente, y dueño, como mínimo, en los principios básicos de interpretación de esta especialidad, resulta necesaria para evitar que estas circunstancias sigan ocurriendo ya que, de lo contrario, nadie se atreverá a discutir, opinar o refutar sobre lo que no sabe.

      Las peores tragedias suceden cuando se conocen los riesgos eléctricos que presentan las instalaciones de alta tensión y se espera el tiempo que haga falta para tener capital de sobra para acometer la reparaciones o sustitución de los materiales que representan riesgo de AT. En la practica el dinero no llega nunca o llega tarde para estos gastos, porque se destina a otras prioridades considerados por los titularas o responsables, como de “mayor urgencia” como, por ejemplo, instalar aire acondicionado más eficiente en las oficinas antes de que llegue el verano, realizar mejoras cambiando el alumbrado existente, instalar placas fotovoltaicas, o contratar una publicidad más eficaz, u otros gastos tan importantes como los citados. El problema de la falta de interés para solucionar anomalías de Alta Tensión reside en la desinformación, o la falta de información adecuada, porque de conocerse la importancia y el riesgo real que representa una instalación de AT con anomalías, los titulares o responsables actuarían de otro modo.

      Las causas descritas anteriormente incrementan la probabilidad de que sucedan arcos voltaicos de pequeña magnitud en el interior de los transformadores, la energía resultante de los arcos voltaicos, aunque éstos sean pequeños, vaporiza pequeñas cantidades de aceite dieléctrico en el interior de la cuba del transformador, generando gases hidrocarburos inflamables tales como Hidrógeno, Metano, Etano, Etileno y Acetileno, estos gases requieren muy poca energía para iniciar su combustión. Una concentración elevada de estos gases en el interior de la cuba de un transformador puede ocasionar una explosión en transformadores con presencia de DPs de elevada magnitud en su interior.

 

Obligación de mantener las instalaciones de Alta Tensión en perfecto estado de funcionamiento

      Al respecto de todo lo anterior, tanto el R.A.T. (Reglamento de Alta Tensión), como el R.E.B.T. (Reglamente Eléctrico para Baja Tensión), y las normas de obligado cumplimiento, coinciden y prescriben que: "Los titulares o responsables de una instalación eléctrica deberán revisar periódicamente sus instalaciones para mantenerlas en perfecto estado de funcionamiento y garantizar su seguridad, realizando la reparación o sustitución de los materiales eléctricos defectuosos.". Hemos de precisar que el desconocimiento de las condiciones técnicas particulares de dichos reglamentos, no exonera a los titulares de las obligaciones o responsabilidades que emanan del correcto o incorrecto funcionamiento de un centro de transformación. Afortunadamente la mayoría de titulares o responsables de las instalaciones lo que desean es mantener sus instalaciones en buen estado y completamente operativas, por el bien de sus negocios. También es cierto que existe una minoría de titulares de instalaciones que se niegan a realizar ningún gasto para reparar o sustituir aparatos que presentan riesgo eléctrico para las personas y para los bienes, de los cuales ya tenían conocimiento, e irresponsablemente deciden que los aparatos de alta tensión que presentan dicho riesgo sigan funcionando, y esperar a ver lo que sucede, o solucionar los defectos que presentan riesgo, cuando les sobre el dinero. 

 

El proyecto eléctrico

     La existencia de un proyecto eléctrico redactado por un técnico competente que recoja todos los detalles de la instalación, es una garantía de que la instalación cumple todos los requisitos y normas vigentes, si la instalación es efectuada por una empresa instaladora responsable. En el mismo sentido, a nivel burocrático la documentación de una instalación debe encontrarse siempre actualizada, aunque no se realicen modificaciones o aplicaciones. Frecuentemente nos encontramos lo contrario, con instalaciones eléctricas que no coinciden con el proyecto original, o que las modificaciones realizadas en las instalaciones no se encuentran en los proyectos posteriores de ampliaciones, o que no coinciden, esto posibilita que se efectúen instalaciones o modificaciones sin la más mínima garantía, las cuales pueden tener consecuencias desastrosas. Estas anomalías pueden ser objeto de sanción en caso de inspección de oficio. Piénsese que, en caso de un accidente, siniestro, o de un incendio, las aseguradoras lo primero que miran es el proyecto, si no existe coincidencia o hay diferencias, o la instalación no cumple las normas, las aseguradoras quedan exoneradas del pago de indemnizaciones por accidentes o siniestros. Nuestra recomendación es que el proyecto siempre se encuentre actualizado y tramitado en los organismos oficiales correspondientes, antes de realizar las instalaciones eléctricas o las modificaciones.

      Montajes Alhama S.L.U. puede revisar y actualizar la documentación de la instalación eléctrica para el cumplimiento de todos los requisitos legales, normas, y reglamentos actuales, siempre que la instalación eléctrica se encuentre previamente actualizada para pasar una inspección favorable por una O.C.A.

 

Orden de prioridades en los trabajos de mantenimiento eléctrico

      Los trabajos de mantenimiento preventivo o correctivo se realizan por orden de llegada, es decir, no debe anteponerse un trabajo a otro sin haber terminado el primero. En los trabajos urgentes para reparación de averías se debe respetar el mismo orden de llegada, no obstante, tienen prioridad las averías que causan la ausencia absoluta de suministro eléctrico.

 

Ensayos previos al montaje y puesta en funcionamiento de cabinas "nuevas" de AT (Alta Tensión)

      Todos los equipos eléctricos nuevos de AT que instala Montajes Alhama S.L.U. son verificados y ensayados previamente a su montaje. En la parte mecánica se realizan pruebas operativas de maniobrabilidad para asegurar que los accionamientos funcionan adecuadamente y sus enclavamientos de seguridad operan de forma correcta. Así mismo, se ensayan los aislamientos por tensión soportada, análisis de TgD (Tangente Delta), y análisis de DPs (Descargas Parciales). Las protecciones contra sobrecargas de corriente y cortocircuito se ensayan mediante nuestros dos inyectores de corriente primaria modelos E.LM.-1500, y E.L.M.-12-KA, con los cuales podemos generar corrientes de ensayo desde 0,001 A hasta 12.000 A, gracias a estos ensayadores podemos inyectar en el circuito "primario" de medida de las cabinas de protección, intensidades de hasta 12.000 A para garantizar en conjunto, que los transformadores de corriente para medida de intensidad y los relés de protección funcionan correctamente, Las pruebas de inyección de corriente "secundaria" no son recomendables porque los inyectores de corriente secundaria solo generan corrientes débiles de 5 a 10 A para evaluar solo los relés de protección, sin posibilidad de ensayar los transformadores de corriente primarios de medida para la protección, estos transformadores de corriente primaria son los que generan la corriente que es medida por el relé de protección, para producir el disparo y apertura del interruptor en caso de sobrecarga o cortocircuito. Por lo tanto, las pruebas de inyección de corriente secundaria utilizadas para probar protecciones contra sobrecorriente o cortocircuito, quedan descartadas por ser incompletas, debido a que solo se prueba el relé de protección sin ser alimentado por la corriente real del secundario de los transformadores de medida, y además no se prueba la corriente real en el circuito primario, ni sus cableados, que es donde en realidad se genera la corriente que debe detectar el relé.

      Por ejemplo, la "In" (Intensidad nominal) de un centro de transformación de 2.000 KVA alimentado a 20 KV es de 57.7 A, si realizamos pruebas al relé de protección para averiguar si la protección contra sobre corriente de corto retardo funciona cuando la potencia suministrada por el CT es de 110 %, tendremos que inyectar en el circuito primario una intensidad de corriente de 57,7 A X 110 % = 63,6 A. Pero además, si necesitamos averiguar si la protección de corto retardo funciona en presencia de una sobrecarga brusca de corriente de 6 X In, como la corriente que puede consumir un motor de elevada potencia con el eje del motor parado o bloqueado, necesitaremos inyectar una corriente de 57,7 X 6 = 346,2 A. Y por último, si tenemos que ensayar la respuesta de la protección de disparo instantáneo, frente a cortocircuitos o defectos de aislamiento, necesitaremos inyectar por lo menos una corriente de In X 12 = 692.4 A. Como se puede comprender, un ensayador de corriente "secundaria" que genera algunos amperios no es suficiente para probar adecuadamente el conjunto de protección formado por los transformadores de medida más el relé de protección. Por estos motivos, los ensayos de respuesta del relé de protección realizados con inyectores de corriente secundaria, no garantizan el funcionamiento de las protecciones.

      Es muy recomendable para el propietario del transformador la realización de un análisis de SFRA, previo a la puesta en servicio de un transformador nuevo, este análisis equivale a la huella digital de los devanados del transformador, y puede ser muy útil en los planes de mantenimiento, o para determinar posibles anomalías después de una sobrecarga del transformador. Cuando de instalan por primera vez transformadores de gran tamaño, el análisis de SFRA es esencial para determinar que no ha habido movimientos en la estructura física de los devanados durante el transporte, o para despejar posibles defectos mecánicos de fabricación antes de su puesta en funcionamiento, este tipo de anomalías no pueden ser evaluadas por ningún otro método, ni tampoco por ningún tipo de medida de parámetros eléctricos de transformadores.

      

Reutilización de aparatos "antiguos" de AT (Alta Tensión)

      Cuando se pretende reutilizan equipos antiguos como cabinas de protección o transformadores, es imprescindible realizar un ensayo previo de aislamiento mediante análisis de DPs (Descargas Parciales) fuera de línea, este análisis no es equivalente a ningún otro tipo de prueba de aislamiento para transformadores u otros equipos de AT, ni puede ser sustituido por otro tipo de análisis diferente. Sin un análisis de DPs fuera de línea no se podrá garantizar la fiabilidad de los equipos antiguos de Alta Tensión, ni descartar el riesgo de causar posteriormente un accidente, o peor aún, un siniestro, causado por desconocimiento o negligencia al instalar equipos antiguos inadecuados sin contemplar la más mínima precaución. En cabinas de protección, además, se debe comprobar la presión del gas SF6 (hexafluoruro de azufre) y su calidad, pues no solo la presión del gas garantiza el aislamiento interno entre los polos de los interruptores de AT. El gas SF6 contenido por los interruptores de las cabinas de AT pierde sus propiedades aislantes con el número de maniobras de cierre o apertura de los interruptores, a la misma vez, cuanto mayor es la intensidad de corriente que conectan o desconectan los interruptores, mayor es la perdida de aislamiento del gas SF6, a causa de la disociación de las moléculas de este gas, que se transforman en otros componentes a causa de los arcos voltaicos internos causados durante las maniobras, formando humedades, ácidos, hidrocarburos, y principalmente agua. Por estas razones una cabina antigua que contenga presión del gas en sus interruptores no es equivalente a que el gas se encuentre en condiciones operativas, lo cual puede generar alto riesgo eléctrico, sin que lo sepamos.

      En transformadores antiguos que se pretenda reutilizarlos se debe completar el diagnostico para asegurar su fiabilidad de operación mediante un análisis de SFRA, para garantizar el buen estado mecánico de los devanados. Puede suceder que los transformadores antiguos que muestran un aislamiento correcto durante una prueba, los mismos pueden encontrarse con deformaciones mecánicas en las estructuras de los devanados, lo cual genera un alto riesgo que se desconoce, pues ninguna otra medida de parámetros eléctricos de ninguna clase mostrara anomalía alguna, respecto a la mecánica física del transformador. La realidad es que, por falta de conocimientos y medios, en la amplia mayoría de ocasiones los transformadores antiguos son instalados o intercambiados sin conocer su estado real. La ventilación de la sala donde se instalan los transformadores debe estar acondicionada para que el aire circule libremente por las ventanas de aireación, con el fin de evacuar el calor generado por el funcionamiento normal del transformador cuando este opera con su régimen de carga nominal. 

      Respecto a la reutilización de cabinas de protección de AT, es fundamental que además de garantizar previamente la presión y la calidad del gas aislante de las cabinas que se pretenda reutilizar, también se debe ensayar la protección que realizan las cabinas contra sobre corriente y cortocircuitos, mediante un ensayo por inyección de corriente primaria, realizado sobre el circuito "primario" de protección. Solo si todos estos parámetros son satisfactorios se podrán reutilizar las cabinas, de lo contrario, si uno de estos parámetros no es correcto, o no se realizan alguna de estas pruebas, no se pueden reutilizar las cabinas.  

 

Precisión en la medida de energía

      La precisión de la medida de energía eléctrica es fundamental para mejorar los costes de cualquier negocio, En efecto, las ofertas de productos grabadas con costes superiores por consumos de energía son menos competitivas. En una sociedad cada vez más competitiva grabada por unos precios más bajos, el secreto de la venta se encuentra en la compra. Por estos motivos Montajes Alhama S.L.U. analíza con instrumentos de laboratorio de alta precisión todos los equipos de medida que instala para la medida de energía eléctrica, en defensa de sus clientes frente a los abusos de las compañías eléctricas, con objeto de que los clientes se beneficien de la máxima precisión en las medidas de energía.

      Los equipos de medida de energía eléctrica con muchos años de funcionamiento, que presentan defectos de aislamiento, los cuales se encuentran en las cabinas de AT (Alta Tensión) en los CT (Centros de Transformación), se encuentran precintados por las compañías eléctricas y no son accesibles. En la mayoría de equipos de medida antiguos alojados en las cabinas suceden DPs (Descargas Parciales) que no podemos medir por encontrarse estos precintados por las compañías eléctricas. Todo "defecto" en los equipos de medida de energía, por leve que éstos sean, "siempre" resultan en lecturas erróneas al "alza", es decir, cualquier defecto del equipo de medida por mínimo que éste sea se traduce en mayor lectura de energía. En instalaciones con grandes consumos de energía eléctrica, por varias razones de lógica, lo más sensato es cambiar el equipo completo de medida de la energía eléctrica, aunque este no presente averías, si el equipo tiene más de 15 años. Este último comentario está basado en nuestra propia experiencia, y en el histórico medio de averías de los CTs que tuvieron averías en el equipo de medida, las cuales repercutieron en mayores costes para los clientes, que el coste de todo el equipo de medida nuevo. Al respecto, piénsese que un pequeño error en la medida de energía de un gran consumidor, mantenido durante tres o cuatro años, equivale al coste de varios equipos de medida nuevos, cuanto más antiguo es el equipo de medida mayor es el error al alza en la medida. Todos los equipos de medida "antiguos" benefician "siempre" a las compañías eléctricas, por tener siempre mayor error al alza en las lecturas de energía.

     

      Imagen tomada de una cabina con el equipo de medida de energía eléctrica con más de 15 años de uso, el cual presentaba DPs (Descargas Parciales) en todos sus transformadores de medida, en total existen en todos los equipos de medida trifásicos de alta tensión, seis transformadores para medir la energía eléctrica, estos son, tres transformadores para medida de tensión, más tres transformadores para medida de intensidad, lo cual quiere decir que se pueden presentar hasta seis errores diferentes, un error por cada transformador de tensión o de intensidad. En este caso (el de la imagen) el equipo de medida pertenece a una estación de bombeo de agua de un pozo, y no presentaba avería o falla definitiva que hubiese provocado el disparo de las protecciones de AT, lo que sucedía es que existía un error demasiado grande que iba en aumento para un mismo consumo, el cual quedó patente al instalar los nuevos transformadores de medida, y ver la reducción de consumos registrados en los nuevos recibos de energía de la compañía eléctrica en meses posteriores. 

 

      Fotografía del laboratorio donde se ensayan y analizan las cabinas de Alta Tensión, (cabinas de protección) y (cabinas con equipo de medida de energía eléctrica), antes del montaje en los CTs (Centros de Transformación). Los parámetros más relevantes que se analizan son, aislamiento, fiabilidad de las protecciones, y precisiones en las medidas de energía.

 

Longevidad y seguridad de equipos de Alta Tensión

      Es fundamental conocer: que los equipos de alta tensión no disponen de una duración indefinida, mantener funcionando un equipo eléctrico de Alta o Media Tensión antiguo y obsoleto mayor tiempo del debido, con el propósito de prolongar su tiempo de actividad funcionando con voltajes de Alta Tensión, cuando ya se conoce que han agotado el periodo seguro de vida útil, o se conoce la existencia de anomalías presentes en los mismos, carece de sentido porque dependiendo del nivel de criticidad del proceso alimentado por la energía eléctrica, cualquier defecto o parada del suministro eléctrico puede acarrear resultados devastadores, es decir, los equipos como protecciones de AT, equipos para la medida de energía eléctrica en AT, conductores de AT, etc., deberán ser sustituidos al final de su vida útil, aunque dichos equipos no presenten anomalías, debido al riesgo implícito que conlleva su operación más allá del periodo seguro de utilización, igualmente por las pérdidas económicas que pueden acarrear en caso de falla, sin contar los plazos de tiempo para el suministro de los equipos nuevos. Por los motivos de lógica expuestos y por otras razones a nivel técnico y de seguridad eléctrica, lo más sensato es la sustitución de los materiales y aparatos eléctricos que operan con Alta Tensión, cuando ya se conoce que presentan anomalías graves o avería irreparables, o cuando ha finalizado el periodo de vida útil. El conocimiento de la presencia de equipos eléctricos que operan averiados en centros de transformación, que conducen corriente de Alta Tensión, crea un riesgo eléctrico innecesario que puede tener consecuencias en caso de accidentes. Por este motivo nosotros aconsejamos la reparación inmediata o la sustitución de los equipos en mal estado si no es posible su reparación, lo antes posible. Aplicando el mismo criterio recomendamos la sustitución de equipos eléctricos de AT después del fin del periodo de vida útil antes de que fallen, sin embargo, la mayoría de responsables de una instalación, casi siempre opta por esperar a ver lo que pasa, a pesar de conocer el riesgo. Esto incrementa el peligro de accidentes, o la parada imprevisible del proceso alimentado con electricidad en caso de falla de un aparato o componente eléctrico de un CT, del cual no podemos prescindir.   

      Para cabinas de protección y equipos de medida de energía eléctrica en MT, el plazo "seguro" de utilización por las razones técnicas que veremos más adelante es de 20 años como máximo. Dependiendo del ambiente y de la hostilidad de la atmosfera en la cual se encuentren funcionando los aparatos de protección, como presencia de gases, polvo, humedad, etc., el plazo seguro se debe reducir en consecuencia, si no se realizan trabajos de mantenimiento o medidas para garantizar la seguridad de su operación y averiguar el estado funcional, en especial su aislamiento, el plazo seguro de utilización será menor. A pesar de esto, han ocurrido numerosos casos en los cuales las cabinas no lograron alcanzar los 10 años de utilización por avería, por defectos de funcionamiento mecánico, por falta de gas, por falta de vacío, por perforación dieléctrica, por fallo de componentes que ya se encuentran obsoletos, por defectos de fabricación, etc., resumiendo que el cómputo de tiempo de utilización segura o vida útil de un aparato eléctrico operando con tensiones de AT, en el caso de cabinas, será la suma de las condiciones acumuladas citadas, o la verificación mediante análisis de una magnitud de defecto de aislamiento midiendo DPs (Descargas Parciales) superior a 10 pC (pico Culombios) de fugas a tierra mantenidas de forma permanente para las cabinas de AT, y 50 pC para transformadores de equipos de medida de energía aislados con resina, igualmente para transformadores de potencia encapsulados en resina. Conviene saber que todas las cabinas disponen de elementos aislantes fabricados con resina, la resina pierde sus propiedades aislantes con el tiempo, aunque no se encuentren conectadas a la red, dicho de otro modo, los aislamientos de resina se degradan incluso sin funcionar.  

