Medidores de factor de potencia/tangente delta de 12 kV serie DELTA4000

Compruebe primero que la muestra que se está midiendo y el DELTA están conectados correctamente a tierra. Si el problema persiste, el culpable podría ser el cable de alta tensión. La manipulación brusca en entornos de subestaciones suele causar daños físicos en lugar de eléctricos. Para comprobar su integridad, cuelgue el cable al aire libre y actívelo a no más de 5 kV. En condiciones de humedad baja, un cable en buen estado no emitirá normalmente más de 4 a 8 picofaradios (pF), con un factor de disipación bajo (o tangente delta). Si la capacitancia supera estos niveles o el factor de potencia/tangente delta es superior al 2 %, será necesario devolver el cable a Megger para volver a terminarlo.

Compruebe que no haya conexiones a tierra no deseadas conectadas a la muestra que se está midiendo. Realice una medición al aire libre como se ha indicado anteriormente y vuelva a comprobar las lecturas. Si las lecturas siguen siendo demasiado altas, es posible que el muelle de contacto de guarda de la unidad DELTA de alta tensión haya reducido su grosor. En este estado, el muelle se daña fácilmente cuando el cable se empuja bruscamente. Esto afecta a la lectura de la medición de GST y también puede verse afectado por un cortocircuito de guarda a tierra. Deberá devolver la unidad DELTA a Megger para su reparación.

Si el inversor se activa, el DELTA está consumiendo demasiada corriente. La activación del inversor puede significar a menudo que una toma de tierra o un cable de medición está conectado a un punto común en el que está aplicando la tensión de medida. Compruebe que no haya conexiones a tierra no deseadas conectadas a la muestra que se está midiendo. Además, compruebe que no ha dejado ningún cortocircuito conectado entre los puntos en los que está aplicando tensión y midiendo. Las conexiones a tierra no deseadas pueden ser conexiones a tierra de seguridad que se dejan en el transformador; también pueden ser conexiones a tierra de la estación conectadas al neutro de un devanado en Y. Nota: Es posible que los devanados en Y tengan una conexión a tierra interna que usted no ve; compruebe la placa de características para verificar que el devanado no está conectado a tierra internamente. Algunos transformadores en Y tienen sus neutrales internos cortocircuitados entre sí. Si no puede desconectar este cortocircuito interno, solo podrá realizar una medición de tipo GST.

Si está realizando una medición de excitación, el inversor puede dispararse antes de alcanzar los 10 kV en un devanado, pero no en los demás. Este comportamiento puede deberse al diseño del transformador y a la corriente necesaria para excitar los devanados. Si este es el caso, recomendamos medir los tres devanados con el mismo nivel de tensión (cercano pero inferior a la tensión de disparo) para obtener resultados comparables.

Si no hay conexiones a tierra o cortocircuitos no deseados y el inversor sigue activándose mientras se realiza una medición de aislamiento, realice una medición al aire libre como se ha explicado anteriormente. Si el inversor sigue activándose, debe enviar el DELTA a Megger o a un centro de reparación autorizado.   

Reinicie la unidad y vuelva a intentar la comunicación. Si utiliza un PC externo, desenchufe el cable de comunicación y vuelva a enchufarlo antes de encender el DELTA. Un interruptor en la unidad de control le permite seleccionar el control interno con un ordenador integrado (INT PC) o el control externo con su PC (EXT PC). Compruebe que este interruptor se encuentra en la posición correcta para el ordenador que está utilizando. Si cambia el interruptor, deberá apagar el DELTA y volver a encenderlo. Existen dos métodos de comunicación entre un PC y DELTA; la configuración de seguridad de algunas empresas puede limitar uno u otro. Si la conexión a través de USB no funciona, intente la conexión con un cable Ethernet o viceversa.

Por motivos de seguridad, debe conectar la toma de tierra de medición del DELTA a la misma toma de tierra de la fuente de alimentación que alimenta el DELTA. Hay un circuito interno que lo verifica. Asegúrese de que el cable alargador y la toma de corriente tienen una conexión a tierra que funciona. Si utiliza un generador para alimentar el DELTA, debe conectarlo correctamente a la conexión a tierra de la estación. Compruebe que la toma de tierra de prueba esté bien conectada; en ocasiones, puede haber pintura o corrosión en el punto de conexión y será necesario limpiarla antes de conectar la toma de tierra de prueba para una conexión eléctrica sólida.

El aislamiento ideal tiene un valor de factor de potencia (PF)/tangente delta de cero. Sin embargo, esto no es posible en el mundo real, por lo que, aunque el PF/tangente delta puede ser pequeño, siempre debe ser mayor que cero. Los factores externos pueden provocar rutas de fuga alternativas que afecten a los resultados de PF. Si tiene un PF negativo, tenga en cuenta que se trata de un valor fantasma y tendrá que comprobar las conexiones. En primer lugar, compruebe las conexiones a tierra, verifique que tiene una conexión sólida entre la tierra de medición y la tierra del activo y limpie el punto de conexión si es necesario. Los valores de PF negativos también se pueden atribuir a factores ambientales como la alta humedad y el exceso de suciedad que producen una corriente de fuga externa. La limpieza/secado de las superficies externas de los casquillos con un trapo limpio y seco puede ayudar a minimizar estos efectos. El uso eficaz de los circuitos de protección también puede ayudar a eliminar la corriente de fuga externa. Los valores negativos también se pueden atribuir a diseños específicos, por ejemplo, un blindaje electrostático conectado a tierra entre los devanados de un transformador.

