Diseño e implementación de un software para el seguimiento, análisis y protocolos de mantenimiento de transformadores de potencia y distribución

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(1)DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE UN SOFTWARE PARA EL SEGUIMIENTO, ANÁLISIS Y PROTOCOLOS DE MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y DISTRIBUCIÓN.. JOHAN DAVID LÓPEZ LÓPEZ DAVID SANTIAGO GROSSO RAMÍREZ. UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA PROYECTO CURRICULAR INGENIERIA ELÉCTRICA BOGOTA D.C. 2018.

(2) DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DE UN SOFTWARE PARA EL SEGUIMIENTO, ANÁLISIS Y PROTOCOLOS DE MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y DISTRIBUCIÓN.. Trabajo de pasantía presentado como requisito para optar al título de: INGENIERO ELÉCTRICO. Presentado por:. JOHAN DAVID LÓPEZ LÓPEZ Código: 20132007025 DAVID SANTIAGO GROSSO RAMÍREZ Código: 20132007090. Director Interno: PhD, ALVARO ESPINEL ORTEGA Director Externo: I.E., HANSEL RAÚL GROSSO GALINDO. UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD DE INGENIERÍA PROYECTO CURRICULAR INGENIERIA ELÉCTRICA BOGOTA D.C. 2018. 2.

(3) Tabla de contenido 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 7 2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA ....................................................................................................... 8 3. OBJETIVOS ................................................................................................................................... 9 3.1 Objetivo General ......................................................................................................................... 9 3.2 Objetivos específicos .................................................................................................................9 4. MARCO DE REFERENCIA ............................................................................................................ 10 4.1 Medidas eléctricas de campo (PEC) ....................................................................................... 10 4.1.1 Pruebas que miden la calidad del aislamiento............................................................... 10 4.1.2 Pruebas que miden el comportamiento eléctrico.......................................................... 16 4.2 Incertidumbre en las medidas ............................................................................................... 25 4.2.1 Evaluación de la incertidumbre de medida 𝒖𝒙𝒊, de las estimaciones de entrada 𝒙𝒊 ... 26. 5. DESCRIPCIÓN DEL DESARROLLO DE LA PRACTICA ................................................................... 27 5.1 Descripción del software........................................................................................................ 27 5.1.1 Requisitos ........................................................................................................................ 27 5.1.2 Desarrollo y funcionamiento .......................................................................................... 30 5.2 Implementación................................................................................................................... 36 5.3 Pruebas ................................................................................................................................ 36 5.3.1 TRANSFORMADOR TYF 300 KVA NS: 5849689 ............................................................... 36 5.3.2 TRANSFORMADOR TESLA 1000 KVA NS: 4310812 ......................................................... 45 5.3.3 TRANSFORMADOR TESLA 3500 KVA NS: 2500617 ......................................................... 47 6. RESULTADOS.............................................................................................................................. 51 6.1 TRANSFORMADOR TYF 300 KVA NS: 5849689 ...................................................................... 51 6.2 TRANSFORMADOR TESLA 1000 KVA NS: 4310812 ............................................................. 53 6.3 TRANSFORMADOR TESLA 3500 KVA NS: 2500617 ................................................................ 55 6.4 Creación de archivos para cada transformador y generación de informes ...................... 57 7. ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................................................ 58 8. CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 60 9. RECOMENDACIONES................................................................................................................... 61 BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................. 62 Anexos : Manual de instalación y operación del software…………….………………………………………..63 3.