      Es esencial conocer, que las cabinas que utilizan el gas SF6 como aislante, como hemos explicado anteriormente, dicho gas pierde parte de sus propiedades aislantes cada vez que se producen aperturas o cierres del circuito eléctrico que aísla el SF6, o sea, cada vez que los interruptores aislados con el SF6 actúan abriendo o cerrando el circuito eléctrico que manejan. Cuanto mayor es la corriente que conecta o interrumpe un interruptor aislado con SF6, mayor es la degradación de este gas, generando mayormente humedades, gases, y agua. En casos extremos en el interior del interruptor solo existe humedad, por lo tanto, no existe ningún aislamiento, si se operan los interruptores en estas condiciones, los mismos pueden ocasionar un siniestro. El gas SF6 pierde sus propiedades aislantes por varios factores, principalmente por los arcos de corrientes que se producen durante las maniobras de operación normal de los interruptores, donde parte de las moléculas del SF6 pierden electrones durante el arco de corriente, generando otros subproductos no aislantes como ozono, agua, ácidos, e hidrocarburos combustibles. Dependiendo de la concentración de hidrocarburos en el interior de los interruptores aislados con el gas SF6, en caso de alta concentración, los hidrocarburos pueden producir una explosión si se realiza una maniobra de conexión o desconexión, a causa de un arco voltaico en el interior del interruptor, por pequeño que éste sea, al operar el interruptor se iniciara la combustión de los hidrocarburos. El fenómeno de degeneración del gas SF6 se amplifica en mayor medida cuanto más elevada es la carga que opera el interruptor durante las maniobras de desconexión causadas por defectos que provocan corrientes de apertura anormalmente elevadas, mayor será la degradación del SF6. A los interruptores de protección aislados con SF6 que realizan aperturas de cargas de elevada magnitud como los cortocircuitos, se les debe realizar una medida de aislamiento inmediatamente después de haberse producido el disparo de la protección de sobre corriente con la apertura del interruptor, esa operación se debe realizar antes de volver a conectar el circuito eléctrico, porque como ya hemos explicado, el gas SF6 pierde propiedades aislantes con el número de maniobras, especialmente en cabinas antiguas cuando se interrumpen corrientes de elevada magnitud. Por estos motivos un interruptor de protección aislado con gas SF6 puede encontrarse sin aislamiento a pesar de haber funcionado muy poco tiempo, o de haber realizado muy pocas operaciones de cierre o apertura del circuito que maneja.        

      Para conductores eléctricos de AT, MT, y elementos de seccionamiento el plazo seguro de utilización, o de vida útil, es de 30 años para conductores, 20 años para elementos de seccionamiento interiores, y 15 años para elementos de seccionamiento aéreo, independiente del nivel de DP (Descargas Parciales) que contengan, después de dicho periodo conviene cambiar los conductores o los seccionadores antes de que fallen si el tendido eléctrico es corto o la criticidad del proceso alimentado es alta. Si el tendido es de longitud considerable y no se desea sustituir los conductores por el coste que supone, transcurrido el periodo de vida útil se debe garantizar el estado de los conductores y de su aislamiento más el apantallamiento, midiendo el aislamiento respecto a tierra y fases realizando las medidas y ensayos correspondientes en cada caso, para asegurar que los conductores de AT no tengan fugas excesivas que puedan causar perforación dieléctrica del aislamiento. Esto es cada vez más difícil debido a la creciente exigencia respecto a la continuidad del servicio. La desconexión y posterior reconexión puede ser en ocasiones especialmente laboriosa, además, las operaciones para manipular los conductores de AT o sus elementos de seccionamiento, pueden causar imprevistos o paradas de larga duración debido al envejecimiento normal del aislamiento de los conductores o de sus elementos de corte o seccionamiento. Resolvemos que a nuestro juicio, la experiencia nos ha demostrado que es menos trágico sustituir estos materiales antes de que termine su periodo de vida útil, que afrontar las consecuencias que acarrean el fallo de dichos materiales. 

      Importancia del aterramiento de las pantallas de los conductores de AT (alta tensión) en ambos extremos del conductor. Los conductores de eléctricos secos de At o MT en líneas subterráneas, o de paso aéreo a subterráneo disponen de un apantallamiento, alrededor del conductor activo que transporta la energía, este tipo de cables es similar a un cable coaxial para radiofrecuencia el cual ofrece una capacidad típica por cada metro de conductor. El apantallamiento está formado básicamente por cinta de cobre plana de pequeña sección, o cinta de aluminio. El objeto de este apantallamiento es reducir el campo eléctrico y el campo electromagnético de baja frecuencia que crea el conductor de alta o media tensión, y derivar la corriente capacitiva inducida presente en el conductor del apantallamiento a través de las puestas tierra en ambos extremos del cable. Para realizar las conexiones a tierra de los apantallamientos, en las puntas de los cables se instala un kit, el cual dispone de una conexión especifica mitad semiconductor, mitad conductor, donde el lado conductor es el que se conecta a la puesta a tierra.

 

     Con el tiempo de uso, los kits instalados en las puntas del cable se degradan en función de la atmosfera presente y de la climatología, siendo el apantallamiento el que sufre mayor oxidación, lógicamente porque su sección es menor en comparación con la sección del conductor. En determinadas circunstancias la pantalla conectada a tierra en uno de los dos extremos del cable, o en los dos extremos, puede quedar desconectada o cortada por oxidación, o por cualquier otra causa de envejecimiento. Por la seguridad eléctrica y por varias razones técnicas la pantalla del cable debe estar siempre conectada a tierra eficaz, en los dos extremos. En algunos textos de escasa profundidad investigadora podemos leer que se dice, que la conexión de la pantalla en ambos extremos del cable puede producir resonancias similares a los silbidos que se producen en los cables de los micrófonos de audio al acoplarse, que nosotros estamos de acuerdo, sin embargo, el efecto de dicha resonancia en los cables de AT o MT es intrascendente. 

  

 

      Cuando el cable acumula muchos años de funcionamiento, el mismo presenta cierta cantidad de DP (Descargas Parciales) que son conducidas a tierra a través de la pantalla. Las DP son pequeñas descargas disruptivas de energía que se originan en el interior del aislamiento del conductor que suceden en tiempos muy breves, lo cual significa que la frecuencia de ocurrencia de las DP es muy alta, normalmente los pulsos ocurren en el rango de GHz (giga hercios), cuando el aislamiento del cable comienza a disminuir alcanzando el rango de MHz (mega hercios) el aislamiento ya se encuentra muy perjudicado.

      Atendiendo a la naturaleza y forma del cable, el mismo se comporta como si se tratase de una línea de transmisión coaxial, similar a un cable de antena para transmisión o recepción de radio, donde rige la ley de las líneas de transmisión, el tiempo de propagación en una la línea coaxial, y una impedancia característica del cable que depende del diámetro del conductor, del diámetro de la pantalla, y de la separación entre ambos. Esta estructura física forma igualmente un condensador, con una determinada capacidad intrínseca por metro de conductor, como hemos explicado anteriormente.

 

      El tiempo de propagación típico de un cable coaxial con impedancia de 50 Ω empleado en aplicaciones de AF (Alta Frecuencia), es de 5,05 nano segundos/metro, esto significa que la velocidad de propagación del cable tiene un factor de 0,66 multiplicado por “c” (velocidad e la luz en el vacío). Un pulso eléctrico como los de DP recorrería en un cable coaxial una distancia de un metro, en un tiempo de 5,05 ns, esto equivale a una frecuencia de 300 MHz. Como se explicará despues, en el inicio de la degradación de los conductores de AT o MT, la frecuencia de ocurrencias de las descargas se sitúa en el rango de GHz, lo cual quiere decir, que un pulso de DP en este rango de frecuencias no tendrá tiempo suficiente para recorrer un metro de distancia. Un cable de AT o MT tiene un factor de velocidad de 0,59, y una impedancia típica de 25 Ω aproximadamente, esto significa, que los fenómenos de DP recorren distancias similares en los cables de AT o MT, en el mismo tiempo. De todo esto se deduce que las DP surgidas al inicio de la degradación en un cable de AT o MT tienen una longitud de onda muy corta y su magnitud es pequeña, por lo que será dificultoso medirlas, sin embargo, mayores tasas de descarga parcial producirán longitudes de onda más largas, que podrán ser medidas con menor dificultad, pero el cable ya no se encontrara al 100 % de aislamiento. 

 

      Otro dato a considerar cuando las DPs comienzan a aparecer en los aislamientos de los conductores es, que la impedancia del conductor cambia con la inductancia y con la frecuencia. Para una determinada inductancia, su impedancia (Z) será mayor al aumentar la frecuencia, la frecuencia de las DPs tiene un tiempo de duración muy breve, por lo tanto, la impedancia que presenta el conductor a dichas frecuencia es muy elevada, proporcional a la frecuencia de la señal que circula por el conductor. De ello se desprende, que las señales eléctricas de AF como las DPs iniciales que circulan por el conductor obtendrán una atenuación elevada. 

      Cuando el kit para puesta a tierra de la pantalla del cable, se interrumpe en una punta del mismo, la conexión a tierra del apantallamiento no funcionara, en estos casos las DP no podrán ser conducidas a tierra, y se descargaran a través del aislamiento del conductor por el extremo donde el cable no se conecta a tierra, formando lo que se denomina “arborescencia acuosa” en el aislamiento, con la destrucción del aislamiento en breve tiempo.

 

      Si nos preguntamos porque en ocasiones las DP no descargan por el otro extremo “sano” del cable, el cuál si tiene la pantalla conectada a tierra, es por los siguientes motivos:

      Cuando comienza la degradación del aislamiento, los pulsos de energía ocasionados por las DP tienen anchos de pulso con tiempos de duración de pocos "ps" (pico segundos), al comienzo de la degredación, o "ns" (nano segundos) si la degradación es mayor, por lo cual dichos pulsos se extinguen conducidos a través del aislamiento, antes de que alcancen el otro extremo del cable que está conectado a tierra, porque el tiempo de duración del pulso de DP es inferior al tiempo que se necesita para recorrer la distancia del cable hasta el extremo opuesto de éste, que puede ser de pocos metros sila degradación esta en su inicio. Este fenómeno suele acabar con la destrucción del aislamiento en poco tiempo. Para cables secos de AT o MT con muchos años de operación, conviene realizar un análisis de DPs a éstos, si se pretende extender el periodo seguro de vida útil del cable, que es de 30 años, con objeto de determinar si ello es posible.

      Para garantizar la continuidad de servicio de un conductor de AT o MT después del periodo de vida útil, es esencial analizar el cable, así el aislamiento obtenido en un análisis de DPs sobre el conductor, es decir, la magnitud de carga aparente o fuga a tierra a través del aislamiento de los conductores de AT o MT, para aceptar el aislamiento del conductor como admisible, debe ser inferior a 50 pC (pico Culombios), independientemente de la longitud del conductor, una magnitud superior a 50 pC debe ser considerada como rechazo del conductor ensayado.

      Los cables ensayados que han superado una prueba de aislamiento después del fin de su vida útil, deben ser revisados y medidos de forma periódica al menos una vez al año, para garantizar su continuidad de utilización. Los valores de aislamiento se anotarán en el libro de mantenimiento rutinario, con el fin de poder realizar comparaciones futuras para detectar la existencia de un cambio significativo en la condición del aislamiento. 

      Normalmente se miden también los reflejos de la onda de tensión asociada a las DPs, para determinar por reflexometría la distancia entre el punto de medida y aquel donde se producen. Así se determina si éstas DPs son causadas por un empalme en el cable, en cuyo caso se admiten valores de hasta 500 pC, segun norma UNE EN 60270 para instaladores.

 

      Averiguar su estado en transformadores de potencia fabricados en baño de aceite es más complejo, ya que su longevidad depende de numerosos factores como veremos a continuación. No obstante, un nivel mantenido de DPs (Descargas Parciales) superior a 100 pC (Pico Culombios) obtenidos durante un ensayo de aislamiento de al menos 30 minutos de duración, o un solo impulso de 500 pC durante el transcurso de dicho ensayo, es sinónimo de un estado de degradación muy severo, que no se debe ignorar. En este sentido las normas recomiendan la desconexión de los transformadores que presenten las magnitudes de DP citadas.

 

Transformadores en baño de acéite

      El activo más importante de un centro de transformación es el aparato transformador, el mismo es también responsable de causar el mayor número de anomalías y pérdidas de producción o paradas en caso de falla de éste por diversas causas, la más peligrosa es la perforación dieléctrica entre los devanados de AT (Alta Tensión) y BT (Baja Tensión), porque expondría todos los receptores eléctricos de BT al voltaje de AT, destruyendo sus aislamientos al instante. La esperanza de vida "media" de un aparato transformador es de 25-30 años, aunque precisamos que, en un examen realizado recientemente en nuestros archivos de registro histórico de los últimos 20 años a 147 transformadores de distintas potencias, la media de fallas (reparable o no reparable) por diferentes motivos fue de 12 años, cuando decimos no reparable nos referimos a averías de coste cercano al de un aparato nuevo. Estos datos son coincidentes con otros estudios que concluyen con cifras similares de vida útil de los transformadores, referidos a la frecuencia entre fallas en el tiempo. En ocasiones la reparación de un transformador es rentable pero el tiempo para efectuar dicho trabajo no puede dejar la instalación fuera de servicio, en estos casos se opta por instalar una unidad nueva si se puede justificar el gasto porque se trata de un aparato pequeño. En caso de reparaciones de transformadores, cuando se trata de reparar el devanado primario, normalmente es el que se encuentra en el lado exterior, la reparación podría ser viable, en el caso de reparación del devanado secundario, normalmente es el que se encuentra en el lado interior, se deberán reparar los dos devanados, o sea, el devanado primario y el devanado secundario, esto es así porque en caso de desmontar el devanado secundario que se encuentra en el interior se deben desarmar los dos devanados, y por lo tanto para garantizar el trabajo de reparación, las bobinas del devanado primario desarmadas ya no nos sirven, porque su recuperación es más costosa que unas nuevas. Por lo tanto, aunque todos los transformadores son reparables siempre, la viabilidad o rentabilidad económica de la reparación de un transformador en comparación con la compra de uno nuevo dependerá de factores como, citamos en orden de importancia, el coste de uno nuevo, la antigüedad y por lo tanto el rendimiento eléctrico del antiguo o averiado, la potencia si es pequeña puede no merecer la pena por el plazo de suministro de otro nuevo, el plazo de suministro de materiales para la reparación más el tiempo de reparación, y el coste añadido de un transformador en régimen de alquiler durante el tiempo de reparación del averiado.

 

      Fotografía Nº 1, núcleo de un transformador de 630 KVA en baño de aceite fuera de la cuba, donde podemos ver las tres fases o devanados terminados de reparar, listo para su introducción en la autoclave para deshidratado y extracción de la humedad de las bobinas y del núcleo magnético que está formado por finas laminas de hierro, propiedad de uno de nuestros clientes.

     

      La reducción del tiempo entre fallas en los transformadores ocurre principalmente por el impacto que causan la repetición de sobrecargas eléctricas bruscas ocasionadas por la conexión o desconexión de cargas de elevada potencia en comparación con la potencia del transformador, y por cortocircuitos de elevada magnitud, que deforman la estructura fisica de los devanados internos del transformador por el sobreesfuerzo producido por la intensidad de los campos magnéticos que surgen en el interior del transformador, causando aflojamientos y deformaciones físicas de las estructuras que soportan las bobinas, que cean cercanías peligrosas entre los devanados de alta tensión con los de baja tensión, o con el núcleo magnético de hierro, o en ambos. Esto también sucede frecuentemente por micro cortes del suministro eléctrico que producen un impacto brusco sobre la carga que alimenta el transformador, y sobre los devanados de éste, se trata de "defectos acumulativos" que van mermando las caracteristicas mecánicas originales del transformador.

      Fotografía Nº 2, núcleo de un transformador de 2500 KVA fuera de la cuba, el mismo se está introduciendo dentro de su cuba despues de realizar el proceso de "curado VPI" más el proceso de "desgasificado" de los devanados y del núcleo magnético de hierro. Estos procesos devuelven los aislamientos del transformador a las condiciones originales, renovando así la vida útil del transformador.

     

           La otra causa de fallas procede del suministro eléctrico, en el cual se originan numerosas sobretensiones en la red, que degradan los aislamientos de los transformadores de forma acumulativa, generando igualmente el mismo tipo de impacto en la carga del transformador que se traduce en movimientos de los devanados y de las bobinas, creando holguras. Otro factor de reducción de la vida útil de los transformadores sucede por elevación de la temperatura de operación del aparato por funcionar con carga elevada de forma continuada en una ubicación mal calculada, con volumen insuficiente, o por mala ventilación del local. En efecto una proporción de carga elevada en comparación con la potencia del transformador calienta el aceite dieléctrico que sirve también como refrigerante, acelerando la oxidación del aceite e induciendo cambios en sus partículas que forman principalmente moléculas de agua disuelta en el aceite, similar a la niebla en el aire. Un aceite húmedo tiene mayor conductividad eléctrica equivalente a menor aislamiento y mayores pérdidas de potencia, dichas pérdidas son convertidas en forma de calor, aumentando así la temperatura de operación del transformador. Los transformadores al igual que sucede por ejemplo con los electro generadores diésel los cuales devuelven su potencia máxima solamente al aire libre y con todas las puertas del mismo abiertas, a la temperatura de 20 ºC, de no darse estas circunstancias se debera desclasificar la potencia máxima que el generador puede suministrar en función de las condiciones reales de funcionamiento. En el caso de los transformadores éstos se calientan durante su funcionamiento, y para verificar su rendimiento son necesarios ensayados en la fábrica bajo unas condiciones ambientales de temperatura máxima y ubicación mínima que no se pueden superar, si esperamos que el transformador devuelva la potencia máxima nominal. En los casos en los cuales se supera la temperatura máxima marcada en la placa de características de un transformador debido a las condiciones ambientales o por ubicación reducida, se deberá desclasificar la potencia máxima que puede suministrar el transformador para no rebasar la temperatura indicada en su placa, reduciendo la carga que alimenta el transformador si fuese necesario.

