La razón entre el número de vueltas de las bobinas de alta tensión y las de baja tensión de un transformador se conoce como “la relación de vueltas de un transformador”. Los medidores de razón de transformación, más conocidos como TTR, nos dan la lectura de la relación de vueltas y las corrientes de excitación de los bobinados de un transformador de potencia, potencial o transformador de corriente. De inmediato surge la pregunta ¿Por qué realizar pruebas de TTR?
En primer lugar, las pruebas de la relación de vueltas sirven para confirmar la relación de transformación y polaridad de transformadores nuevos y usados e identificar desviaciones en las lecturas de la relación de vueltas, indicando problemas en uno o ambos bobinados o en el circuito magnético del núcleo.
Para los transformadores que tienen cambiador de derivaciones (taps) para modificar su relación de voltaje, la relación de transformación se basa en la comparación entre el voltaje nominal de referencia del devanado respectivo contra el voltaje de operación o porcentaje de voltaje nominal al que está referido. La relación de transformación de estos transformadores se deberá determinar para todos los taps y para todo el devanado.
Para la medición con el TTR, se debe seguir el circuito básico de la figura 1: cuando el detector DET está en balance, la relación de transformación es igual a R/R1.
Figura 1.
La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser de ± 0,5% en todas sus derivaciones.
El reporte de presentación de resultados de la prueba de relación de transformación está elaborado en base a los datos del reporte del cual se compone la “hoja de campo de pruebas a transformadores”. Posteriormente, para el análisis de los resultados se presenta una tabla que contenga de manera resumida si el transformador cumple o no con la norma respecto a la prueba de relación de transformación.
Prestación de un equipo TTR de última generación
Un TTR de última generación nos ayuda a identificar:
• Espiras cortocircuitadas
• Circuitos abiertos
• Conexiones incorrectas
• Fallas internas o defectos en el valor de la relación de vueltas de los cambiadores de tap, así como en transformadores.
• Problemas en los bobinados y en el núcleo, como parte de un programa de mantenimiento regular.
Tipos de TTR
En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos y trifásicos. Algunos fabricantes ofrecen TTR monofásicos que son capaces de medir por fase la relación de vueltas, corriente de excitación, desviación de fase, resistencia de los enrollamientos “X” & “H” y polaridad de la conexión de los enrollamientos “X” & “H” de transformadores de distribución y corriente, así como también de reguladores de tensión.
Asimismo, los TTR trifásicos automáticos están diseñados para medir la relación entre el número de espiras del secundario y del primario en forma simultánea en las tres fases de transformadores de potencia, instrumentación y distribución en subestaciones o fábricas.
Características destacables
• Estos equipos son totalmente automáticos, fáciles de usar, portátiles, robustos y livianos (7 kg en el modelo trifásico).
• Funcionan a batería recargable, con función de economía y apagado de seguridad. El modelo trifásico incorpora un inversor.
• Verifican relación de transformación, desplazamiento de fase, corriente de excitación, acoplamiento, resistencia del devanado y polaridad.
• Poseen tres normas seleccionables por el operador: ANSI, IEC y Australiana. También cumplen con los requisitos IEC1010, CE e IP54 para protección contra la entrada de polvo y agua.
• RS232 para transferencia e impresión de datos.
• Almacena resultados de pruebas y ajustes definidos por el usuario.
• Posen varios idiomas seleccionables por el usuario.
Los datos de referencias para informes, tales como nombre de la compañía, nombre de la subestación, fabricante del transformador, relación de transformación, operador y temperatura pueden ser insertados y guardados mediante el teclado alfanumérico.
• Miden la más amplia gama de relación de transformación en la industria (45000:1) con la mayor exactitud (± 0,1%, 0,8 a 2000) y con una baja tensión de excitación.
• Permiten que el operador inserte la relación del transformador y todas las de sus taps, lo cual hace que el operador sepa inmediatamente cuando una toma está fuera de los límites aceptables, identificando fácilmente los taps con problemas.
• Registran errores de relación para los CT tipo buje con una exactitud de ± 0,1% del valor nominal indicado en la plaqueta. Esto reduce la necesidad de un equipo de pruebas adicional y mejora el tiempo de montaje.
• Mide la desviación de fase del primario contra el secundario del transformador, lo que indica rápidamente problemas en el transformador, tales como espiras en cortocircuito parcial y defectos en el núcleo. Esta medición también es útil para verificar errores de fase en todos los tipos de PT y CT.
• Algunos TTR cuentan también con un software opcional y exclusivo para control remoto. Este permite controlar y operar el instrumento desde el teclado de un computador personal, descargar datos de pruebas desde el TTR, imprimir un informe de resultados de prueba y preparar informes de gestión y/o análisis.