(4) Índice de Figuras Figura 1. Representación esquemática de la ubicación de cada una de las capacitancias presentes en el aislamiento de un transformador. [1] ...................................................................................... 11 Figura 2. Medidor de aislamiento Rish Insu® 5000 A / AK / M / R. [6] ............................................ 14 Figura 3. Esquema del circuito utilizado en el método del divisor patrón. [4] ................................. 18 Figura 4. Medidor de relación de transformación. [7] ..................................................................... 18 Figura 5. Esquema para determinar la resistencia de devanados por el método de la caída de tensión. [5] ........................................................................................................................................ 20 Figura 6. Método del puente para determinar la resistencia de los devanados. [5]........................ 21 Figura 7. Medidor de resistencia de devanados. [8]......................................................................... 24 Figura 8. Especificaciones generales Medidor de aislamiento. [8] ................................................... 25 Figura 9. Diagrama de requerimientos para la elaboración del software ........................................ 27 Figura 10. Diagrama de casos de uso del software........................................................................... 28 Figura 11. Interfaz de usuario principal. .......................................................................................... 31 Figura 12. Interfaz para el ingreso de un nuevo transformador. ..................................................... 32 Figura 13. Interfaz para la búsqueda de historiales de los transformadores. ................................. 32 Figura 14. Formato para el historial de C/U de los transformadores. ............................................. 33 Figura 15. Interfaz para el ingreso de los datos de las pruebas eléctricas. ..................................... 34 Figura 16. interfaz para observar los datos históricos de las pruebas eléctricas. ........................... 34 Figura 17. Informe en PDF con el análisis generado por el software. ............................................. 35 Figura 18. Ingreso de datos principales del transformador. ............................................................ 37 Figura 19. Registro exitoso del transformador en la base de datos. ............................................... 37 Figura 20. Macro principal para el transformador (5849689). ........................................................ 38 Figura 21. Medición de resistencia de aislamiento (condiciones generales y resultados) .............. 39 Figura 22. Ingreso de datos de resistencia de aislamiento (Alta tensión-Baja Tensión) ................. 39 Figura 23. Ingreso de datos de resistencia de aislamiento (Alta tensión-Tierra, Baja tensión-Tierra). .......................................................................................................................................................... 40 Figura 24. Medición de la relación de transformación (condiciones generales y resultados). ....... 40 Figura 25. Ingreso de datos de relación de transformación. ........................................................... 41 Figura 26. Visualización de la relación de transformación teórica. ................................................. 42 Figura 27. Medición de resistencia de los devanados (condiciones generales y resultados). ......... 42 Figura 28. Ingreso de datos de resistencia de devanados (Alta tensión). ....................................... 43 Figura 29. Ingreso de datos de resistencia de devanados (Alta tensión). ....................................... 43 Figura 30. Ingreso de comentarios y observaciones sobre el transformador. ................................ 44 Figura 31. Medición de resistencia de aislamiento (condiciones generales y resultados) .............. 46 Figura 32. Medición de la relación de transformación (condiciones generales y resultados). ....... 46 Figura 33. Medición de resistencia de los devanados (condiciones generales y resultados). ......... 47 Figura 34. Medición de resistencia de aislamiento (condiciones generales y resultados) .............. 48 Figura 35. Medición de la relación de transformación (condiciones generales y resultados). ....... 49 Figura 36. Medición de resistencia de los devanados (condiciones generales y resultados). ......... 49. 4.

(5) Figura 37. Grafica de resistencia de aislamiento generada por el programa para el transformador 5849689. ........................................................................................................................................... 51 Figura 38. Informe generado para el transformador 5849689. ....................................................... 52 Figura 39. Grafica de resistencia de aislamiento generada por el programa para el transformador 4310812. ........................................................................................................................................... 53 Figura 40. Informe generado para el transformador 4310812. ....................................................... 54 Figura 41. Grafica de resistencia de aislamiento generada por el programa para el transformador 2500617. ........................................................................................................................................... 55 Figura 42. Informe generado para el transformador 2500617. ....................................................... 56 Figura 43. Almacenamiento de hojas de vida de transformadores e informes generados. ............ 57 Figura 44. Grafica generada por el software (Izquierda) vs. Grafica presente en el informe (Derecha) transformador 5849689. .................................................................................................. 58 Figura 45. Grafica generada por el software (Izquierda) vs. Grafica presente en el informe (Derecha) transformador 4310812. .................................................................................................. 59 Figura 46. Grafica generada por el software (Izquierda) vs. Grafica presente en el informe (Derecha) transformador 2500617. .................................................................................................. 59. 5.

(6) Índice de Tablas Tabla 1. Criterios para el análisis de la condición del aislamiento de un trasformador. [1] ............. 13 Tabla 2. Características técnicas del medidor de aislamiento RISH INSU ® 5000 A / AK / M / R. [6] .......................................................................................................................................................... 16 Tabla 3. Características técnicas medidor de relación de transformación TTR BIDDLE 550005B. [7] .......................................................................................................................................................... 19 Tabla 4. Temperaturas de referencia................................................................................................ 22 Tabla 5. Tolerancias para los ensayos eléctricos NTC 380 ................................................................ 24 Tabla 6. Características técnicas medidor de resistencia de devanados [8]..................................... 25. 6.

(7) 1. INTRODUCCIÓN Las averías en los transformadores eléctricos pueden ser de origen eléctrico, electrodinámico, electromagnético, dieléctrico, térmico o mecánico. Pruebas como el factor de potencia del aislamiento, contenido de humedad, tensión interfacial, acidez y el análisis de gases generados en el interior del transformador mediante cromatografía de gases, son muy importantes para obtener un diagnóstico acertado del estado del transformador. El mantenimiento realizado a los transformadores tiene la finalidad de aumentar la vida útil del equipo, contar nuevamente con su puesta en servicio en un lapso mínimo de tiempo y minimizar los costos que conlleva un deterioro a causa del uso inadecuado y el paso del tiempo. Debe planificarse con antelación la parada y desconexión de la red, recopilar información técnica con respecto al equipo, revisar el protocolo y los equipos de seguridad necesarios y seleccionar cuidadosamente el personal requerido, según sus conocimientos y aptitudes. [1] De acuerdo con el RETIE (Capitulo 7, articulo 25.8), es necesario dejar evidencias mediante registros de las actividades desarrolladas en los mantenimientos, con base en esto se plantea el diseño e implementación de un programa que permita llevar de manera detallada el registro de las características y requisitos de los transformadores que son sometidos a mantenimientos de tipo correctivo y preventivo adicionalmente el software permitirá analizar conforme el reglamento lo indica, los resultados de la pruebas eléctricas y las muestras realizadas en campo a cada transformador.. 7.