      Entre los diversos orígenes que causan fallas en los transformadores destacamos la falta de mantenimiento y el mantenimiento incorrecto, es decir, se mide el aislamiento del transformador de forma incorrecta, por lo cual los valores de las medidas registradas dicen poco o nada del estado real del aislamiento, y en la mayoría de ocasiones ni siquiera se mide, creando situaciones de alto riesgo por realizar medidas desacertadas y creer que el estado de un aislamiento es normal, cuando en realidad puede ser crítico o peligroso.  

      Las protecciones de AT defectuosas que funcionan mal o no funcionan posibilitan la admisión de numerosas sobrecargas ocasionadas en los transformadores por la propia carga que éstos alimentan, o por anomalías transitorias de la red eléctrica que los alimenta, reduciendo drásticamente sus aislamientos y aumentando aun más el nivel de DPs. Si desconocemos el nivel de descargas parciales en el interior de los aislantes de un transformador y de su aceite dieléctrico, ignoraremos cuál es su aislamiento general, que podría ser débil frente a sobretensiones de origen atmosférico. Dependiendo de la magnitud de deterioro o debilidad del aislamiento incluso la propia tensión nominal a la cual funciona el transformador, puede perforar sus aislamientos, creando un riesgo que desconocemos que no deberiamos asumir. 

      Fotografía Nº 3, la imagen inferior corresponde a un transformador fabicado en baño de acéite de 6000 KVA de potencia recien reparado, propiedad de uno de nuestros clientes

                                                                                  

 

Transformadores aislados con resina

      En transformadores del tipo seco construidos sin aceite la temperatura de operación es más crítica y deben funcionar con mayor ventilación y una proporción de carga menor que en los transformadores con aceite, si se espera de éstos que tengan la misma vida útil que los transformadores refrigerados con aceite. Los transformadores secos no son reparables en ningún caso, por su parte los transformadores en baño de aceite son reparables en todos los casos. En los trasformadores secos es "esencial" vigilar la temperatura del aparato y el funcionamiento de los elementos de protección contra temperatura elevada, en transformadores en baño de aceite es esencial vigilar el estado del aceite, en especial su contenido de humedad. Un aceite con alto contenido de agua, mayor a 20 ppm, cede humedad a los aislantes de celulosa de los devanados, el aceite puede tratarse para reducir su contenido de humedad fácilmente, o también se puede sustituir, por su parte las celulosas no pueden ser deshidratadas sin desmontar todo el transformador, y posiblemente en la mayoría de ocasiones dependiendo del estado general del transformador, restablecer el aislamiento no sea rentable por el elevado coste que supone, y en su lugar se opte por la sustitución del aparato transformador por otro nuevo con mayor rendimiento que el antiguo. En caso de reparaciones hemos de considerar que los transformadores antiguos tienen un volumen de devanados mayor que el de transformadores nuevos, y además contienen más aceite, siendo su reparación más costosa que la reparación de un aparato de fabricación reciente, por ello en ciertas ocasiones se ha de evaluar la reparación del antiguo frente a la compra de uno nuevo. Los transformadores secos instalados cerca del mar o lugares con mucha humedad son una mala inversión, pues la experiencia nos demuestra que su aislamiento de resina toma humedad del ambiente fácilmente, provocando una bajada importante del aislamiento que no es recuperable, causada en la mitad del tiempo de vida que se les espera. El mayor problema que puede surgir con los transformadores secos es que no son reparables en caso de avería, por su parte como ya hemos anticipado, los transformadores con aceite son reparables siempre en todos los casos. Independientemente del estado de aislamiento de un transformador seco, un defecto de aislamiento superior a 50 pC mantenidos de forma permanente en un transformador seco significa el fin de su vida útil. Es esencial conocer que los aislamientos de resina envejecen y se degradan, aunque el transformador no esté funcionando, y este aislamiento no es recuperable.

 

Reparación y restitución de transformadores

      Reparación, Cuando se repara un transformador se realizan todos sus devanados eléctricos nuevos, en otras palabras, todas las bobinas de conductor eléctrico aislado que forman los devanados de "AT" (Alta Tensión), y los de "BT" (Baja Tensión) del transformador, se hacen nuevos, en todo caso nunca se realizan individualmente los devanados de AT, o de BT para reparar solamente uno de ellos, sino que se realizan siempre las dos partes, es decir, los devanados de AT más los devanados de BT. Esto es así porque para garantizar la reparación de un transformador se deben realizar los dos devanados. El estado de aislamiento del aceite dieléctrico del transformador se puede recuperar siempre a valores iguales al del aceite nuevo tratado, por lo tanto, un aceite muy degradado se puede recuperar, pero en el proceso de destilación se pierde parte del volumen de aceite que ha de reponerse con aceite nuevo tratado. Otra cosa es que se pretenda recuperar un volumen de aceite pequeño porque el transformador sea de poca potencia, en estos casos el coste de la destilación puede ser similar al de la sustitución completa del volumen de aceite por uno nuevo, y se ha de razonar si es rentable la destilación del aceite antiguo. 

      A un transformador reparado se le realizan los mismos ensayos que a los transformadores nuevos, con todo ello se puede considerar a los transformadores reparados, como transformadores nuevos con todas las garantías. El apartado de protecciones eléctricas contra sobrecargas y cortocircuitos para protección de los devanados de AT y de BT deben encontrarse completamente funcionales y ajustadas para las corrientes correspondientes de cada devanado, si se desconoce el estado operativo de las protecciones, las mismas deben ser ensayadas con instrumentos adecuados y ajustadas para la corriente nominal del transformador, antes de conectarlo a la red.

      En los CT (Centros de Transformación) antiguos, tanto el REBT (Reglamento Eléctrico para Baja Tensión) y las normas existentes entonces no consideraban instalar protecciones contra sobretensiones, En la actualidad El REBT y las normas consideran que la instalación de protecciones contra sobretensiones transitorias y permanentes, es de carácter obligatorio en instalaciones nuevas o cuando se realizan ampliaciones, y modificaciones o reparaciones importantes. La presencia de las protecciones contra sobretensiones transitorias y permanentes es imprescindible para garantizar que los impulsos de sobretensiones como las descargas atmosféricas tipo rayo u otros eventos que causan sobretensiones como las conmutaciones de redes, no perforen los aislamientos de los transformadores. La garantía de reparación de un transformador es efectiva si en la instalación existen las protecciones contra sobretensiones, si en la instalación eléctrica no existen, se deberán instalar antes de la puesta en servicio del transformador reparado. 

      El coste de reparación de un transformador es siempre inferior al de compra de una unidad nueva, pero se deben evaluar siempre la disponibilidad de un transformador de sustitución durante el plazo de tiempo que dura la reparación, o el plazo de entrega de un transformador nuevo, si es el caso. A todos los efectos un transfromador reparado "reinicia" su vida útil.

   

      Restitución, La restitución de los transformadores consiste en la regeneración de sus elementos aislantes, aceite dieléctrico, aislamientos solidos de los devanados como papel, celulosas, y maderas deshidratadas de apoyo, esta opción conviene para recuperar el aislamiento general del transformador en los siguientes casos:

          A) Transformadores grandes (superiores a 500 KVA) que no hayan sufrido averías importantes, en transformadores de construcción reciente que han perdido parte de la vida útil de sus aislamientos por haber operado a temperatura elevada o con carga elevada en proporción a su potencia de diseño.   

          B) Transformadores que presentan pequeñas averías en los devanados siempre que el resto de los devanados se encuentren en buen estado y no hayan sido afectados.

      Por lógica, la restitución de un transformador tiene un coste inferior al de una reparación, pero no siempre es así y puede darse el caso inverso de que el presupuesto de la restitución se acerca al de la reparación, en estos casos es mejor una reparación. Se puede considerar a los transformadores recién restituidos, como transformadores con muy poco uso, siempre y cuando se hayan realizado los mismos ensayos que a los transformadores reparados. Si consideramos a los transformadores restituidos como transformadores casi nuevos, además de realizar los ensayos correspondientes a sus protecciones contra sobrecarga y cortocircuitos, debemos aplicarles los mismos conceptos que a los transformadores reparados, es decir, los elementos eléctricos imprescindibles para su protección que no existan, deberán ser instalados. Con todo ello, la vida útil de un transformador restituido es similar a la de un transformador nuevo.       

    

DE QUE ESTA HECHA LA ALIMENTACIÓN DE LA RED ELÉCTRICA     

      La alimentación eléctrica de la red está hecha (generada) por tres campos magnéticos decalados a 120 grados físicos, formados por tres devanados o bobinados dentro de un generador, dichos campos magnéticos son excitados por un campo magnético giratorio formado por bobinas acoplado al eje del generador en movimiento. El voltaje a la salida del generador se suele elevar (transformar) a tensiones más elevadas con objeto de poder transportar a largas distancias la energía eléctrica evitando perdidas, cuanto mayor es el voltaje transportado menores son las pérdidas, de ahí las tensiones de AT. Posteriormente en el destino o centro de transformación se reduce el voltaje de entrada de AT, transformándolo en voltajes menores de BT con un transformador, con objeto de poder utilizar dichos voltajes en las instalaciones eléctricas de baja tensión.

      Las magnitudes de las tensiones eléctricas a la salida de los generadores eléctricos ascienden y descienden se forma progresiva denominado "tensión senoidal", o tensiones senoidales, conforme gira el eje del generador. Se trata de tres fases eléctricas separadas 120º físicos, por lo tanto también conservan la misma separación de tiempo cuando ascienden y descienden sus voltajes, como veremos a continuación en el siguiente gráfico.

      GRAFICO Nº 1- Imagen explicativa correspondiente a las tensiones de BT (Baja Tensión) adquiridas en un registro a la salida de un transformador de potencia con 400/230 voltios de salida, dichas tensiones son las que se utilizan en toda la industria, en edificios, en alumbrado público, etc. Cuando se alimentan cargas trifásicas (tres fases) como por ejemplo motores, se utilizan las tres fases (L1, L2, y L3) con un voltaje nominal de 400 V entre las mismas, dicho voltaje es denominado "U" (voltaje compuesto por las fases) o tensión compuesta, en cambio cuando se alimentan cargas monofásicas como el alumbrado o pequeños electrodomésticos, el voltaje que se utiliza proviene de una cualquiera de las fases y del conductor de Neutro, de donde se obtiene un voltaje nominal de 230 V, dicho voltaje es denominado "V" (tensión simple) éste equivale a la √³ del voltaje U. Esto es así porque la alimentación está compuesta por tres voltajes separados 120º entre ellos, L1, L2, y L3, y el punto central donde convergen que es el conductor "N" (neutro), que es de donde se obtiene el voltaje simple entre una cualquiera de las fases y dicho punto neutro.

    

 

BREVE REPASO DE CONCEPTOS BASICOS (TENSIONES)

     Como podemos observar en la imagen del registro anterior, el "valor máximo instantáneo" de voltaje que se alcanza en cualquiera de las fases con respecto a otra de las fases, en el tiempo de duración de cada periodo, es de alrededor de 853 V, para una alimentación con tensión nominal "U" (denominada tensión compuesta) de 400 V RMS entre las fases.  

      GRAFICO Nº 2- El valor RMS es el valor medio o eficaz de una tensión. Es el equivalente de una señal o tensión periódica “AC” (corriente alterna) de voltaje o corriente que produce la misma potencia media que una señal o voltaje de “CC” (corriente continua) sobre una carga resistiva pura, o sea, sin componentes reactivos “X”, ésto es, sin componente reactivo inductivo “XL”, ni componente reactivo capacitivo “Xc”. En el dibujo la potencia suministrada a la carga está representada en color gris para los dos casos, donde podemos observar que el "área" correspondiente a la potencia suministrada por una onda senoidal es idéntica a la potencia suministrada por la corriente continua, referidas éstas al valor “rms” de la onda senoidal o viceversa.

 

      

      Por su parte el voltaje máximo instantáneo que puede alcanzar una de las fases de una onda senoidal es equivalente a U RMS X √², esto quiere decir que para una tensión senoidal de valor U RMS de 400 V serán 400 X √² = 566 V.

      Para una frecuencia como la de red, que es de 50 Hz (Hercios) o periodos/segundo, la duración de cada periodo es de 1/50 = 0,02 segundos, o 20 mili segundos de duración, que equivale a una sola revolución de 360º del eje del generador eléctrico, esto se conoce como "velocidad angular".

      El valor de tensión que mide un multímetro común es el valor RMS, los demás valores solo pueden ser calculados a partir de la medida RMS, o medidos con ayuda de un osciloscopio o un analizador de redes eléctricas.

      La separación de tiempo entre dos fases cualquiera en una red eléctrica trifasica de 50 Hz es de 120º lo cual equivale a a un tiempo de 0,02 seg / 3 = 0,06666 segundos, o 6,666 mili segundos, a ello se le denomina "retardo o adelanto".

      La duración de tiempo de un semi periodo (medio periodo) positivo o negativo es de ½(1/50) = 0,010 segundos, o 10 ms (mili segundos). Aunque pueda parecer un tiempo muy breve, no debemos sorprendernos porque por ejemplo, en electrónica no se usan dichos tiempos por ser muy grandes, donde habitualmente se trabaja con tiempos de ns (nanosegundos), 1 nano segundo = 0,001 seg /1.000.000, y por ejemplo en radio frecuencia se usa frecuentemente el ps (pico segundo) = 0,000000000001 segundos, y en micro ondas se trabaja con fs (femto segundos) = mil veces más rápido que el ps. Con estas explicaciones queremos dar a entender que con una frecuencia tan baja como la de la red eléctrica, pueden suceder muchos acontecimientos por cada semi periodo de tiempo de 0,010 segundos de duración.

      Las tensiones elevadas de A.T. que provienen de la red y llegan a un centro de transformación, éstas presentan las mismas características que las explicadas anteriormente para las tensiones de B.T. (baja tensión) a la frecuencia de 50 Hz. pero a mayor voltaje, o sea en A.T. (Alta Tensión)

 

      En esta otra Imagen podemos obsevar los conceptos basicos explicados anteriormente, la muestra ha sido adquirida durante un analisis de red en baja tensión.

 

 

OFERTA DE TRABAJOS EN CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

¿Que apartados y materiales eléctricos? corresponden al mantenimiento eléctrico obligatorio en los Centros de Transformación

      Según normativa, el mantenimiento eléctrico de las instalaciones en Centros de Transformación incluye a los siguientes elementos: 

Acometida de Alta tensión desde el punto de entronque hasta el centro de transformación, además de todos los aparatos y materiales instalados en la acometida como, los conductores eléctricos, las protecciones, los seccionadores, pararrayos auto valvulares si es el caso, postes, zanjas, puestas a tierra, y arquetas. 

Centro de Transformación con todos los equipos eléctricos de seccionamiento y protección, equipo de medida para la energía eléctrica, embarrados de AT, interruptores de protecciones de los transformadores, conductores eléctricos interiores de AT, puestas a tierra, letreros identificativos, cerramientos y vallas de protección, transformadores, arquetas, alumbrado del edificio, elementos de seguridad, y estado del edificio.

Descargas de Baja Tensión formada por los conductores eléctricos desde los bornes de los transformadores hasta los interruptores de protección, embarrados, los interruptores de protección de baja tensión de los transformadores, protecciones contra sobretensiones transitorias por cada transformador, protecciones contra sobretensiones permanentes por cada transformador, armarios, y letreros identificativos. Las protecciones de las descargas de los transformadores pueden instalarse en el propio edificio del CT o por falta de espacio también pueden instalarse en un edificio adyacente adosado al edificio del CT.

      Al respecto del último apartado anterior, el R.E.B.T. (Reglamento Eléctrico para Baja Tensión) y sus hojas de interpretación prescriben que, las protecciones generales instaladas en armarios eléctricos, en edificios alejados del centro de transformación no se consideran protecciones efectivas para la descarga de baja tensión de los transformadores. En el mismo sentido, cualquier actuación o ampliación en un centro de transformación obliga al la empresa instaladora a actualizar el CT a la normativa vigente en materia de seguridad. Por ejemplo, si el proyecto original de un CT no contemplaba las protecciones contra sobre tensiones, cualquier actuación o ampliación obliga a los titulares de la instalación y a las empresas instaladoras a instalar dichas protecciones.

      Los interruptores de protección para la descarga de baja Tensión de los transformadores deben ser de corte omnipolar, es decir, una corriente de defecto en cualquiera de los conductores de fases o en el conductor del neutro, causa la apertura de todas las fases y el neutro simultáneamente.  

  

Medidas de aislamiento en devanados de transformadores y equipos eléctricos, sin empleo de CC

      Las medidas eléctricas de Rigidez Dieléctrica que emplean tensiones de CC (Corriente Continua) que se empleaban antaño para evaluar el estado del aislamiento en los devanados de transformadores de potencia y en cables secos de MT y AT, están calificadas desde hace años como "medidas destructivas", debido a que durante el tiempo que dura la realización de las medidas, la CC de voltaje elevado favorece la aparición de oclusiones o pequeñas cavidades alveolares en el interior de los aislamientos. Después de terminadas las medidas, éstas cavidades son ionizadas posteriormente por la acción del campo eléctrico de la red que alimenta al transformador, volviéndose conductoras y favoreciendo la aparición de pequeños arcos voltaicos en el interior de las cavidades, dichos arcos voltaicos se denominan DP (Descargas Parciales). Con el tiempo éstas cavidades aumentan de tamaño por la acción de los arcos voltaicos que producen carbonización del material aislante. Las DP reducen sustancialmente la vida útil de los aislamientos en transformadores, cables, y cabinas de protección, que son evaluados con este método "obsoleto" de CC, pero que sigue utilizándose por desconocimiento del daño que produce a los aislamientos, o simplemente se usa por economía en la mayoría de casos, ya que los aparatos que miden rigidez dieléctrica utilizando CC, son muy económicos, de peso liviano, y no precisan conocimientos especiales, ni cualificación del personal que los utiliza.

      Al respecto hay que advertir que los valores obtenidos en las medidas que usan tensión CC no se correlacionan con las medidas de AC (Corriente Alterna), pues las de CC llamadas, medidas de Rigidez Dieléctrica no tienen ningún sentido en un sistema aislante que usa AC para su funcionamiento, como por ejemplo un transformador. En una medida CC se habla de ohmios, y en una medida de AC se trata de intensidad de fuga de corriente alterna. Resultando que por más que nos esforcemos en relacionar las dos medidas, ninguna correlación existe entre la resistencia al paso de una intensidad de CC, con respecto al valor de corriente de una onda de voltaje AC, concluyendo que un transformador funciona solamente con voltajes de AC. Resulta curioso conocer que las medidas de CC son dependientes de la temperatura, de modo que cada diez grados de subida de la temperatura del objeto medido, el valor de resistencia en ohmios de la medida es la mitad, y para diez grados de disminución el valor de ohmios de la medida es el doble, lo que dificulta enormemente las medidas que se realizan, y posteriormente las que se realicen sobre el mismo objeto. Por el contrario, en una medida de aislamiento que usa AC, la intensidad de fuga solo depende de las descargas parciales.

