Probadores de factor de potencia/tangente delta de 12 kV de la serie DELTA4000

En primer lugar, compruebe que la muestra sometida a prueba y el DELTA estén correctamente conectados a tierra. Si el problema persiste, la causa podría ser el cable de alta tensión. La manipulación brusca en entornos de subestaciones generalmente causa daños físicos más que eléctricos. Para comprobar la integridad del cable, cuélguelo libre al aire libre y energícelo a no más de 5 kV. En condiciones de baja humedad, un buen cable normalmente no emite más de 4 a 8 picofaradios (pF), con un factor de disipación bajo (o tangente delta). Si la capacitancia excede estos niveles o el factor de potencia/tangente delta es mayor que un 2 %, el cable deberá devolverse a Megger para que se lo vuelva a terminar.

Verifique que la muestra sometida a prueba no tenga conexiones a tierra no deseadas. Realice una prueba al aire libre como se detalla anteriormente y vuelva a verificar las lecturas. Si las lecturas siguen siendo demasiado altas, es posible que el resorte del contacto de la guarda de la unidad DELTA de alta tensión se haya adelgazado. En este estado, es fácil que el resorte se dañe cuando el cable se presiona de manera brusca. Esto afecta la lectura de mediciones de GST, que también pueden verse afectadas por un cortocircuito de guarda a tierra. Deberá devolver la unidad DELTA a Megger para que la reparen.

Si el inversor se activa, el DELTA está consumiendo demasiada corriente. Una activación del inversor a menudo puede significar que un cable de conexión a tierra o de medición está conectado a un punto común donde se aplica la tensión de prueba. Verifique que la muestra sometida a prueba no tenga conexiones a tierra no deseadas. Además, compruebe que no haya dejado ningún cortocircuito conectado entre los puntos donde se está aplicando tensión y se está midiendo. Las conexiones a tierra no deseadas pueden ser conexiones a tierra de seguridad que quedan en el transformador; también pueden ser conexiones a tierra de la estación conectadas a neutro de un devanado en Y. Nota: Es posible que los devanados en Y tengan una conexión a tierra interna que no se vea; revise la placa de características para verificar que el devanado no esté conectado a tierra internamente. Algunos transformadores Y Y tienen sus neutros internos en cortocircuito entre sí. Si no se puede desconectar este cortocircuito interno, solo se podrá realizar una prueba de tipo GST.  

Si se está realizando una prueba de excitación, el inversor puede activarse antes de alcanzar los 10 kV en un devanado, pero no en los otros. Este comportamiento puede deberse al diseño del transformador y a la corriente requerida para excitar los devanados. Si este es el caso, recomendamos probar los tres devanados en el mismo nivel de tensión (cerca la tensión de activación, pero siempre menos que esta) para obtener resultados comparables.  

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

Reinicie la unidad y vuelva a intentar la comunicación. Si utiliza una computadora externa, desconecte el cable de comunicación y vuelva a conectarlo antes de encender el DELTA. Un interruptor en la unidad de control le permite seleccionar el control interno con una computadora integrada (INT PC) o un control externo con su PC (EXT PC). Verifique que este interruptor esté en la posición correcta para la computadora que está utilizando. Si cambia el interruptor, deberá apagar el DELTA y volver a encenderlo. Hay dos métodos de comunicación entre una computadora y el DELTA; la configuración de seguridad de algunas empresas puede limitar uno o el otro. Si la conexión a través de USB no funciona, intente conectarse con un cable Ethernet o viceversa.   

Por seguridad, debe conectar la conexión a tierra de prueba del DELTA a la misma conexión a tierra de la fuente de alimentación de la red que alimenta al DELTA. Hay un circuito interno que verifica esto. Asegúrese de que el cable de extensión y la toma de corriente tengan una conexión a tierra en funcionamiento. Si el DELTA se alimenta con un generador, debe conectar a tierra correctamente el generador a la conexión a tierra de la estación. Verifique que la conexión a tierra de prueba esté firmemente conectada; en ocasiones, puede haber pintura o corrosión en el punto de conexión, las que se deberán limpiar antes de realizar la conexión a tierra de prueba para lograr una conexión eléctrica firme. 

El aislamiento ideal tiene un valor de factor de potencia/tangente delta de cero. Sin embargo, esto no es posible en el mundo real, por lo que, por pequeño que sea el factor de potencia/tangente delta, siempre será mayor que cero. Existen factores externos que pueden causar vías de fuga alternativas, que afectan los resultados de factor de potencia. Si tiene un factor de potencia negativo, tenga en cuenta que este es un valor fantasma, y deberá revisar las conexiones. En primer lugar, compruebe las conexiones a tierra, verifique que tiene una conexión firme entre la conexión a tierra de prueba y la conexión a tierra del activo, y limpie el punto de conexión si es necesario. Los valores de factor de potencia negativos también se pueden atribuir a factores ambientales, como la humedad alta y el exceso de polvo, que provocan una corriente de fuga externa. Limpiar o secar las superficies de los bushings externos con un trapo limpio y seco puede ayudar a minimizar estos efectos. El uso eficaz de los circuitos de guarda también puede ayudar a eliminar la corriente de fuga externa. Los valores negativos también se pueden atribuir a diseños específicos, por ejemplo, un blindaje de conexión a tierra electrostático entre los devanados de un transformador. 