Este error indica un fallo de comunicación entre la unidad de control DELTA y la unidad de alta tensión (HV), normalmente debido a un cable de control defectuoso. Si el cable de control no está colocado correctamente al enchufarlo, las manipulaciones posteriores de torsión/bloqueo del cable dañarán sus clavijas coaxiales. Esta acción también puede dañar el receptáculo de la unidad. Si experimenta este problema, tendrá que sustituir el cable de control.

Evalúe la capacitancia (que se correlaciona con la "corriente de carga total" medida) antes de evaluar el factor de potencia. Entre otras ventajas, la capacitancia proporciona la confirmación de que está midiendo lo que desea. Cuando se compara con un resultado de capacitancia medido previamente, no debe haber ningún cambio apreciable. Una medición de capacitancia anterior podría ser una realizada por el OEM (fabricantes de equipos originales) o una realizada durante la vida útil del activo probado. Si la capacitancia es drásticamente diferente, compruebe las conexiones de medida, asegúrese de que el activo sometido a medición está aislado física y eléctricamente y bien conectado a tierra, y repita la medición. Si la capacitancia parece razonable, evalúe el cambio respecto a las pruebas anteriores, si lo hubiera.

Ejemplo: Para un transformador, un cambio en la capacitancia por encima del 1 – 2 % es preocupante. Para un casquillo, un cambio en la capacitancia superior al 5 % es preocupante y uno superior al 10 % implica la sustitución del casquillo.

En la mayoría de los casos, un resultado de medida de factor de potencia (PF)/tangente delta inferior indica que el sistema de aislamiento está en mejores condiciones que uno con un PF/tangente delta más alto. El PF/tangente delta se evalúa en función de su "valor de corrección de temperatura". El PF/tangente delta aumenta en presencia de contaminación y a medida que el aislamiento se deteriora y es sensible a la temperatura. Por lo tanto, para descartar la temperatura como causa de un aumento del PF/tangente delta con respecto a un valor anterior o de referencia, es importante analizar los resultados de la medición de PF/tangente delta que reflejen un resultado equivalente a 20 °C. Estos resultados se denominan "resultados de medición de PF/tangente delta con corrección de temperatura". El equipo de medición DELTA de Megger determina estos valores automáticamente, aplicando un algoritmo de corrección que utiliza como entradas valores medidos que reflejan el estado real del activo que se mide.

Compare el "PF/tangente delta corregido" con un valor medido previamente o con una tabla de estándares de los resultados de medición de PF/tangente delta típicos para el activo que se mide. Cualquier aumento debe ser visto con escepticismo. Se trata de una buena prueba para identificar el estado del aislamiento eléctrico que está en mal estado. Esta no es una buena medición para determinar de forma concluyente si el estado del aislamiento es bueno o para medir el estado del aislamiento que no es bueno ni malo. Para obtener información más precisa, utilice un PF/tangente delta de 1 Hz con el equipo DELTA de Megger.

Las mediciones de factor de potencia (PF)/tangente delta realizadas con una fuente de tensión de 1 Hz son mucho más sensibles a la presencia de contaminantes, como la humedad, que las mediciones de PF/tangente delta realizadas con una fuente de tensión de frecuencia de línea. 

Al igual que con una medición de PF/tangente delta de frecuencia de línea, los resultados de una medición de PF/tangente delta realizada a 1 Hz deben compararse con los resultados de mediciones anteriores, si están disponibles. Además, Megger ha desarrollado las siguientes directrices para evaluar los resultados de las mediciones de PF/tangente delta de 1 Hz con corrección de temperatura. 

Casquillos impregnados de aceite (OIP) y transformadores de equipos:

El análisis de la corriente de excitación (Iex) y los resultados de la medición de pérdida para transformadores trifásicos se basa principalmente en el reconocimiento de patrones. El análisis de los resultados de las mediciones "IEX y de pérdida" para transformadores monofásicos se realiza principalmente comparando estas mediciones con resultados anteriores.

El patrón de fase es el patrón que exhiben los resultados de las mediciones de corriente de excitación (o pérdida) medidas para las tres fases de un transformador. Se espera un patrón de fase H-L-H en la mayoría de los transformadores. Por ejemplo:

21.6 mA – 10.7 mA – 21.3 mA and 145.3 W – 71.4 W – 146.9 W

Por el contrario, se puede obtener un patrón L-H-L para un transformador de núcleo de cuatro patas o para un transformador de núcleo de tres patas típico cuando no se siguen conexiones de medición precisas para preparar esta medición. Un patrón de fase de tres lecturas iguales es característico de los transformadores con núcleo de cinco columnas o núcleo acorazado con devanados secundarios que no tienen conexión en delta. Un problema generalmente se manifiesta como tres lecturas diferentes. Sin embargo, en estos casos, es necesario descartar una magnetización excesiva del núcleo como causa principal. También se pueden obtener tres lecturas diferentes si la corriente de excitación, que suele ser una corriente capacitiva, está dominada por su componente inductivo. En estos casos, si los resultados de la medición de pérdida muestran un patrón de fase esperado, los resultados de la medición de excitación atípica deben aceptarse como normales para el transformador.

Cuando se realizan mediciones en un transformador de cambio de toma de carga, también se evalúa el "patrón LTC". Este es el patrón que muestra el resultado de la prueba de corriente de excitación (o pérdida) medido dentro de una sola fase mientras el cambiador de tomas en carga (OLTC) avanza por cada una de sus posiciones de toma. Hay 12 patrones de LTC posibles, en función del diseño del OLTC. 11 de estos patrones representan variaciones normales que se pueden observar en los resultados de mediciones de OLTC de tipo reactivo, que se utilizan principalmente en Norteamérica. A continuación se proporciona un patrón OLTC esperado para los OLTC de tipo resistivo, que se utilizan con mayor frecuencia en todo el mundo.