      En ocasiones cuando se evalúa un aislamiento utilizando tensión de CC puede dar la falsa apariencia de que el objeto evaludado se encuentra en buenas condiciones, pues podemos obtener por ejemplo valores con magnitudes de cientos de Giga Ohmios, e incluso varios Tera Ohmios en un aislamiento que es defectuoso. Resulta que, si realizamos un ensayo de DP (Descargas Parciales), al mismo aislamiento, la cantidad de corriente de "fuga" medida, puede llegar a ser inadmisible y peligrosa para poner el aparato en servicio. Esto sucede porque el ensayo de DP se realiza con voltajes AC y magnitud de 1,1 x Un, o sea que por ejemplo, para evaluar un aislamiento que trabaje con un voltaje de 20 KV la tensión del generador de DP alcanza un voltaje Vpk (voltaje de pico) = 20.000 * √² 1,4142 * 1,1 = 28.284 V, y una medida de rigidez dieléctrica se realiza comúnmente a 5.000 V CC, la diferencia de voltaje es muy inferior en comparación con el voltaje aplicado de AC, por otro lado, la fabricación de un aparato de mano que pudiese generar 30.000 V CC, se convertiría en un instrumento muy peligroso, Como se podrá comprender un aislamiento que trabaja a 20 KV en AC no mostrara la más mínima debilidad de sus aislamientos si se mide tan solo a 5 KV con CC, dando la supuesta apariencia de que su aislamiento es correcto. Es frecuente, que los aparatos eléctricos que funcionan alimentados con alta tensión AC, como los transformadores, las cabinas de protección, y los cables de AT, son erróneamente evaluados utilizando un simple "megguer" que utiliza para medir una tensión de CC con magnitud insuficiente, generando situaciones de alto riesgo eléctrico, como ha sucedido en numerosas ocasiones en las cuales se ha seguido la rutina "incorrecta" de evaluar un aparato utilizando CC de bajo voltaje y se ha dado por bueno el estado de un aislamiento, cuando en realidad se encontraba critico o peligroso.

      GRAFICO Nº 3- La alimentación trifásica está compuesta por tres fases, la diferencia de voltaje entre las fases se denomina "U" (tensión compuesta por las fases), el voltaje de una sola fase se denomina "V" (tensión simple) correspondiente al nivel de tensión o diferencia de potencial presente entre los dos extremos de una sola bobina en el devanado primario o secundario de un transformador. Según la explicación anterior, el nivel de tensión desde una fase cualquiera hasta masa o tierra es de U / √³, ya que se trata de una tensión trifásica con 120º de diferencia entre cada fase, por ejemplo, para una línea de alimentación trifásica que transporta 20 KV, el nivel de tensión entre cualquier conductor y masa o tierra es de 20.000 / √³ = 11.547 V. Para evaluar de forma adecuada el aislamiento de los aparatos que funcionen conectados a dicha tensión, se debe suministrar al aparato bajo ensayo, como mínimo un voltaje de prueba AC entre las fases y masa de 11.547 V RMS, y de 20.000 V RMS entre fase y fase.

 

     GRAFICO Nº 4- La definición de RMS también expresada como voltaje eficaz, equivale al cuadrado medio de la raíz, En otras palabras, es la forma de onda de una onda AC de corriente alterna, pero el valor RMS o eficaz permite que esta forma de onda se especifique como CC, porque es igual a la tensión CC equivalente que entrega la misma cantidad de energía a una carga en un circuito eléctrico, como la señal AC lo hace sobre su ciclo senoidal. Véase el siguiente grafico aclaratorio donde se muestra un voltaje nominal RMS de 20 KV.  

 

 

      Visto el grafico anterior se podrá comprender, que una tensión de CC de tan solo 5 KV comúnmente empleada para evaluar aislamientos de alta tensión en sistemas eléctricos que funcionan con voltajes AC, como los transformadores, no tiene sentido, porque dicho voltaje equivale al 17% del voltaje de pico de la red, para el cual los 5 KV se trata de un voltaje "simbólico" que no provocara carga de tensión en un aislamiento que trabaja con 20 KV RMS si es evaluarlo mediante el empleo de medidores que usan CC.

      La comparación real de los niveles de voltajes de prueba en AC y en CC es la siguiente. En comparación con el Vpk voltaje de pico de un onda eléctrica de AC de 20 KV RMS, donde el voltaje de pico de la red es de 20.000 X √² = 28.284 V, los 5 KV de CC usados para pruebas de aislamiento significan el 17 % del valor Vpk, siendo dicho voltaje de prueba insuficiente para averiguar posibles debilidades en un aislamiento que trabaja con 28.284 V. Por lo tanto, un aislamiento que trabaja con tensiones de pico mayores de 28 KV de forma permanente, nunca mostrara la más mínima debilidad si es evaluado con un voltaje de tan solo 5 KV, a no ser que el aislamiento del objeto ensayado se encuentre al final de su vida útil, o casi perforado, en estos casos el aislamiento también puede ser medido con un simple "multímetro economico", pero entonces ya sería demasiado tarde para efectuar medidas correctoras. 

      La costumbre extendida por la mayoría de empresas que realizan mantenimientos en centros de transformación, de evaluar los transformadores y otros equipos de AT utilizando para ello tensiones de CC de bajo valor, como 5 KV o 10 KV obedece al desconocimiento o temor de perforar un aislamiento que se encuentre crítico, y la verdad es que esto puede suceder. Sin embargo los modernos medidores que emplean tensiones de CA no presentan ese riesgo de perforación de los aislamientos en los devanados que estén críticos, la diferencia reside en que los medidores de AC tienen un precio mucho mayor que un simple medidor de CC.

      Por otra parte, las medidas que utilizan CC polarizan las partículas dieléctricas de los aislamientos, reorientando fuertemente su campo electrostático en un solo sentido, ya que la CC es de polaridad fija. Con la nueva puesta en tensión después de terminadas las medidas, las partículas reorientadas se oponen fuertemente al cambio de estado que produce una corriente de polaridad alterna como la de red, por lo cual, en los primeros periodos eléctricos al conectar la alimentación, la corriente de inserción o “inrush” suele ser varios cientos de veces mayor que la corriente que normalmente se necesitaría cuando las partículas no se encuentran reorientadas, ello produce sobre esfuerzos magnéticos de magnitud muy elevada. En presencia de estos fenómenos de sobre esfuerzos producidos por las corrientes de inserción tan elevadas, las fuerzas mecánicas que ocasionan los campos magnéticos pueden producir con facilidad daños considerables de todo tipo sobre los soportes donde se apoyan los devanados, y deformaciones de las bobinas que éstos soportan, acarreando mayores pérdidas de energía que permanecen durante todo el tiempo de funcionamiento.

      Referente a las sobre corrientes, las medidas que utilizan CC para evaluar transformadores, las mismas sobre saturan al núcleo magnético de hierro del transformador, elevando la remanencia magnética residual en las chapas de hierro que forman el núcleo, de este modo se incrementan las pérdidas de energía del transformador, que son convertidas en calor durante el funcionamiento en vacío o con carga. Se trata de pérdidas por efecto Foucault, que producen mayores consumos de energía activa que no produce trabajo alguno. Si se desconoce este problema, y no se desmagnetiza el núcleo después de realizar medidas usando CC, estas pérdidas permanecen indefinidamente. Dependiendo de la magnitud de pérdidas Focault del transformador por exceso de remanencia magnética del núcleo, el mismo se calentará en exceso cuando alimenta una carga elevada en comparación con la potencia nominal del transformados, debiendo desclasificar la potencia máxima del transformador si se tiene constancia de este problema, para evitar que el devanado de éste se "queme" incluso sin llegar a alcanzar su intensidad nominal. Respecto a éste tipo de problemas sucede que si se desconoce o se ignora el daño que causan las medidas de rigidez utilizando CC para medir, poco se hará por averiguar si existe remanencia elevada en el núcleo magnético del transformador, y por lo tanto tampoco se desclasificara la potencia del mismo, mermando de este modo la vida del trasnformador sin saberlo. En casos extremos estos problemas pueden dar lugar a que el devanado eléctrico del transformador se "queme" sin haber alcanzado su intensidad nominal.

      Por último, las medidas de CC no tienen patrón o baremo para determinar cuál valor es admisible, o correcto, o cual es el valor que debemos esperar en un resultado para una medida de CC, ya que dependen de la humedad, temperatura del aparato evaluado, tamaño, voltaje de trabajo, magnitud de la tensión CC utilizada para evaluar, intensidad que puede suministrar el medidor típicamente es de 1 mA = 0,001 A, que es una capacidad insuficiente para cargar la capacidad existente en aparatos de gran tamaño o acometidas con conductores de gran longitud, también dependen del criterio del técnico que realiza las medidas de CC, dándose el caso, que para un aislamiento que se encuentre parcialmente en mal estado, la escala de medida de resistencia de un "multímetro común" puede medir dicho valor o estado de defecto, sin que por ello la medida perjudique a los demás aislamientos que se encuentren en buen estado. Es recurrente que los profesionales que continúan evaluando aislamientos utilizando aparatos de medida que funcionan con CC, éstos, se nieguen a reconocer que las medidas que realizan son destructivas para los aislamientos, como ya hemos comentado anteriormente, esto sucede por desconocimiento, o por recelo a enfrentarse a la compra de un aparato de medida de aislamientos que funciona con AC, de coste mucho mayor que el de un simple “megger”, dándose el hecho, de que en la mayoría de casos que hemos constatado, cuando se ha actuado de este modo, realizando durante años evaluaciones de aislamientos de transformadores utilizando este método "anticuado" de medida CC, los aparatos evaluados se encontraban ya en "Ruina Dieléctrica", siendo muy costosa su restitución.  

 

      Como referencia para el lector, damos a conocer tres casos reales de medida CC, en comparación con distintas medidas de AC, que se realizaron posteriormente al mismo objeto:

      1º En la instalación de un cliente efectuamos a modo de prueba de contraste de medidas, un análisis de rigidez dieléctrica usando un analizador de aislamiento de gama alta del fabricante Chauvin Arnoux, que utiliza CC para la medida, el aislamiento comprobado es, el de una cabina de protección de MT (Media Tensión) que protege un CT (Centro de Transformación), el parámetro medido fue la resistencia entre polos conductores y masa, la tensión utilizada para la medida fue 15 KV CC. Después de transcurridos 60 segundos el parámetro DAR (Relación de Absorción Dieléctrica) mostrado por el analizador fue 1,58, y después de transcurridos 10 minutos el parámetro PI (Índice de Polarización) mostrado fue de 2,55, la resistencia medida transcurrida la medida de 10 minutos fue de 1,27 Tera ohmios, o sea, una resistencia muy elevada, lo cual puede hacer pensar a cualquier técnico que el aislamiento es correcto. Pues bien, tras realizar dos ensayos de DP al mismo aislamiento, con una tensión de 1,1 X Un, el valor de las descargas parciales que se alcanzo en los dos casos fue de 8600 pC (pico Culombios). Según el fabricante de estas cabinas de MT, en sus manuales muestra que solo se encuentran operativas dichas cabinas si la cantidad de DPs está por debajo de 5 pC. Una vez evaluada la cabina mediante los dos métodos, CC y AC, procedimos a medir la densidad del gas SF6 (Exafluoruro de Azufre) que la cabina contiene en su interior como aislante, siendo la presión medida de 0,00 Bares, lo cual quiere decir que no existe aislamiento en su interior, y si se hubiese realizado una maniobra de corte, cuando existió carga en el CT, los polos de la cabina podrían haber producido facilmente un arco voltaico y un cortocircuito entre polos de las distintas fases, con riesgo de explosión de la cabina.    

      2º El transformador eléctrico de un CT que se encontraba funcionando, alimentaba una electrobomba sumergida, utilizada para la elevación de agua en un pozo, que se utiliza para abastecimiento público. El aparato transformador fue fabricado en el año 1.982, dicho aparato no fue reparado nunca, ni restablecido de aislamientos, el mismo tampoco causó anteriormente ningún disparo de las protecciones de B.T. ni de M.T. Después de producirse una avería por perforación dieléctrica de los aislamientos en el devanado eléctrico de la electrobomba nueva instalada recientemente en el pozo, más otras averías de menor cuantía, se decidió aprovechar la ocasión para realizar unas medidas de contraste sobre los aislamientos del transformador, utilizando para ello dos aparatos de medida distintos, uno que utiliza CC (Mega Óhmetro) y otro que utiliza AC (medidor de Tgδ). La medida sobre el transformador del aparato que utiliza CC usando una tensión de prueba de 5 KV dio un resultado de 10.500 Mega ohmios, que puede parecer un valor correcto. Por su parte el medidor de Tgδ, dio un resultado de 1,16 %, que es un valor excesivamente bajo de aislamiento, conociendo que el valor máximo de Tgδ que puede alcanzar un transformador es de 1 %, para este último valor de tangente, los aislamientos del transformador “queman” más potencia de la que pueden disipar en forma de calor, produciendo carbonización acelerada de los aislantes. En la inspección de los devanados internos del transformador que realizamos más tarde después de desmontar éste, se apreciaban los efectos causados por arcos voltaicos surgidos entre los devanados de AT y BT, por lo tanto, se confirma que la avería de la electrobomba y demás componentes eléctricos de la instalación fueron causadas por la presencia de sobre tensiones anormalmente elevadas en la parte de BT de la instalación, causadas por la perforación dieléctrica de los devanados de Alta Tensión del transformador.

      3º Las lámparas productoras de O³ (ozono) de una planta que se utiliza para desinfectar agua residual, que posteriormente es utilizada para riego u otros consumos no potables, están constituidas por un aislamiento consistente en un tubo de SiO₂ dióxido de silicio (cuarzo) y una vaina metálica con forma redonda que hace de electrodo alojada en el interior del tubo de cuarzo, todos los tubos de cuarzo fueron desmontados y limpiados con objeto de elevar su aislamiento, pues trabajan a una tensión de 9 KV AC RMS y deben encontrarse exentos de partículas y residuos que transporta el flujo del gas circulando a su alrededor, en total se limpiaron 465 tubos. Después de la limpieza se decidió contrastar las medidas del aislamiento de los tubos de cuarzo utilizando un instrumento que utiliza CC (mega óhmetro) y otro que utiliza AC (medidor de aislamiento), la tensión de prueba usada para evaluar la limpieza de los tubos de cuarzo con el medidor de CC fue de 10 KV, todos los tubos medidos con CC arrojaron valores en todos ellos superiores a 60 Giga Ohmios, lo cual puede dar la impresión de que el aislamiento esta correcto en todos ellos. Por su parte el medidor de aislamiento dio un resultado de 2,1 mA (mili amperes) para cada uno de los tubos de cuarzo, pero en dos tubos se midieron 14,5 mA en uno, y 9.2 mA en el otro, usando para medir una tensión AC de 5,1 KV, lo que quiere decir que estos dos tubos de cuarzo se encuentran con el aislamiento defectuoso. A continuación, se evaluaron los dos tubos defectuosos mediante un generador AC de VLF, utilizando la misma tensión a la que funcionan los tubos que es 9 KV, en los dos casos en los tubos en mal estado surgieron descargas disruptivas (chispas) a tensiones inferiores a 3 KV, quedando así confirmado que estos dos tubos de cuarzo se encontraban con su aislamiento defectuoso, y que el medidor de CC es incapaz de detectar las debilidades del aislamiento en el crital de cuarzo.

 

Importancia de la tensión utilizada en las mediciones

      Según la norma 95 del IEEE, y otras normas internacionales que coinciden con ésta, para averiguar el estado real de aislamiento utilizando una tensión CC, la norma recomienda utilizar para las medidas un voltaje de prueba de 2 veces X la tensión de línea + 1000 V, es decir, para un aparato que funcione con tensiones nominales de 20 KV AC (20.000 V), por ejemplo un transformador de potencia, se debe usar un voltaje de prueba CC, de 2 X 20.000 V + 1.000 V = 41.000 V, este voltaje de prueba debe ser usado en fábrica, ésta prueba es del tipo "Pasa" o "No pasa", pudiendo producir la perforación dieléctrica de los materiales aislantes del cualquier aparato eléctrico que sea ensayado, pero ese es su objetivo en aislamientos de aparatos recien fabricados, determinar si el aparato evaluado pasa el control de aislamiento. Por simple precaución, en campo el voltaje de la prueba ha de reducirse multiplicando por 0,75, o sea, 41.000 V X 0,75 = 30.750 V, con el fin de evitar producir la perforación dieléctrica de los aparatos que se encuentren funcionando con aislamiento crítico. Conociendo esta información nosotros también coincidimos en manifestar que las pruebas de rigidez dieléctrica usando CC las consideramos como pruebas destructivas.

      La capacidad de determinar en qué estado se encuentra un aislamiento y de calcular su capacidad de soportar las cargas de tensión generadas por su funcionamiento normal es de vital importancia a la hora de establecer su grado de fiabilidad. Es por ello que las mediciones de alta tensión son tan importantes. Ser capaz de determinar que el aislamiento de un transformador, motor, equipo de protección, o conductor eléctrico, ha alcanzado la etapa final de su vida útil, es la clave de un programa eficaz para conocer la fiabilidad de los materiales aislantes eléctricos. Si no se llevan a cabo estas mediciones predictivas, el aparato eléctrico se averiará de improviso, como consecuencia de haber efectuado únicamente mediciones de baja tensión a ciegas.

      De lo anterior se desprende que, la costumbre extendida de evaluar el aislamiento de los devanados eléctricos de los transformadores usando tensión CC de solo 5.000 V, nunca revelara el estado real de degradación de sus aislamientos.

      Según la prestigiosa firma Megger, fabricante de aparatos de medida de aislamiento, ésta dice lo siguiente: "Los datos demuestran claramente que no existe correlación entre el valor de resistencia del aislamiento a tensiones bajas que no provoca carga y la capacidad de un aislamiento de soportar cargas de alta tensión. No es posible evaluar la capacidad de un aislamiento de soportar una elevada carga de tensión (para lo cual está diseñado) mediante una sencilla medición de CC de baja tensión."

      El progreso de las nuevas tecnologías para mediciones eléctricas de aislamientos, ha desplazado al antiguo método de medida de CC, que ha sido sustituido por modernos medidores de AC, al igual que paso con la antigua tecnología de televisión que funcionaba con lámparas catódicas, la aparición del transistor, dejo a los antiguos aparatos de televisión que funcionaban con lámparas catódicas, para los museos.