Este error indica una falla de comunicación entre la unidad de control del DELTA y la unidad de alta tensión (HV, del inglés High Voltage), normalmente debido a un defecto en el cable de control. Si el cable de control no se coloca de manera correcta al enchufarlo, las clavijas coaxiales se le dañarán cuando se manipulen para girarlo o bloquearlo posteriormente. Esta acción también puede dañar el receptáculo de la unidad. Si experimenta este problema, deberá reemplazar el cable de control.   

Siempre evalúe la capacitancia (que se correlaciona con la “corriente de carga total” medida) antes de evaluar el factor de potencia. La capacitancia, entre otros beneficios, confirma que se esté midiendo lo que se desea. Cuando se compara con un resultado de capacitancia medido anteriormente, no debería haber un cambio apreciable. Una medición de capacitancia anterior podría ser una realizada por los OEM (del inglés Original Equipment Manufacturers, fabricantes de equipos originales) o una realizada durante la vida útil del activo sometido a prueba. Si la capacitancia es drásticamente diferente, revise sus conexiones de prueba, asegúrese de que el activo sometido a prueba esté aislado de manera física y eléctrica, y que esté conectado a tierra de forma correcta, y repita la prueba. Si la capacitancia parece razonable, evalúe cuánto ha cambiado respecto de las pruebas anteriores, si es que hubiera cambiado.

Ejemplo: En el caso de un transformador, un cambio en la capacitancia sobre el 1 al 2 % es preocupante. En el caso de un bushing, un cambio en la capacitancia superior al 5 % es preocupante, y uno superior al 10 % obliga al reemplazo del buje. 

En la mayoría de los casos, un resultado de prueba de factor de potencia/tangente delta más bajo indica que el sistema de aislamiento está en mejor condición que uno con un factor de potencia/tangente delta más alto. El factor de potencia/tangente delta se evalúa con base en su “valor con corrección de temperatura”. El factor de potencia/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 la causa de un aumento en el factor de potencia/tangente delta respecto de un valor anterior o de referencia, es importante analizar los resultados de la prueba de factor de potencia/tangente delta que reflejan un resultado equivalente a 20 °C. Estos resultados de prueba se denominan “de factor de potencia/tangente delta con corrección de temperatura”. El instrumento de prueba DELTA de Megger determina estos valores automáticamente, aplicando un algoritmo de corrección, que utiliza como sus entradas valores medidos que reflejan la condición real del activo sometido a prueba.

Compare el valor de “factor de potencia/tangente delta con corrección” con un valor medido anterior o con una tabla de estándares de resultados de pruebas de factor de potencia/tangente delta típicos del activo sometido a prueba. Cualquier aumento debe contemplarse con escepticismo. Esta es una buena prueba para identificar el estado del aislamiento eléctrico que está decisivamente en mal estado. Esta no es una buena prueba para determinar de manera concluyente si el estado de un aislamiento es bueno o malo. Para obtener información más decisiva, realice una prueba de factor de potencia/tangente delta de 1 Hz con el DELTA de Megger. 

Las pruebas de factor de potencia/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 pruebas de factor de potencia/tangente delta realizadas con una fuente de tensión de frecuencia de línea.  

Al igual que con una prueba de factor de potencia/tangente delta de frecuencia de línea, los resultados de una prueba de factor de potencia/tangente delta de 1 Hz se deben comparar con resultados de pruebas anteriores, si los hay. De no haberlos, Megger ha desarrollado las siguientes directrices para evaluar los resultados de pruebas de factor de potencia/tangente delta de 1 Hz con corrección de temperatura.

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

Un patrón de fase es el patrón exhibido por los resultados de la prueba de corriente de excitación (o de pérdida) medidos para las tres fases de un transformador. Se espera un patrón de fase alto-bajo-alto (H-L-H, del inglés High-Low-High) para 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 forma de núcleo de cuatro patas o para un transformador de forma de núcleo de tres patas típico cuando no se siguen las conexiones de prueba precisas para preparar esta prueba. Un patrón de fase de tres lecturas similares es característico para transformadores de forma de núcleo de cinco patas o de concha con devanados secundarios que no son delta. Si la medición arroja tres lecturas diferentes, esto generalmente indica un problema. Sin embargo, en estos casos, es necesario descartar que la causa raíz no sea una magnetización excesiva del núcleo. Otra causa de que las tres lecturas sean diferentes es que la corriente de excitación, que generalmente es una corriente capacitiva, esté dominada por su componente inductivo. En estos casos, si los resultados de la prueba de pérdida exhiben un patrón de fase esperado, los resultados de la prueba de excitación atípica deben aceptarse como normales para el transformador. 

Cuando se realizan pruebas en un transformador de cambio de toma de carga (LTC, del inglés Load Tap-Changing), también se evalúa el "patrón de LTC". Este es el patrón que presentan los resultados de la prueba de corriente de excitación (o de pérdida) medidos en una sola fase, a medida que el cambiador de toma con carga (OLTC, del inglés On-Load Tap Changer) pasa por cada una de las posiciones de toma. Existen 12 posibles patrones de LTC que dependen del diseño del OLTC. Once de estos patrones representan variaciones normales que se pueden observar en los resultados de las pruebas para OLTC de tipo reactivo, que se utilizan principalmente en Norteamérica. Para los OLTC de tipo resistivo, que son de uso más amplio en todo el mundo, a continuación se proporciona un patrón de OLTC esperado.