      Las medidas de aislamiento en aparatos críticos, o sea, de los cuales no podemos prescindir, que además funcionan con Alta Tensión, no son simples medidas de resistencia, por su complejidad. A continuación, realizamos una breve exposición sin entrar en profundidad para mejor comprensión. 

    

Principio básico del aislamiento, origen de las fugas de corriente, descripción detallada de las DP (Descargas Parciales) en los aislantes 

      El aislamiento perfecto no existe, lo que existe es la mayor o menor dificultad para conducir una carga eléctrica, los materiales que presentan mayor aislamiento, o sea mayor dificultad para conducir cargas de electricidad se denominan materiales aislantes o dieléctricos, ni siquiera estos últimos están exentos de "pérdidas dieléctricas", aunque sean pequeñas. En el interior de los materiales aislantes existen cavidades microscópicas que pueden ser conductoras de pequeños arcos voltaicos sobrepasando un umbral de tensión por efecto de la ionización producida por un campo eléctrico de cierta magnitud, originando pequeñas descargas eléctricas y carbonización entre los extremos de la cavidad, llamadas descargas parciales (DP) o ruptura dieléctrica, esto hace que una pequeña parte de la energía sea conducida a través de los aislamientos, dicha energía no debe superar ciertos valores que son admisibles. El circuito eléctrico equivalente de un aislamiento es un condensador asociado a una resistencia conectada en paralelo, como se muestra en la siguiente imagen.

 

     

      El gas o el aire contenido en el interior de los huecos o vacuolas del aislamiento es ionizado debido a los campos eléctricos creados por el voltaje presente en los aparatos durante su funcionamiento. Por ejemplo, el aire normal es un buen aislante, al contrario, el aire ionizado no lo es, es un buen conductor.

      En consecuencia, cuando el aire en un vacío es ionizado por la presencia de un campo eléctrico, adquiere una bajada de resistencia a través del hueco y puede provocar un arco voltaico entre el conductor eléctrico y masa o entre fases adyacentes al hueco. Cuando la maquina está funcionando, la resistencia dieléctrica del aislamiento que rodea al hueco debe ser lo suficientemente alta como para evitar un arco voltaico.

      La ionización de un gas se disipa rápidamente cuando se elimina el campo eléctrico pulsante que creo la ionización, es decir, después de que el pulso de tensión haya desaparecido. Por lo tanto, mayores tasas de frecuencias de pulso, mantienen un nivel más alto de ionización.

      La lista de causas para un aislamiento débil es larga e incluye la edad, los micro cortes del suministro eléctrico, que producen defectos que son acumulativos, el sobrecalentamiento, las vibraciones, los picos de sobre voltaje frecuentes que son igualmente acumulativos, los picos de voltaje de los variadores de velocidad, la humedad, la suciedad y la grasa o el aceite (donde no debería existir) y los defectos de fabricación, entre otros.

     GRAFICO Nº 5- Imagen de un análisis de DP (descargas parciales) medidas fuera de línea (sin la alimentación de la red) en un transformador que se encuentra en funcionamiento desde hace 19 años, el cual se encuentra con todos sus devanados de alta tensión en buen estado de aislamiento respecto a masa. Podemos apreciar en la prueba que el nivel medio mantenido de forma permanente durante todo el tiempo de duración de la medida de DPs positivas y negativas no supera 8-10 pC (pico Culombios), con niveles ocasionales no mantenidos de 20-22 pC, lo cual quiere decir que su aislamiento es correcto. Para un transformador en funcionamiento la norma UNE-EN 60270 más otras normas que coinciden con ésta, prescriben que nivel máximo de DPs mantenido de forma permanente durante todo el tiempo que dura la prueba, no debe superar 100 pC, ni 500 pC en un solo impulso, cualquier nivel superior a estos debe ser considerado como rechazo del objeto bajo ensayo. Estos valores se aplican para transformadores de hasta 5.000 KVA, para transformadores mayores el nivel máximo es 200 pC mantenidos de forma permanente, y 500 pC en un solo impulso.

 

     

 

Aislamiento y corriente de fuga 

      El circuito eléctrico que forma un aislamiento, está constituido por un conductor, un aislante, y la masa, o por dos conductores y un aislante que los separa. Dicho circuito eléctrico es equivalente a un condensador. Todo condensador está formado por dos elementos conductores y un espacio de separación entre ellos que no es conductor, el espacio de separación que no conduce carga eléctrica puede ser aire, gas, solido, o líquido. Todos los condensadores tienen cierta cantidad de fuga de corriente entre sus polos que es admisible si se trata de magnitudes muy bajas, típicamente las fugas admisibles en un condensador suponen 0,5 W de potencia activa por cada KVAR de potencia reactiva del condensador, así, con todo esto el circuito final que constituye un condensador es, la capacidad del condensador por la que circula la corriente de naturaleza reactiva capacitiva "Ic", más una resistencia en paralelo a dicha capacidad que simboliza la circulación de corriente de naturaleza activa resistiva "Ir" entre los polos del condensador, equivalente ésta última a la fuga de corriente, ver figura inferior. Debido a la naturaleza de las dos corrientes, Ir e Ic, en un circuito eléctrico de corriente alterna que alimenta a un condensador, se produce un desfase del ángulo eléctrico de corriente, debido a las circulaciones de las dos corrientes de distinta naturaleza que atraviesan la capacidad y la resistencia al mismo tiempo.

      El ángulo de desfase entre las dos corrientes que circulan por el aislamiento es la perdida dieléctrica por fuga de corriente que se denomina (ángulo delta) o Tgδ (Tangente Delta). En un aislamiento de buena calidad el ángulo delta esta muy próximo a 90º, por ejemplo, en un condensador comercial de buena calidad para compensar energía reactiva, su tangente delta será de 0,5, equivalente a unas pérdidas de energía activa de 0,5 W por cada KVAR de potencia reactiva del condensador. Todos los materiales aislantes conducen pequeñas cantidades de corriente que son admisibles, las corrientes que circulan a través del aislamiento son debidas a las descargas parciales que se producen en el interior del aislamiento, por causa de las imperfecciones del material originadas durante su fabricación y la naturaleza del mismo.

      El valor característico de Tgδ para un transformador recién fabricado es de 0,4 o menor, equivalente al 100% de aislamiento en buenas condiciones. Cuando un transformador se encuentra al límite de sus propiedades aislantes su tangente delta es de 1,0 equivalente al 0% de sus propiedades aislantes en buenas condiciones, en esta última situación los aislamientos disiparan más potencia que la que pueden evacuar en forma de calor, produciendo mayor temperatura en los aislantes y carbonización.

 

 

      Seguidamente se describen a continuación las medidas que pueden realizarse para evaluar un Centro de Transformación, y que es lo que se mide.

 

MEDIDAS

Antes de comenzar se debe realizar una limpieza del emplazamiento, verificación visual, realizar anotaciones, revisar los ajustes, y tomar precauciones

      Antes de comenzar los trabajos de medida se realizará una limpieza del lugar donde se mide, especialmente se deben limpiar de forma exhaustiva los aparatos eléctricos que se pretenden evaluar, sus bornes, aisladores, y conexiones. Anotaremos los datos relevantes de la instalación del C.T., como potencia del transformador, numero, presencia de los carteles de primeros auxilios y los demás carteles normalizados y de aviso, esquema unifilar, ajustes de las protecciones primarias del lado de A.T., ajuste de las protecciones secundarias del lado de B.T., revisión de aprietes de conexiones, ventilación adecuada del lugar, verificación de potencia del aparato transformador en proporción con la carga que éste alimenta, estado de las pantallas contra contactos directos o accidentales, alumbrado, acceso y cerraduras, y estado del edificio, en especial del techo. El lugar de trabajo donde se realizan medidas con tensiones de prueba a voltajes elevados, debe ser vallado y señalizado. Es conveniente que los responsables, dueños, o usuarios, mantengan la documentación del proyecto y la acta de puesta en marcha del centro de transformación, así como copia del certificado de instalación eléctrica o boletín en el mismo lugar, en sitio conocido, para futuras inspecciones de oficio. 

 

Medida de aislamiento por Tgδ (Tangente Delta)

      La medida de Tgδ es una alternativa al análisis de Descargas Parciales, es menos compleja que ésta, además de rápida y fácil de realizar, con esta medida se determina la calidad del aislamiento y su vida residual. La medida de tangente delta es indiferente a la potencia, volumen, masa, o peso del aparato evaluado. Lo que se mide es la calidad del aislante, determinada por la corriente "activa" que genera un campo eléctrico de corriente alterna cuando atraviesa el aislamiento, entre fases y masa, o entre las distintas fases. Se trata de un tipo de medida avanzada, para la que se precisa estar familiarizado y tener experiencia en mediciones de aislamientos usando alta tensión AC. El resultado se expresa en forma porcentual de vida residual del aislamiento que se evalúa. Este tipo de medida se puede aplicar a toda clase de aislamientos de aparatos eléctricos y aislamiento de conductores que funcionan utilizando tensiones de A.T. y de B.T., es especialmente útil para evaluar el aislamiento de transformadores aislados con aceite dieléctrico, o de transformadores "secos" fabricados con resina epoxi. Se trata de una medida muy precisa, la cual utiliza un patrón interno de calibración de alta calidad y precisión como referencia de la medida, también se puede utilizar un patrón externo conectado al equipo como referencia de calibración. 

      El medidor de Tgδ mide y descompone las corrientes Ic (intensidad de corriente capacitiva) de origen reactivo capacitivo provocada por la capacidad intrínseca del aislamiento, su valor depende de la Xc (reactancia capacitiva) del aislante, el valor se calcula con la siguiente ecuación: Xc = 1/ (2πfc), la corriente consumida que atraviesa un aislamiento es de naturaleza reactiva, es decir, la corriente que atraviesa el condensador adelanta a la tensión. La otra corriente descompuesta por el medidor es Ir (intensidad de corriente resistiva) esta corriente es la que corresponde al valor de fugas, es de naturaleza activa, esto quiere decir que la corriente no se atrasa ni adelanta con respecto a la tensión, su valor depende de la resistencia a tierra en paralelo con la capacidad del aislamiento. La asociación de las dos corrientes, Ic e Ir, es la (intensidad de corriente aparente) "I" que atraviesa el aislamiento.

 

Medida de la resistencia óhmica de los hilos de las bobinas de los devanados

      La medida de resistencia óhmica de los hilos conductores de los devanados en un transformador utiliza una corriente relativamente elevada que circula por los conductores para medir la caída de tensión entre sus extremos. El valor de caída de voltaje en los extremos conectados al medidor de resistencia y su valor de corriente circulante, determinan la resistencia de los devanados mediante cálculo, utilizando la ley de Ohm, el valor de resistencia obtenido puede ser comparado con el de las otras dos fases, con el valor de registros anteriores, o con los valores del fabricante, para conocer por ejemplo, si existe perdida o puenteo entre las espiras de las bobinas de un devanado, o aumento de la resistencia de la bobinas, por ejemplo, por conexiones defectuosas o contactos deficientes, o bobinas con hilos cortados. Este tipo de medidas debe ser obligatoriamente muy precisa y corresponde realizarse con aparatos micro óhmetros específicos para medida de resistencias muy bajas que presentan cargas inductivas, dichos aparatos deben tener una precisión de 0,05%, y una resolución de 0,1 μΩ o mejor, además de compensación de temperatura, en función de la naturaleza de los conductores que se miden.

 

Análisis de un transformador por SFRA (Análisis por barrido de Frecuencia)

      El análisis por barrido de frecuencia o SFRA es la herramienta más completa que existe para el diagnóstico de problemas en transformadores eléctricos. Su exposición es muy amplia, por lo que conviene hacer referencia al apartado de ANALIZADORES/SFRA Analisis de respuesta por barrido de frecuencia, de nuestra WEB, o pinche el siguiente enlace: /sfra-analisi-de-respuesta-en-barrido-de-frecuencia, con objeto de que el lector conozca el alcance y capacidades de este análisis. Lo que nos muestra este análisis es, todo el estado mecánico y físico de las estructuras que soportan los devanados, estado físico de todos los devanados y de todas las bobina individuales, diferencias entre el numero de espiras de las bobinas de las distintas fases, problemas de conexiones, remanencia magnética del núcleo, cercanías peligrosas entre devanados, entre devanados y masa de la cuba, bobinas hundidas o sueltas, aflojamientos, humedad contenida por el aceite dieléctrico, éste equipo puede además desmagnetizar el núcleo del transformador cuando existe exceso de remanencia magnética en las chapas de hierro que lo forman, y mucho más.  

 

Medida TTR (relación de transformación y ángulo) entre los voltajes transformados de AT y BT en un transformador

      La medida de relaciones de transformación es necesaria cuando los voltajes del devanado primario de entrada o devanado secundario de salida de un transformador, no coinciden con los valores de placa de características, se observan diferencias, o distintos ángulos en los voltajes. Se trata de una medida simple que cobra importancia cuando ha sucedido un disparo de las protecciones del transformador, en estos casos se ha de verificar que las relaciones de transformación de los voltajes coinciden con los datos de su placa de características, esta operación se realiza fuera de línea sin alimentar el transformador. Conviene realizar esta medida cuando se sospecha o se verifica que la carga de varios transformadores que funcionan en paralelo se reparte de forma desigual, o cuando el voltaje de salida del devanado secundario de un único transformador instalado no coincide con el de su placa de características, por ejemplo, para averiguar si la tensión del suministro eléctrico que llega al centro de transformación es anormalmente elevada o muy inferior a la nominal. En caso de no coincidir dichos voltajes, las bobinas primarias o secundarias contiene un número de espiras distinto, a causa de un puente entre las espiras de la misma fase por contaminación, por suciedad, o de cortocircuitos entre las mismas. En estas ocasiones se produce un mayor calentamiento y pérdidas que acaban con el quemado de dicha bobina, y la falla del transformador. Si el problema se localiza a tiempo es posible repararlo fácilmente antes de que se produzca la falla o quemado del transformador. Los voltajes diferentes a la salida del transformador también producen desequilibrios en los consumos de los motores y sobrecalentamientos, que pueden ocasionar averías eléctricas o mecánicas. Como ampliación de esta información el lector puede consultar el apartado ANALIZADORES /ttr-transformer-turns-ratio de nuestra WEB.

 

 Ensayo de Icc (Intensidad de corto circuito)

      Este ensayo se realiza para verificar el estado de las conexiones de todos los devanados, así como la salud de los conductores de los arrollamientos de los mismos, con objeto de conocer la capacidad de soportar carga de intensidad hasta alcanzar el valor de la corriente nominal. La prueba consiste en inyectar una tensión ascendente por el devanado primario, encontrándose todos los bornes de los devanados secundarios conectados en cortocircuito entre todos ellos. La tensión inyectada es ajustada en ascenso hasta que el devanado secundario es recorrido por la corriente nominal, en éstas condiciones el devanado primario también es recorrido por su corriente nominal. En el ensayo de Icc la tensión máxima a inyectar en el devanado primario, estando todos los bornes de B.T. en corto circuito, es de U * Ucc, por ejemplo, en un transformador del 1000 KVA que aparece en su placa de características una Ucc de 4.87%, la tensión máxima a inyectar durante prueba será de 20.000 * 4.87 % = 974 V, para que sus devanados de A.T. y de B.T. sean recorridos por su Intensidad nominal, en esta prueba la potencia aparente consumida durante la medida es de 974 V * IPn (para 1000 KVA es +/- 28 A), con esto la potencia máxima consumida durante la prueba es 27.272 VA. Por su parte la Icc del transformador durante la prueba es de 27.272 VA / (420 V*4,87%) = 1.333,3 A. Con esta prueba se descartan posibles problemas intermitentes de conexiones y contactos defectuosos entre los devanados. Dichos problemas suelen aparecer solo cuando el transformador alcanza cierta proporción de carga, y de ahí la utilidad de esta prueba. Al mismo tiempo se verifica la capacidad de evacuar calor cuando el transformador trabaja con sus intensidades máximas nominales hasta que los devanados y el núcleo alcanzan la temperatura máxima soportable de forma continua, normalmente 60/65 ºC para (aceite/conductores) respectivamente, dicha temperatura no debe exceder el valor que aparece en su placa de características durante un ensayo de 24 horas de duración. Una temperatura superior alcanzada durante el ensayo significa mayores pérdidas de energía que son transformadas en forma de calor, por diferentes causas, la más común es por exceso de saturación magnética del núcleo, o por histéresis elevada del mismo, las deformaciones físicas de los devanados y los movimientos en las estructuras de las bobinas también pueden dar lugar a mayores pérdidas de potencia en el transformador, estos problemas han de evaluarse mediante análisis de SFRA, ya que las medidas eléctricas mostraran que todo está correcto, sin apreciar los defectos físicos en la mecánica y estructuras físicas del transformador.

      Conviene conocer que, la Icc máxima que puede suministrar un transformador alimentando el devanado primario con su tensión nominal es igual a: S/UccѴ³. La corrriente alcanzada durante el ensayo de Icc es diferente de la Intensidad máxima de corto circuito que puede suministrar un transformador. Por ejemplo, para el transformador del ejemplo anterior de 1000 KVA de potencia que funciona a 20 KV/420 V donde aparece en su placa de características una Ucc de 4,87 %, éste puede suministrar teóricamente una intensidad de corriente máxima cuando en sus bornes de B.T. se produzca un corto circuito, igual a: 1.000.000 VA/ 420 V * 0.0487 X 1.732 = 28.131,4 A. Como hemos visto antes, en el ensayo de Icc tan solo se alcanzan 1.333,3 A.

      En un transformador que durante un ensayo de Icc su temperatura se eleve por encima de la temperatura mostrada en su placa de características, la potencia máxima de dicho transformador deberá desclasificarse de acuerdo con la temperatura que se obtenga durante el ensayo, de tal modo que, su temperatura no exceda la de su placa de características cuando por su devanado secundario circula una determinada intensidad para la cual se mantiene la temperatura por debajo de la máxima expuesta en su placa. Este tipo de pruebas corresponde a un segundo ensayo si el primero es desfavorable, que conviene realizarlo para obtener la corriente nominal máxima que podrá suministrar el transformador de forma permanente cuando está operando con carga. La segunda prueba de Icc conviene para transformadores antiguos, por condiciones de operación de éste en ubicaciones con escasa ventilación, o porque el transformador tiene mayores pérdidas que han de avaluarse para desclasificar su potencia si fuese necesario, o para evaluar la adquisición de un transformador nuevo de mayor rendimiento o potencia si las pérdidas del antiguo fuesen importantes.  

 

Ensayo de tensión soportada, mediante equipo VLF (Very Low Frequency) muy baja frecuencia, el ensayo se realiza a una frecuencia de 0,1 Hz o menor

      La medida VLF utiliza un voltaje AC de Alta Tensión con una frecuencia muy baja, generalmente de 0,1 Hz o menor, para determinar la fuerza dieléctrica de un aislamiento. La esencia de este tipo de medida consiste en la capacidad de "carga" que puede soportar el medidor VLF, utilizando para ello una frecuencia tan baja, pues la Z (impedancia), o, oposición al paso de una corriente alterna del equipo que se pretenda evaluar, es muy alta a esta frecuencia tan baja, como resultado se consume muy poca carga del aparato VLF, y por lo tanto se pueden medir cables de AT con longitudes de varias decenas de kilómetros, o transformadores de gran potencia con equipos de ensayo muy livianos. Lo que se mide es la capacidad de soportar una tensión de magnitud más elevada que la nominal de funcionamiento del equipo bajo prueba, transformador, conductor, etc. durante un determinado tiempo, generalmente ésta tensión tiene una amplitud de voltaje comprendida entre 2 y 3 veces la tensión nominal de funcionamiento del equipo evaluado, dicha tensión se aplica entre conductores y masa. Los aparatos recién fabricados, se ensayan entre 2 y 3 veces X Vn (voltaje nominal del aparato que se evalúa), en aparatos que ya se encuentran instalados o en uso, dicha tensión de prueba es de 0,75 veces la anterior, los tiempos de prueba típicos se encuentran comprendidos entre 15 y 30 minutos, pudiendo extenderse este tiempo si los voltajes de prueba son menores. El resultado se expresa en “Pasa” o “No Pasa”. Una de las ventajas de esta medida consiste en el crecimiento muy lento de la onda de intensidad de corriente, a 0,1 Hz que es la frecuencia típica de prueba, un semiciclo, o sea medio periodo eléctrico, tarda cinco segundos en alcanzar su máxima magnitud de tensión, o de correinte, y por lo tanto de ahí la capacidad de disparo ante un defecto de aislamiento es muy eficaz, gracias a la lentitud del crecimiento de la corriente. El ensayador VLF tiene la capacidad de producir una perforación del aislamiento, pero de eso se trata, ya que si existe un defecto critico en el aislamiento, será conveniente que falle durante la prueba y no durante el funcionamiento. Hemos de advertir que un defecto crítico de aislamiento en un aparato eléctrico que funciona con Alta Tensión, puede suponer un riesgo eléctrico muy elevado para el personal y para los bienes. Por esta causa nunca debemos ignorar el estado de aislamiento de los aparatos que funcionan con Alta Tensión, como ejemplo de caso critico, en caso de perforación dielectrica entre devanados de AT y BT en un transformador, el voltaje de Alta Tensión alcanzaria a todos los receptores eléctricos de la instalación de Baja Tensión, destruyendo sus aislamientos al instante, por ello estas prueba se han de realizar con los aparatos a medir desconectados y fuera de servicio.

      La razón de medir utilizando frecuencias muy bajas como ya hemos anticipado antes, es porque la "impedancia" (oposición al paso de una corriente alterna) es mayor cuanto más baja es la frecuencia, y por lo tanto con un aparato de medida relativamente pequeño podemos evaluar aparatos eléctricos muy grandes o cables con longitudes de decenas de kilómetros, que no podrían ser evaluados a la frecuencia de la red que es de 50 Hz, si éstos fuesen de grandes dimensiones, o en el caso de cables los mismos tuvieran gran longitud, porque el aparato de medida funcionando a la frecuencia de 50 Hz tendría unas dimensiones descomunales a dicha frecuencia. La carga provocada sobre el aparato de medida depende de la capacidad del objeto bajo ensayo, y por lo tanto, un mayor tamaño del aparato evaluado, o una longitud de cables elevada supone también mayor capacidad a cargar por el medidor, según las siguientes ecuaciones: la Impedancia Z = V/I, la Intensidad I =V/Xc, y la Reactancia capacitiva Xc =1/2πfC, por lo tanto en la última ecuación (f) que es la frecuencia, pasa de 50 Hz, a 0,1 Hz con el ensayador VLF, ello significa que, para un tamaño determinado de medidor VLF funcionando a una frecuencia de (50 Hz / 0,1 Hz = 500) veces inferior, puede medir objetos 500 veces más grandes que un ensayador que utilizara la frecuencia de 50 Hz para medir.

      Existen otros métodos de ensayo análogos al VLF, pero éstos utilizan para medir ondas con voltaje "no senoidal", concluyendo que los transformadores y los aparatos eléctricos que éstos alimentan funcionan solamente con voltaje senoidal procedentes del suministro eléctrico de la red. Los aparatos VLF generan formas de onda de voltaje senoidal idénticas a la de red, pero de frecuencia inferior, la utilización de medidores con voltaje no senoidal obedece exclusivamente a la economía, pues el medidor de VLF usa una tecnología superior de coste más elevado.

 

Análisis de DP (Descargas Parciales) en los aislamientos

      La medida de DP (Descargas Parciales) fuera de línea es la evaluación "base" del aislamiento, que determina con la menor incertidumbre, cual es el estado real de un aislante. Es un tipo de medida que utiliza la misma amplitud de tensión y forma de onda de funcionamiento en AC, que la tensión y frecuencia de funcionamiento de la red, de 50 Hz o 60 Hz, a la cual trabaja el aparato que se evalúa, transformadores, cabinas, cables, etc. En esta medida se calibra todo el equipo sin conectar a la red el elemento eléctrico que se evalúa, utilizando la tensión AT del generador de DP, se precisa experiencia y estar familiarizado con las medidas que utilizan tensiones elevadas de CA. El sistema de medida de DP utiliza varios componentes, como transformador de AT aislado en gas SF6 de alta pureza libre de descargas parciales, generador de rampa de tensión libre de descargas parciales, unidad de control y protección electrónico de la rampa de tensión, condensador de acoplamiento aislado en gas SF6 de alta pureza libre de descargas parciales, impedancia limitadora de alta tensión libre de inductancia, calibrador de DPs de alta precisión, patrón para verificar la precisión del calibrador, amplificador de RF de ultra bajo ruido de banda ancha, filtros de paso de banda de frecuencia en baja tensión e incluso en alta tensión si fuese necesario minimizar el ruido radiado y conducido del entorno, y analizador gráfico. La magnitud que se mide es carga eléctrica aparente, el resultado se expresa en Q (Culombios) de carga, los sistemas más sensibles de medida de DPs tienen una resolución de medida de 0,01 pC (pico Culombios), o sea 0,01 trillonésima de Culombio, 1 Culombio es equivalente a la carga eléctrica que produce 1 amperio de corriente eléctrica durante un segundo. Ningún otro sistema de medida de aislamiento es tan preciso o sensible como la medida de DP. La medida de DP es un ensayo de laboratorio, que también puede realizarse en campo si fuese necesario, se trata de un sistema de medida "directo" para evaluar un aislamiento con la máxima precisión, siendo el único método de medida que garantiza la evaluación del estado "real" de un aislante.

 

      FOTOGRAFÍA Nº 4- Correspondiente a una prueba de descargas parciales en un transformador antes de sumergir el núcleo con los devanados en la cuba

     

      La medida de DP es una prueba que es realizada utilizando la misma amplitud de voltaje y frecuencia nominal al cual funciona el aparato que se evalúa, aunque precisamos que se administra dicho voltaje en rampas o escalones de voltaje/tiempo según la norma que se pretenda emplear en el ensayo.

      Un reconocimiento inicial previo de la concentración de O³ (ozono) alrededor del equipo eléctrico que se pretende analizar a la distancia de 1 metro realizado con un equipo calibrado de medida de O³, advertirá de la presencia o ausencia de DPs de elevada magnitud, por lo cual si existe O³ ya no será útil realizar el análisis de DPs, puesto que las mismas generan O³ en su fase final de degradación de los aislamientos al final de su vida útil, y por lo tanto la medida de magnitudes pequeñas de DPs no tendrá sentido si el defecto es muy grande, en el objeto que estamos midiendo. 

      La medida de descargas parciales es un trabajo complejo, como alternativa al análisis de DP, por economía opcionalmente se puede realizar una medida de la magnitud y ancho de banda en frecuencia generado por las DPs con analizador de espectro y la ayuda de antenas “biconicas” calibradas para distintos anchos de bandas de frecuencias. Este sistema de medida es mucho menos preciso que la medida de DP, pero en presencia de elevada actividad de las DPs, resulta útil por su simplicidad de medida y rapidez de realización. El análisis de espectro de frecuencias generado por las DPs y su ancho de banda puede ser medido en el entorno del objeto a evaluar, sin conexión a éste, y sin interrumpir su funcionamiento, por lo cual es un tipo de medida muy seguro, el inconveniente que presenta ésta medida es que el manejo de los analizadores de espectro requiere de conocimientos avanzados en el campo de la radiotecnia, así como también es necesario el empleo de filtros de rechazo de las bandas de emisores comerciales que afectan al entorno donde se realiza la medida, así mismo como filtros con una atenuación mínima de 24 dB/octava para eliminar las bandas de los armónicos de AF que generan los variadores de frecuencia. 

      La medida de DPs conviene para evaluar periódicamente aparatos eléctricos grandes, para comenzar un plan de seguimiento de la evolución del aislamiento en aparatos nuevos, para conocer el estado real de los aislamientos de los equipo de alta tensión cuando no se dispone de datos de referencia anteriores, reafirmando el buen estado de los aislamientos, o confirmando el estado de degradación actual para determinar cuándo se ha alcanzado el fin de la vida útil de los equipos eléctricos que funcionan con tensiones elevadas. Un aislamiento puede ser evaluado por una medida distinta al análisis de DPs, y obtener valores favorables en dichas medidas de aislamiento, entendiéndose erróneamente que el aislamiento medido es correcto, es el caso por ejemplo de las cabinas de protección de alta tensión para protección de transformadores, u otros equipos que funcionan con tensiones elevadas, que utilizan el gas aislante SF6 (hexafluoruro de azufre) como aislamiento. Cuando en dichas cabinas la presión del gas SF6 esta baja, o la calidad del gas es inadecuada por contener humedad, porque las moléculas del SF6 generan agua por recombinación de electrones cuando se producen arcos voltaicos en cada conexión o desconexión que se realiza en las maniobras de manipulación o disparos de las protecciones de la cabina, o simplemente ha perdido gran parte del gas por tener fugas, en todos éstos casos los demás sistemas de medida de aislamiento pueden devolver valores favorables de aislamiento, cuando en realidad su aislamiento puede ser crítico e incluso peligroso para mantener las cabinas en funcionamiento. En estos casos solamente la medida de DPs puede garantizar el estado de un aislamiento. En el mismo sentido, las cabinas "antiguas" que superan una prueba de DPs, con resultados favorables, a las mismas se le debe realizar un ensayo de disparo de sus protecciones contra sobre corriente, mediante una prueba de disparo por inyección de corriente primaria, porque de nada sirve un buen aislamiento si la protección que debe realizar no funciona, o lo hace de forma defectuosa.

      El análisis de DPs no puede ser sustituido por ningún otro método de medida de aislamientos cuando se trata de averiguar con exactitud el estado real de los aislamientos en aparatos con cierta edad de funcionamiento. Los equipos de medida de tangente delta suministran 10 KV y en casos especiales 12 KV, en algunas medidas puede ser necesario que el equipo que evalúa un aislamiento tenga que alimentar el objeto bajo ensayo con voltajes mayores de 12 KV para que aparezca el defecto, si es que éste existe. Por ejemplo, sucede que en algunos casos no aparecen DPs a voltajes inferiores a 12 KV por ello puede aceptarse como bueno un aislamiento que en realidad es crítico o peligroso, por haber evaluado su aislamiento utilizando voltajes inferiores al voltaje nominal al que trabaja dicho aislamiento. Esto puede suceder por ejemplo al evaluar el aislamiento de una cabina antigua de protección de MT que funciona conectada a tensiones de 20 KV, donde el voltaje nominal de diseño de su aislamiento es de 24 KV, para la cual su aislamiento no ha fallado todavía, en éstos casos al realizar medidas de tangente delta u otras medidas puede suceder que el voltaje máximo que se puede suministrar al objeto bajo ensayo sea insuficiente para que aparezcan DPs y por esta razón se considerara erradamente su aislamiento como correcto. En la siguiente imagen y su video correspondiente podemos ver un análisis de DPs en una cabina de MT en la cual ocurren las DPs a partir de 15 KV, habiéndose registrado ocurrencias mayores a 1800 pC (pico Culombios) a solo 19,5 KV, lo cual quiere decir que el aislamiento de ésta cabina es defectuoso, y su manipulación puede producir un riesgo eléctrico muy elevado. 

     

      GRAFICO Nº 6- La siguiente imagen muestra el analisis de DPs en una cabina de MT comentado anteriormente

     

      Video correspondiente al análisis de DPs visto en la imagen anterior, observese la aparicion de DPs al superar la tensón de15 KV RMS /video-analisis-dp

 

Medida "rápida" de DP cuando los aparatos de alta tensión se encuentran conectados a la red

      Esta medida indirecta consiste en analizar la intensidad de defecto provocada por la carga aparente (Q) que circula por el conductor de puesta a tierra de las cabinas de protección, o por el conductor de puesta a tierra de la cuba de un transformador. La medida se realiza colocando sensores de medida de corriente de banda ancha de AF (Alta Frecuencia) en los conductores de puesta a tierra, las señales adquiridas por los sensores son filtradas y acondicionadas para presentarlas de forma gráfica en la pantalla del analizador. Este tipo de medida de DPs es sencilla, rápida, y económica, y además puede realizarse con las cabinas de protección y el transformador en funcionamiento, sin interrupción del suministro. Los valores que pueden ser medidos con este sistema son, mV (mili voltios), pC (pico culombios), y dB (decibelios). En comparación con un análisis de DP, la medida rápida de DP no necesita calibración, pues son los sensores utilizados los que aportan la calibración. Las escalas de valores mostrados por la medida rápida de DP, pueden ser correlacionados con los de un análisis directo de DP. La pregunta clave es, cual es la diferencia entre la medida indirecta rápida y el análisis directo, en el análisis se obtiene una gran precisión en los resultados, y además es mucho más sensible, conviene para iniciar un seguimiento del aislamiento o la evolución del mismo en aparatos de gran tamaño, que se prescriben con un nivel máximo de DP. Por su parte la medida indirecta rápida puede mostrar defectos grandes o anomalías presentes en los aislamientos con facilidad y rapidez, conviene cuando no existe ninguna referencia anterior del aislamiento, es relevante que la presencia de una magnitud elevada de DPs no pecisa ser medida con ninguna precisión, pues existe un deterioro importante en el aislamiento del objeto analizado que debe ser revisado antes de que alcance un estado catastrófico.

      La medida indirecta rápida de DP se aplica para evaluar el aislamiento de transformadores de potencia, cabinas de protección y medida de MT (media tensión) y AT (alta tensión), cables de MT y AT, y transformadores de equipos de medida. La medida es representada en un gráfico, la escala frecuente utilizada para evaluar el aislamiento es el dB (deci Belio), que es una medida logarítmica con la cual se pueden expresar valores de aislamiento muy pequeños y muy grandes, para presentarlos o compararlos en el mismo gráfico, de modo que un aumento de 20 dB significa que estamos ante una magnitud 100 veces mayor, 30 dB es 1000 veces mayor, y así sucesivamente.

      El valor correcto de la magnitud de defecto de DP debe ser 0 dB, aunque son admisibles valores de 8-10 dB sin que ello signifique que se trata de un defecto grave en el aislamiento. Las medidas superiores a 10 dB deben ser investigadas para corregir el defecto si es posible o para hacer un seguimiento de su evolución en el tiempo. Las medidas superiores a 30 dB significan que existe un defecto severo, provocando elevado riesgo eléctrico, por lo cual los aparatos involucrados solo pueden ser reparados si es posible, o sustituidos si no es posible su reparación. Una magnitud de 40 dB o más, mantenida durante más de quince minutos significa que el aparato evaluado no puede seguir funcionando y deba desconectarse del suministro eléctrico, ya que los aparatos que se encuentran en este estado han superado con creces su vida útil, provocando un elevado riesgo eléctrico para los bienes y para las personas.

      Un aumento rápido en la magnitud en un plazo de tiempo relativamente corto entre dos medidas es sinónimo de un problema que no debe ser ignorado, pues su evolución a peor sucederá en poco tiempo e ira acompañado posteriormente de una avería causada por defecto de aislamiento, que producirá el disparo de alguna protección, si la misma funciona debidamente No debemos olvidar que en la mayoría de casos se trata de aparatos que funcionan con tensiones muy elevadas, de ahí el riesgo eléctrico que supone su desconocimiento para las personas y para las instalaciones.

      Las DP comienzan generando pulsos que producen ondas de radio a frecuencias muy elevadas en el rango de SHF (súper alta frecuencia), del orden de varios GHz (>3<30 GHz), en fases más avanzadas de defecto producen pulsos a frecuencia menores, O³ (ozono), en su última fase de degradación, las DPs producen pulsos en el rango de frecuencias audibles, también producen luz y calor, además suponen un consumo extra de energía eléctrica que no debe ser despreciado.

      Como referencia de valores máximos de DP, para cabinas de protección de alta tensión el nivel máximo cuando están recién fabricadas es 5 pC, para transformadores de equipos de medida el valor máximo es 20 pC, para transformadores de potencia el nivel máximo es 50 pC, para transformadores muy grandes 100 pC. Para aparatos que se encuentran en funcionamiento desde hace tiempo, el nivel máximo admisibles de DPs es del 50% superior, una magnitud mayor advierte de un defecto en el aislamiento, o el fin de la vida útil de éste.

           

      GRAFICO Nº 7- Medida indirecta rápida de DPs. En la imagen siguiente se muestra un gráfico donde aparecen los impulsos causados por defecto de aislamiento muy grave, obsérvese que se trata de centenares o miles de puntos en color amarillo, que equivalen cada uno de ellos a un arco voltaico en el interior del aislamiento. Estos puntos pertenecientes a arcos voltaicos están representados sobre el tiempo que ocupa un solo periodo de la red eléctrica de 50 Hz (traza de color rojo). La magnitud más elevada supera los 45 dB, esto significa la presencia de un defecto muy grave en el aislamiento del aparato medido. A continuación, en la siguiente imagen se muestra la forma de onda de una DP correspondiente a un solo impulso producido por un arco voltaico en el interior del aislamiento del aparato evaluado en la imagen anterior.

 

      GRAFICO Nº 8- En la imagen inferior se representa la magnitud (media) de las medidas de las imágenes anteriores en la escala de dB, en la cual podemos observar que la magnitud más elevada es de 46 dB, lo cual significa que el aislamiento del aparato evaluado ha sobrepasado en más de 1.000 veces, la magnitud máxima de 10 dB, para la cual se debería haber examinado a fondo su aislamiento, o bien haber sustituido el aparato si no era posible la reparación. Cualquier aparato o equipo eléctrico que se encuentre en estas condiciones de defecto debe ser desconectado de la red. 

          

      GRAFICO Nº 9- En la siguiente imagen aparece otro análisis "rápido" con un patrón de DPs característico de un defecto de aislamiento en una cabina de MT, donde se registraron previamente DPs mayores a 1.800 pC (pico Culombios) mediante análisis "directo". Como podemos observar, la magnitud de las DPs registradas en la imagen supera 30 dB lo cual significa que el nivel de defecto supera ampliamente 1.000 pC. Cuando los aislamientos se encuentran en su fase final de degradación, las DPs generan ondas de presión acústica en rangos de frecuencias ultrasónicas, O3 (ozono), luz, y calor. 

     

      GRAFICO Nº 10- En la siguiente imagen podemos observar el "patrón acústico" generado en el rango ultrasónico por las DPs de la imagen anterior

 

 

Análisis de ondas de presión acústicas producidas por arcos voltaicos en el interior de los transformadores

      Los arcos voltaicos en el interior de la cuba de un transformador, generados por las DPs, u otro defecto del aislamiento, producen ondas de presión acústica a frecuencias ultrasónicas. Con sensores diseñados para captar dichas ondas y el equipo adecuado de análisis acústico, estas anomalías pueden ser localizadas y corregidas antes de que evolucionen a peor y se produzca la falla del transformador. Es interesante conocer que cuando las descargas parciales se encuentran en su última fase y adquieren un nivel de magnitud elevada por causa de la degradación de los materiales aislantes, también se producen ondas de presión acústica. El interés radica en que la adquisición de un equipo de análisis acústico y los sensores adecuados para medir estos parámetros es muy económica, en comparación con el coste de un equipo de análisis de DPs, y por lo tanto éste es un análisis mucho más económico que el análisis de DPs. Las ondas de presión acústica también pueden ser producidas por defectos de conexiones en los devanados internos de los transformadores que no tienen nada que ver con las descargas parciales. Cuando se producen ondas acústicas en el interior de la cuba de los transformadores, sin que las DPs sean las responsables del defecto, las demás medidas no mostraran el defecto. Es en estos casos donde un análisis de ondas de presión acústica puede mostrarnos la anomalía. Hacemos referencia al apartado ANALIZADORES /analizador-acustico de nuestra página, para ampliar la información que este sensible sistema de análisis ofrece.

 

Análisis de espiras en cortocircuito, mediante ensayo por impulso de tensión                                                                             

      El generador de Impulso permite realizar una prueba de aptitud de las aislaciones eléctricas, evaluando su comportamiento frente a la recepción de Impulsos o transitorios con frente brusco, de origen tanto atmosférico, como de maniobra en la red de AT. La base para la detección de anomalías sobre un aparato bajo ensayo, realizada mediante el análisis comparativo de los registros en osciloscopio, se fundamenta en que cuando un aislamiento falla al ser sometido a impulsos de alta tensión, como en el caso de las pruebas a transformadores, cambiará también su inductancia. Este cambio causará variaciones en la corriente de impulso que fluye a través del devanado, y en la tensión media a través del mismo, obteniéndose un oscilograma diferente al ser comparado con las fases del devanado que no presentan falla.

      Las debilidades de aislamiento entre las espiras de la misma bobina suelen producir puenteo entre los hilos conductores de las mismas, cuando las bobinas se encuentran funcionando, o cuando son sometidas a cierta sobretensión. En la mayoría de ocasiones este puenteo sucede en las primeras bobinas que son las que están diseñadas para soportar los impulsos de sobretensiones ocasionales como, por ejemplo, las sobretensiones de origen atmosférico. Las bobinas inferiores igualmente pueden producir puenteo entre las espiras con peor aislamiento a causa del peso soportado por aflojamientos causados por los movimientos bruscos en la carga del transformador, por ejemplo, micro corte de tensión, cortocircuitos, o conexión de cargas de elevada potencia en comparación con la potencia nominal del trasformador. El analizador de espiras en cortocircuito funciona inyectando un pulso de corta duración de amplitud similar o superior a la tensión nominal del transformador. Lo que se mide de forma gráfica es el desplazamiento en frecuencia en la pantalla de un osciloscopio, producido por la diferencia en la inductancia de la bobina con menor número de espiras, o por puenteo por causa del impulso de alta tensión durante el ensayo. En comparación con las demás bobinas la fase con falla produce un oscilograma de mayor frecuencia desplazado hacia la izquierda del gráfico. Generalmente es el devanado de AT el que se mide, pero el método es el mismo para el devanado de B.T. Para ampliar esta información puede visitar el apartado de I+D Analizadores/Generador de impulso en nuestra WEB, o pinche el siguiente enlace: /generador-de-impulso

 

Medida de estanqueidad en la cuba de los transformadores

      Es esencial que la estanqueidad de la cuba de los transformadores que utilizan aceite como dieléctrico, se encuentre en perfecto estado de estanqueidad, pequeñas fugas de aceite o humedades del mismo entre las juntas puede producir un descenso del nivel a largo plazo, con la aparición de huecos de aire en el interior de la cuba, pudiendo producirse arcos voltaicos en la parte superior de la misma, que es justamente por donde entran los conductores de alta tensión. Esto puede suceder porque el aire solo soporta 2 KV por centímetro de distancia en el mejor de los casos, por su parte el aceite dieléctrico puede soportar hasta 320 KV/Cm. Se entenderá porque es tan importante la estanqueidad de la cuba. 

 

Medida de pérdidas de potencia en los devanados de los transformadores

      Las pérdidas de potencia van asociadas a defectos del devanado, numero de espiras puenteado entre las bobinas, remanencia magnética excesiva en el núcleo de hierro, fallos de las conexiones, o defectos de aislamiento, siendo evidente que las pérdidas de potencia en un transformador, superiores a las que marca su protocolo de ensayo, significan defectos de algún tipo en su interior que deben ser corregidos antes de que el aparato falle y dispare su protección.

 

Medida de histéresis excesiva en el núcleo magnético de hierro de los transformadores

      Esta medida se realiza para averiguar si la histéresis del núcleo magnético de un transformador se encuentra en valores normales, o existe excesiva remanencia o saturación, produciendo unas pérdidas de potencia y energía desperdiciada inaceptables, que justifiquen el desmagnetizado del núcleo, o la revisión del transformador. Cuando un transformador funciona con una proporción de carga eléctrica elevada en comparación con su potencia nominal, la presencia de histéresis elevada en el núcleo magnético de éste producirá una elevación de temperatura más elevada por mayores perdidas de potencia en el núcleo que sumadas a las perdidas de potencia intrínsecas propias del transformador, puede degradar el aislamiento eléctrico de los devanados del transformador en poco tiempo. Cuando el transformador trabaja con menor proporción de carga su temperatura es menor, pero las perdidas por hitéresis permanecen generando éstas mayor consumo de energía.

 

Desmagnetizado del núcleo magnético

      Es de vital importancia conocer este parámetro estático del núcleo de los transformadores, por lo que conviene hacer referencia al apartado ANALIZADORES /sfra-analisi-de-respuesta-en-barrido-de-frecuencia de nuestra página WEB, y revisar el ejemplo y el caso práctico de remanencia magnética para comprender ampliamente su grado de utilidad e importancia, si esta anomalía está presente en el núcleo magnético de un transformador. Como norma general se debe desmagnetizar el núcleo de los transformadores antes de realizar pruebas para no introducir errores de medida debido al magnetismo residual presente en el núcleo, y después de realizar pruebas de aislamiento u otro ensayo dieléctrico, para eliminar el posible magnetismo introducido en el núcleo por los aparatos de medida al realizar las pruebas. La remanencia magnética presente en el núcleo metálico de los transformadores es acumulativa, y perdura durante todo el tiempo de operación, incluso si el transformador se encuentra fuera de servicio desconectado de la red eléctrica, dicha anomalía puede haberse acumulado años atrás por la realización de pruebas de aislamiento utilizando aparados que miden con CC, en estos casos si se conoce o se sospecha que puede haber remanencia del núcleo, se debe desmagnetizar el mismo, para no crear corrientes anormalmente elevadas cuando el transformador se conecta a la red después de realizar pruebas de aislamiento rutinario, o después de un tiempo de inactividad.

 

Medida de rigidez dieléctrica del aceite aislante

      Se debe realizar una prueba de rigidez dieléctrica del aceite de los equipos que utilizan el mismo como dieléctrico de forma regular en el tiempo para conocer la tensión que puede soportar el aislamiento del aceite, sobre todo en equipos antiguos, o con elevada carga que producen mayor temperatura y estrés dieléctrico. La medida consiste en tomar una muestra del aceite y someterla a ruptura dieléctrica aplicando una tensión ascendente en voltaje hasta lograr la perforación (chispa entre los electrodos del aparato), la prueba se repite varias veces y se calcula la media de tensión de ruptura, que es elevada al centímetro, pues la rigidez dieléctrica se mide en KV/Cm. Un aceite con una tensión de ruptura de 80 KV/Cm se encuentra en muy malas condiciones para funcionar en aparatos de alta tensión, lo normal en aparatos que se encuentran en funcionamiento es 150-180 KV/Cm, cuando se realiza la destilación del aceite envejecido es típico obtener una rigidez dieléctrica de 200 KV/Cm o mayor. El aceite muy envejecido es mejor cambiarlo por uno nuevo, porque durante la destilación se pierde gran cantidad del mismo.

 

Medida de Tg Delta del aceite aislante

      Es una medida de alta precisión que se realiza en el laboratorio, según norma, a determinada temperatura con objeto de correlacionar los valores de las medidas futuras y compararlas con las anteriores, o si no existe referencia anterior, simplemente evaluar con mucha precisión el estado futuro del aceite dielectrico a la misma temperatura. Para ampliar esta importante informacion visite el apartado Aceite dielectrico del menu MANTENIMIENTO/Aceite dielectrico, o pinche el siguiente enlace: /aceite-dielectrico

 

Medida de la humedad contenida por el aceite

      La medida de humedad en el aceite es referida a la cantidad de agua disuelta en el aceite dieléctrico como consecuencia de su oxidación y cambios en la estructura de las partículas producidos por el calor y por el funcionamiento, los campos magnéticos, el envejecimiento, etc., que producen agua y líquidos inflamables en su mayoría, y no inflamables. Una concentración de humedad superior a 20 ppm (partes por millón) o lo que es lo mismo, 20 mili gramos de agua por cada litro de aceite, es el límite para el cual se debe realizar un tratamiento del aceite para restituir sus propiedades aislantes, con el objetivo de que las celulosas aislantes del devanado no aumenten la absorción de humedad.

 

Tratamiento del aceite por deshidratado de alto vacío + micro filtración, o intercambio de partículas

      Podemos aplicar todos los procesos de tratamiento al aceite dieléctrico, para recuperar las propiedades originales de nuevo, pero los procesos pueden llegar a tener un coste similar al del aceite nuevo. Es en transformadores grandes donde esta justificada la realización de todos los procesos de tratamiento del aceite, en los tamaños pequeños que funcionan con tensiones de M.T. (media tensión) inferior a 30 KV es mejor realizar uno o dos de los procesos, ya que la rigidez dieléctrica del aceite no es tan crítica, pudiendo ser satisfactorio un resultado de 200 KV/Cm después del tratamiento. Dependiendo del estado en el que se encuentre el aceite, si está muy contaminado, ya no será rentable recuperar las condiciones originales porque se pierde gran parte del volumen en el proceso de tratamiento, en estos casos es recomendable la sustitución de la totalidad del volumen por aceite nuevo, y aplicar desgasificación al aceite vertido con objeto de extraer la humedad del aire que pueda existir en la cuba del transformador. El contenido de humedad de las celulosas empleadas como aislamiento en devanados de los transformadores, como papel, cartón etc. es la característica que determina el fin de la vida útil de los transformadores. Cuando el aceite se encuentra en condiciones favorables de aislamiento (120-180 KV/Cm) se puede aplicar el "intercambio de partículas" para mejorar su rigidez dieléctrica hasta alcanzar 320 KV/Cm, equivalente a (2 ppm) de agua por cada litro de aceite, con esta solución se reduce el contenido de agua disuelta en el aceite, aumentando así la vida útil de los aislamientos de los devanados.  

 

Factor K, Desclasificación de Potencia de Transformadores por THDI (distorsión armónica total de intensidad)

      El Factor K es una relación que expresa las pérdidas de energía potenciales experimentadas en los transformadores debido a las pérdidas de armónicos y de la corriente de Foucault en la frecuencia fundamental. Hay dos métodos para calcular el Factor K: IEEE C57:110 y EN 50464-3/ EN 50541-2.

      Los centros de transformación son especialmente sensibles a los armónicos de corriente, provocando fuertes sobrecalentamientos y posibles averías. La potencia nominal y el calor que disipa un transformador en régimen de plena carga se calculan bajo la hipótesis de que el sistema está compuesto por cargas lineales, es decir, cargas que no generan armónicos. Si el transformador tiene que proporcionar la plena carga con una corriente que contiene armónicos, se sobrecalentará, aumentando la posibilidad de que se averíe.

      Para mejor comprensión de hasta qué punto el THDI generado por las cargas no lineales, como variadores de frecuencia, perjudican al funcionamiento de las instalaciones y de los accionamientos eléctricos, a continuación, en el grafico siguiente se muestra la desclasificación de potencia recomendada por la norma UNE 21.538 para transformadores secos y UNE 21.428 para transformadores sumergidos en aceite. Según esta norma el THDI (distorsión armónica total de intensidad), en el secundario del transformador debe ser inferior al 5%. Por ejemplo, según la norma, una proporción de cargas no lineales del 60 % conectadas a un transformador de distribución, el mismo, debe desclasificarse para una potencia del 50 %, como podemos ver en el gráfico siguiente. Esto significa que el transformador se sobre calentara en exceso cuando la carga del mismo supere una proporción de potencia del 50 %.

      Es difícil cuantificar de modo sencillo cual es la repercusión de los armónicos sobre un solo transformador o sobre varios transformadores conectados en paralelo, pero puede ser evidenciada midiendo la temperatura de la cuba del transformador. En efecto, en instalaciones donde se conoce la presencia de armónicos porque existen variadores de frecuencia instalados, la medida de una temperatura más elevada en los radiadores del transformador, que la temperatura mostrada en su placa de características, significa que el transformador está operando con una carga mayor que la de diseño, que incluye las cargas lineales y las cargas no lineales. Por ejemplo, si en la placa del transformador aparece una temperatura máxima de (conductor/aceite 65/60 ºC), esto quiere decir que, cuando la temperatura de los radiadores del transformador se encuentra a 60 ºC, el transformador no debe suministrar mayor potencia, porque la suma de las cargas "lineales" más las cargas "no lineales" ya absorben el 100 % de potencia que puede suministrar el transformador. En estos casos la corriente lineal suministrada por el transformador puede medirse con facilidad con un amperímetro, pero la corriente no lineal es difícil medirla, por lo que, aparentemente el transformador no opera con el 100 %, y las protecciones contra sobre corriente no actuaran de forma eficiente para garantizar la protección del transformador.     

       A todos estos problemas de distorsión de la forma de onda se une, el que los aparatos que realizan medidas, por ejemplo, la protección contra sobrecargas de alta tensión o de baja tensión del transformador, determinan el valor eficaz de la corriente medida (valor rms) midiendo el valor máximo de la onda y dividiéndolo por el factor de cresta “√2”, o miden el valor medio y lo multiplican por el factor de forma "1,11", este cáculo lo realizan las protecciones contra sobrecorriente para ondas senoidales no distorsionadas por armónicos. Al dejar de ser la onda senoidal pura, la medida de los aparatos es errónea, y por lo tanto la protección eficaz nunca está garantizada.

      La causa principal que impera para concienciarse de que la desclasificación de potencia en un transformador que opera con una proporción elevada de cargas no lineales es totalmente necesaria, es porque las tensiones y corrientes armónicas solo pueden ser medidas con analizadores de redes vectoriales y filtros de paso de banda extremadamente estrecha, que son instrumentos de precio elevado empleados en ingeniería y trabajos de I+D. Una pinza amperimétrica para medida de corriente no mide la corriente de los armónicos, un analizador de redes no mostrara las ondas de tensión y corriente de los armónicos, tan solo mostrara la distorsión producida por los armónicos, un osciloscopio tampoco mostrara las ondas de tensión o corriente de los armónicos. Un analizador de espectro mostrara la ganancia en dBm o dB de los vértices de los armónicos que no se correlaciona con tensiones y corrientes eficaces. El único síntoma que mostrará un transformador que opera con elevada proporción de carga no lineal será el calentamiento excesivo para una determinada carga, la cual no se corresponde con la máxima potencia que puede suministrar el transformador. Por estas causas, en la mayoría de ocasiones no se presta la debida atención a la carga del transformador si la corriente que se mide con un amperímetro, o analizador de red, “aparentemente” no supera la corriente nominal del transformador. La realidad actual es que la proporción de cargas no lineales existentes en las industrias modernas que usan electricidad superan el 50% y va en aumento, esto acarrea un aumento de problemas y averías frecuentes en los transformadores, para los cuales no se les encuentra ninguna explicación coherente.      

      Los bobinados de transformadores pueden verse afectados por el “efecto de proximidad”, donde dos conductores cercanos que llevan corriente alterna en la misma dirección, provocan un flujo magnético más intenso, esto induce que la corriente tienda a fluir por zonas más alejadas de los conductores. Este efecto de zona reducida es similar al “efecto skin” o “efecto pelicular”, y es proporcional a la frecuencia. En consecuencia, los armónicos de orden superior provocan incrementos adicionales de reactancia, lo que genera mayores pérdidas por efecto Joule.

      La existencia de cargas armónicas crea un riesgo potencial de resonancia entre la inductancia de un transformador y las cargas capacitivas que éste alimenta a las frecuencias armónicas. Este fenómeno se manifiesta cuando la reactancia inductiva del transformador y la reactancia capacitiva de la instalación igualan su fase, es decir, se provocará resonancia en el bobinado del transformador a las frecuencias de los armónicos dependiendo de la carga capacitiva de la instalación. Si el bobinado de un transformador se encuentra en resonancia con la instalación, los efectos pueden ser destructivos. Cuando un circuito eléctrico se encuentra en resonancia, el mismo admite la máxima corriente posible, similar a un cortocircuito, la corriente de resonancia está limitada solamente por la resistencia de los conductores, o sea, el circuito resonante hará circular una corriente muy elevada que puede "derretir" los aislamientos de los conductores en muy poco tiempo, si las protecciones no actúan a tiempo para despejar el problema. Como hemos explicado antes, las protecciones de los transformadores no garantizan la medida eficaz de las ondas de corriente no lineales como las de los armónicos. 

      El gran problema que presentan las resonancias ocasionales en los transformadores consiste en que, aunque las protecciones actúen a tiempo, o destiempo para interrumpir el defecto de sobrecorriente, los desperfectos producidos en los transformadores son acumulativos.

      A los interruptores generales de BT para protección general de los transformadores que alimentan cargas no lineales, hay que aplicarles el mismo grado de desclasificación de intensidad que a los transformadores que protegen, pues las corrientes armónicas que circulan por los transformadores también circulan por los interruptores. Las corrientes armónicas que circulan por los interruptores no pueden medirse de forma sencilla con una pinza amperimétrica, por ejemplo, si un interruptor opera con intensidad cercana al 100% a la frecuencia de red, las intensidades de los armónicos calentaran en exceso el interruptor, "sin que lo sepamos", pudiendo producir un incendio.

 

 

Ensayo de la protección general de B.T. contra defectos de aislamiento (protección diferencial)

      Antes de la entrada en vigor del nuevo REBT (Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión) en el año 2002, era posible proteger la linea eléctrica de B.T. que parte de los bornes de los transformadores mediante fusibles. Para la desconexión de este circuito se podía instalar en inicio a la salida del transformador un interruptor de corte en carga de accionamiento manual. Este tipo de circuitos de corte y protección ha cambiado desde el año 2002. A partir de la fecha de entrada en vigor del nuevo reglamento, según la ITC-BT-17 las protecciones generales deben ser de corte automático omnipolar, esto quiere decir que, en presencia de un defecto por sobrecarga o cortocircuito, la corriente de defecto debe producir la apertura automática de todos los polos del circuito, incluido el conductor de neutro, esto requiere obligatoriamente de la instalación de in interruptor automático magneto térmico. A partir de la entrada en vigor del nuevo reglamento, cuando se reparan, modifican, actualizan, o sustituyen las protecciones generales de B.T., los instaladores que realizan dichos trabajos actualizaran el circuito de protección general a las condiciones reglamentarias exigidas por la nueva normativa.

      Según la ITC-BT-24, del actual REBT 2002, la protección general dispondrá de protección contra defectos de aislamiento, y contactos directos, que en caso de defecto producirá la apertura de todos los conductores del circuito incluido el conductor de neutro. Por esta razón es obligatorio disponer del interruptor automático de corte omnipolar como medio para desconectar el circuito en presencia de un defecto de aislamiento, la apertura se produce de forma autónoma por el disparo del relé de protección diferencial, actuando éste sobre el interruptor automático.

      No se considera una protección efectiva para la acometida de baja tensión de un transformador las protecciones que son instaladas al final de la acometida que parte del transformador, sobre todo si dicha protección es instalada en otro edificio distinto del propio C.T., esto es así porque los conductores de la acometida que parten desde los bornes del transformador hasta el final del circuito donde se encuentre instalada dicha protección, los conductores de la acometida se encontrarian desprotegidos contra sobrecargas, cortocircuitos y defectos de aislamiento. Por este motivo las protecciones generales deben ser instaladas en el propio edificio del C.T. o lo más cerca posible del mismo, pero nunca al final de la acometida, porque ésta se encontraría desprotegida.

      Se incurre en un error de interpretación del REBT, cuando se justifica que la protección del CGBT (Cuadro General de Baja Tensión) de la instalación, hace las veces de protección general de B.T., de la acometida que parte del C.T., pues el tramo de conductores eléctricos de la acometida que parten del transformador hasta el CGBT se encontrarían desprotegidos. Es posible justificar esta decisión en los casos que el CGBT se encuentra instalado junto al edificio del C.T. en un edificio contiguo.

      El funcionamiento de la protección general contra defectos de aislamiento debe ser ensayado de forma periódica, para evitar el riesgo eléctrico contra las personas y los bienes, debe ser ensayada incluso si no forman parte del material eléctrico instalado en el edificio del C.T., y se encuentra instalada en otro edificio cercano adyacente al del C.T.

 

Medida de la resistencia de la toma de puesta a tierra

      Según la ITC-BT-18 del actual REBT el valor de resistencia de tierra será tal que cualquier masa no pueda dar lugar a tensiones de contacto superiores a 24 V en el local o emplazamiento conductor. Esto quiere decir que el ajuste de la regulación máxima en corriente de la protección diferencial dependerá de la resistencia de la toma de puesta a tierra, según la ley de ohm.  Por otro lado, según normativa, la resistencia máxima de la toma de puesta a tierra del neutro del transformador y del circuito de herrajes no puede exceder de 20 ohmios. Esta misma ITC, en su apartado 12, prescribe que las tomas de puesta a tierra deben ser revisadas al menos anualmente.

 

Medidas de aislamientos en acometidas de Alta Tensión  

      Las normas prescriben que, antes de la puesta en servicio de una acometidas eléctrica de AT nueva, para alimentar un CT, se debe evaluar el aislamiento entre los conductores de AT, y entre conductores y masa o tierra, mediante equipo VLF, o similar con capacidad para generar voltajes similares, realizando un ensayo de tensión soportada entre 2 y 3 X Uo, es decir, la prueba para conocer que el aislamiento de los conductores es correcto se realiza a una tensión de prueba comprenda entre 2 y 3 veces la tensión de servicio, con una duración comprendida entre 15 a 30 minutos, Por ejemplo, para una tensión "U" (Tensión de servicio compuesta por las fases) de 20 KV entre las fases, la tensión individual entre conductores y masa o tierra, denominada "Uo" (Tensión simple), es igual a: U/Ѵᶟ = 20.000 V / Ѵᶟ = 11.547 V, Los ensayos deben realizarse con un voltaje entre fases y masa o tierra de 23 KV como mínimo, hasta 35 KV como máximo, durante un tiempo de 15 minutos como mínimo, hasta 30 minutos como máximo. Para probar el voltaje soportado entre las fases, el voltaje de prueba debe multiplicarse por Ѵᶟ. Para conductores que ya se encontraban en funcionamiento estos valores de voltajes de prueba se han de multiplicar por 0,7 o 0,75 como máximo, pues los conductores no presentan el mismo aislamiento que los nuevos.

      En ocasiones las acometidas de AT a los CTs, tienen muchos años de servicio, lo cual significa que una prueba tensión soportada podría perforar su aislamiento por encontrarse éste en condiciones críticas. En estos casos conviene un ensayo de Tgᵹ (Tangente Delta) realizada a un voltaje de Uo entre fases y masa o tierra, en lugar de una prueba de tensión soportada que puede ser destructiva. El ensayo puede ser complementado con un análisis de impedancia, el análisis de impedancia se muestra muy sensible a los cambios muy pequeños en la estructura de los materiales aislantes. 

 

Defectos y anomalías detectadas, informe

Los defectos o anomalías de carácter grave y muy grave que se observen deben ser comunicados por escrito de inmediato lo antes posible, se debe redactar un informe del estado actual del centro de transformación que recoja el resultado de todos los parámetros medidos y las observaciones, más los incumplimientos reglamentarios y normativos, si es que existen.

 

Trabajos adicionales complementarios en centros de transformación      

      Rebobinado y reparación de transformadores

      Análisis de funcionamiento online

      Tele medida online de parámetros eléctricos y mecánicos de los transformadores

      Análisis de parámetros aislantes en línea, DPs, fugas, sobrecargas, sobrecalentamiento, etc.

      Restitución de los aislamientos mediante curado de los devanados y sus aislantes

      Aportamos transformador de sustitución durante el tiempo que duran las reparaciones

      Evaluación del tiempo de vida residual de un transformador

      Estudio de viabilidad económica de seguir operando con un transformador antiguo con pérdidas intrínsecas mayores que las nominales

 

Oferta de Trabajos en cabinas de Proteccion del C.T.

      Además de las medidas de aislamiento y pruebas esenciales, pueden ser realizadas sobre las protecciones y aparatos de maniobra eléctrica instalados en el C.T. los siguientes trabajos y ensayos.

Verificación de las protecciones por Inyección de corriente primaria o secundaria

      Para conocer si las protecciones por corriente funcionan de forma correcta se utiliza la inyección de corriente primaria o secundaria, siendo la inyección de corriente primaria la única que garantiza la fiabilidad de la totalidad del conjunto de las protecciones, pues la corriente de prueba se inyecta directamente en el embarrado, o sobre el circuito primario de los transformadores de corriente del circuito de protección, por lo tanto se evalúan todos los componentes que intervienen en la protección (transformadores de medida má rele de protección). Lo que se mide es el disparo de la protección cuando se inyecta la corriente de defecto con el instrumento de prueba, para que produzca el disparo de los relés de protección del equipo. Para ampliar esta información conviene ver el apartado de ANALIZADORES/Inyector Primario, o pinche en el siguiente enlace /inyector-primario

 

Medida de la resistencia de contacto de los polos de las fases en interruptores de protección y maniobra 

      La medida de resistencia de los polos se realiza con un micro óhmetro, la precisión mínima que ha de tener el aparato de medida es de 0,5 % con una resolución de medida de 1 micro ohmios, la corriente necesaria para medir la resistencia de los polos de los interruptores ha de ser como mínimo de 300 amperios, con estos valores se pueden detectar defectos de contactos de los polos producidos por desconexiones con carga elevada. Conviene realizar esta medida cuando se produzca el disparo de las protecciones por sobrecarga o por cortocircuito, pues la superficie de los contactos que conectan los polos puede haberse fundido parcialmente por la alta temperatura que se produce durante el tiempo que dura el arco voltaico durante el cortocircuito.

 

Medida de los tiempos de cierre y apertura de las protecciones

      El sincronismo de los tiempos de cierre de los polos del interruptor de protección de alta tensión es de vital importancia, el tiempo máximo de cierre no debe superar 50 mili segundos, equivalente a 2,5 periodos completos de la red eléctrica. Los tiempos de apertura no deben superar tampoco los 50 mili segundos, porque en caso de disparo de la protección por sobrecarga o por cortocircuito, el tiempo adicional de disparo puede producir daños adicionales a los equipos eléctricos y a los conductores que los conexionan.

      En el caso de que la protección se realice con fusibles, los mismos deben ser del calibre adecuado a la potencia que se pretenda proteger. En caso de fundirse uno de los fusibles por defectos producidos por sobrecarga o por cortocircuito, se deben cambiar siempre los tres fusibles, porque los que no se fundieron, se encontraran descalibrados a causa de la sobrecarga, pudiendo producir el pre arco antes de que el cartucho fusible alcance su intensidad nominal de fusión, durante el funcionamiento normal.

 

Medida de la calidad y densidad del contenido de gas aislante SF6

      Como regla general una bajada de presión del gas aislante SF6 en una cabina de protección o de maniobra de alta tensión, significa que su aislamiento es deficiente, incluso si todas las demás medidas de aislamiento apuntan lo contrario. Una cabina aislada con gas SF6, que no contenga ninguna presión de gas, no puede ser manipulada por ningún personal, lo que se debe hacer es sustituirla la antes posible, cortando primero la alimentación eléctrica que llega a la misma. 

      El gas SF6 se descompone parcialmente y forma otras moléculas cuando se producen arcos voltaicos a causa de los disparos del interruptor, o por apertura del mismo, formando mayormente moléculas de agua y gases corrosivos, estos materiales de descomposición reducen sustancialmente las propiedades dieléctricas del SF6. La medida de la calidad de este gas, puede anticipar el final de la vida útil para planificar la sustitución el aparato antes de que pueda producir riesgo.   

 

Verificación de los mecanismos de accionamiento y enclavamientos

      Los enclavamientos mecánicos de las cabinas de mando y protección deben encontrarse operativos, para garantizar la seguridad de las maniobras durante su manipulación, de lo contrario no se podrá operar los interruptores, ni realizar los trabajos de mantenimiento hasta que éstos sean reparados o se sustituya la cabina averiada, si no es posible su reparación.

 

Aligeramiento de la relojería

      Es esencial probar los mecanismos de disparo, accionamiento, y protección de las cabinas, con objeto de ajustarlos, engrasarlos, o repararlos, para que se encuentren operativos en todo momento, especialmente para que funcionen con total garantía en interruptores automáticos en caso de producirse defectos en la instalación por cortocircuitos.

 

 

Trabajos de mantenimiento mínimo en el C.T.

      Ante la diversidad de medidas y pruebas que podemos realizar a los aparatos eléctricos de un C.T. para determinar su grado de fiabilidad y seguridad de funcionamiento, nos preguntaremos cual son las medidas mínimas que deberían realizarse que nos garantizan la continuidad de funcionamiento sin que se produzcan averías o fallos de funcionamiento a corto plazo, entendiéndose varios meses e incluso un año si todo está correcto. El buen resultado de las medidas mínimas no puede garantizar la ausencia de defectos que pueden ser causados posteriormente por las anomalías del suministro eléctrico o el mal uso de la instalación. La realización de las pruebas y medidas mínimas se hace para conocer la fortaleza que presentan los componentes eléctricos del C.T. y sus aislamientos frente a anomalías del suministro eléctrico, y del funcionamiento normal. 

      Lo que necesitamos básicamente es conocer el estado de aislamiento eléctrico, y el estado mecánico y operativo de los aparatos susceptibles de producir una parada de larga duración, estos aparatos son, el transformador de potencia, los interruptores de protección de alta tensión, y el equipo de medida de energía eléctrica, aunque el resto de componentes del C.T. también pueden producir una parada por avería, éstos últimos pueden ser reparados o sustituidos a corto plazo, entendiéndose horas, o días.

      Por estos motivos. además de realizar las pruebas y mediciones de rutina a la aparamenta eléctrica de B.T. debemos prestar especial atención en realizar las pruebas correctas de mayor interés a los aparatos esenciales que funcionan con A.T., dichas pruebas y aparatos son las siguientes:

 

          A- Medida de Tgδ a los devanados del transformador, para determinar el aislamiento y vida residual.

         

          B- Análisis SFRA (análisis por barrido de frecuencia) al transformador, para conocer el estado mecánico, el estado físico de los devanados, el estado de las conexiones, y la saturación del núcleo magnético.

        

          C- Medida rápida de DPs del transformador y de los interruptores de protección de alta tensión, para conocer la ausencia o presencia de fugas de energía a tierra, del conjunto de aparatos que conducen y funcionan con alta tensión en el C.T., incluimos la medida de la concentración de O³ (ozono) en el entorno de los aparatos medidos, como reconocimiento inicial de la presencia o ausencia de DP. La medida rápida de DPs se debe aplicar igualmente a los conductores de la acometida de AT que llegan al C.T., aunque precisamos que esta medida puede mostrar niveles de DPs correspondientes a los presentes en el C.T. más la acometida, los cuales deben ser separados para obtener el valor de DPs real de la acometida.

           

          D- Medida de la concentración de gas SF6 en aparatos eléctricos que usan este gas como aislante. 

        

          E- Medida de la resistencia de la toma de puesta a tierra de protección, del conjunto de herrajes del C.T., esta medida es recomendable realizarla con filtrado de armónicos para no perturbar la medida a la frecuencia de la red de 50 Hz, o mediante sonda de corriente con filtro selectivo de 50 Hz.

       

          F- Revisión visual de ausencia de fugas de aceite dieléctrico en la cuba del transformador, la bajada de nivel de aceite en el interior de la cuba suele producir huecos con aire debajo de la tapa del transformador, el aire es un mal aislante de la alta tensión en espacios reducidos que pueden causar arcos voltaicos en el conmutador de tensiones primarias, que se encuentra debajo de la tapa superior del aparato transformador.

 

         G- Medida de la rigidez dieléctrica del aceite.    

 

         H- Ensayo de aislamiento del aceite dieléctrico del transformador por Tgδ a 90ºC.

 

         I- Análisis del contenido de humedad del aceite dieléctrico.

 

          J- Ensayo de la protección general diferencial contra defectos de aislamiento en el lado de B.T.

 

Precisión de las medidas

      Todas las medidas importantes como DPs, medida de resistencias óhmica en devanados, TTR, inyección de corriente primaria, SFRA, TgD, y analisís de espiras en cortocircuito, deben disponer de patrones de calibración que garanticen sus precisiones, o en su defecto equipo de medida al menos diez veces más preciso que la medida que se realiza como referencia de dicha medicion, verificando previamente los aparatos de medida que serán utilizados, con la referencia, los valores comunes de referencia son tensión, intensidad, resistencia, y frecuencia.

      Como norma general para una medida eléctrica esencial, se deben realizar otras medidas diferentes adicionales como contraste, o repetir la misma medida, si el resultado de ésta prueba o ensayo es desfavorable, o excesivamente favorable, hasta conocer con exactitud el origen del defecto, si es que existe, de lo contrario podríamos condenar por error, el funcionamiento de un aparato eléctrico, que aparentemente parece defectuoso, por haberse producido un error de interpretación de la medida.

 

Elementos de un CT suceptibles de producir paradas

      En un C.T., el transformador es un aparato susceptible de producir anomalías difíciles de diagnosticar. En la práctica puede suceder que, en las medidas o ensayos no aparezcan defectos, pero cuando se alimenta el transformador, el mismo produce el disparo de sus protecciones primarias de A.T. En tal caso podemos advertir de un puente entre los hilos conductores de las bobinas de la misma fase, cercanía entre fases diferentes, arcos voltaicos entre una fase y masa metálica de la cuba por cercanía, entre devanados de A.T. y devanados de B.T., o simplemente existe una conexión defectuosa en el devanado primario, que causa repetidos arcos voltaicos en esa unión. En estos casos se debe averiguar si el número de espiras de cada fase es el mismo midiendo los devanados de A.T. y de B.T. mediante la medida de las relaciones de transformación (TTR), igualmente se debe medir la resistencia óhmica de los devanados individualmente mediante micro óhmetro específico para cargas inductivas, con ello verificaremos que el número de espiras de los distintos devanados es el mismo y por lo tanto la relación de voltajes transformados coincide con la placa de características del transformador, así como sus resistencias correspondientes de B.T. y de A.T. son idénticas, lo cual no puede diferir en más de 0,5 %. Si la prueba de TTR y la medida de resistencia de los devanados es favorable, y el problema persiste, se debe realizar un ensayo por impulso de tensión para verificar si existen debilidades de aislamiento entre espiras que puedan causar arcos voltaicos solo cuando el transformador es alimentado (puenteo entre conductores), más una medida de ondas de presión acústica por si el defecto sucede por arcos voltaicos entre devanados y la masa metálica de la cuba cuando el transformador es alimentado. En caso de defectos o anomalías que persisten y producen el disparo de las protecciones del transformador, la mejor solución es realizar un análisis de SFRA para descartar posibles problemas en las estructuras físicas que soportan los devanados, como se ha explicado anteriormente los problemas mecánicos de las estructuras en un transformador no pueden ser medidas por ningún otro método o aparato de medida de parámetros eléctricos.

      Los trabajos de mantenimiento en un C.T. deben ser realizados únicamente por los técnicos y el personal de la empresa instaladora que esté a cargo de estas tareas, respecto a las medidas en el C.T., éstas deben ser realizadas únicamente por personal técnicamente competente.