(8) 2. DEFINICIÓN DEL PROBLEMA El transformador se define como un dispositivo eléctrico estático que consta de un devanado, o dos o más devanados con o sin núcleo magnético para introducir un acoplamiento mutuo entre circuitos [2]. Hoy por hoy esta definición se encuentra revaluada ya que el transformador es una maquina eléctrica que se mueve 120 veces por segundo mientras esta energizada [3], Esto implica que todos sus componentes se ven sometidos a diferentes alteraciones en su funcionamiento, llevándolos a un desgaste en el ámbito mecánico, térmico, químico y eléctrico. Por lo tanto, el diagnóstico y mantenimiento periódico en los transformadores, se convierte en una parte esencial para garantizar el buen funcionamiento del equipo, predecir y evitar daños considerables que puedan afectar tanto al sistema eléctrico como a seres vivos que estén en contacto con el mismo. Para estas intervenciones que se realizan al equipo se debe tener en cuenta que cada transformador posee unas condiciones particulares de diseño, como lo son el régimen de carga, las condiciones ambientales en su puesta en servicio, las condiciones de la instalación, entre otros, las cuales hacen que cada equipo sea único [3], y por lo tanto requiera un protocolo diferente en su revisión. En general se comienza conociendo la confiabilidad en la operación, como de la vida útil remanente del equipo, esto es, observar si la instalación es adecuada y permite una ventilación apropiada, por otro lado, si el régimen de carga está de acuerdo a su capacidad, y por último informarse de la presencia de fallas latentes y de sus características como su gravedad y tendencia, todo esto antes de realizar pruebas eléctricas en campo (PEC) y demás procedimientos. Allí es donde se encuentra el principal inconveniente al momento de la intervención al equipo, y es que en muchas ocasiones no se tiene acceso a los antecedentes del transformador y las características de los transientes que ha tenido, además de las decisiones que se tomaron en su momento, es decir conocer la historia del transformador y que esta permita a quien lo intervenga informarse, y si es el caso efectué previo al mantenimiento una inspección minuciosa y de esta manera se minimicen los riesgo que implica la intervención; esta intervención a su vez debe seguir los protocolos establecidos por las normas técnicas colombianas (NTC´s), las cuales normalizan los diferentes tipos de pruebas realizadas al equipo en campo y garantizan que estas se realicen de manera correcta y eficiente basándose en estándares internacionales, además de guías técnicas colombianas (GTC´s), que suministran las practicas recomendadas para varios de estos procedimientos en campo.. 8.

(9) 3. OBJETIVOS 3.1 Objetivo General Diseñar un software haciendo uso de herramientas computacionales con fundamento en lenguajes de programación orientados a objetos y sistemas gestores de bases de datos, con el fin de llevar un registro y analizar los resultados de las actividades de mantenimiento a transformadores de potencia y distribución realizadas por la empresa en la cual se realizará la pasantía. 3.2 Objetivos específicos ✓ Realización de un estudio sobre la parte normativa con el fin de conocer las normas técnicas nacionales que rigen la realización de las labores de mantenimiento de transformadores potencia y distribución. ✓ Diseñar e Implementar el software con base en los requerimientos funcionales que se fundamentan en las normas analizadas. Se realizará de forma paralela el diseño de la base de datos. ✓ Realización de tomas de datos a partir de las pruebas ejecutadas por la empresa a los distintos tipos de transformadores durante el tiempo de la práctica. ✓ Realizar pruebas del software con base en los datos recolectados con el fin de evaluar la funcionalidad del programa y su factibilidad para un uso a largo plazo como parte del protocolo de mantenimiento de equipos adoptado por la empresa. ✓ Elaboración de un manual de uso para el manejo adecuado del software. ✓ Capacitar al personal de la empresa que requiera operar el sistema con el fin de aprovechar su funcionalidad en beneficio de la misma.. 9.

(10) 4. MARCO DE REFERENCIA 4.1 Medidas eléctricas de campo (PEC) Las pruebas eléctricas de campo (PEC), son útiles porque nos dan información sobre: cargabilidad, aptitud dieléctrica, características de operación, línea base, tendencias relocalización, verificar la condición después de un disturbio, y reducir fallas catastróficas entre otras. Además, le aportan al ingeniero de mantenimiento herramientas para verificar la condición del transformador. El beneficio de cada prueba debe ser claro y sus resultados aptos para ser interpretados. [1] A continuación, se indican las pruebas de campo más comunes que se utilizan para evaluar las condiciones del estado de aislamiento y de las bobinas de un transformador; correlacionando debidamente estas pruebas con las del aceite, se puede conseguir un conocimiento correcto del estado interno del transformador. Estas medidas se pueden agrupar en dos: • Las que se refieren la medición de calidad o el deterioro de aislamientos • Las que se refieren a alagunas de las características de los devanados mismos 4.1.1 Pruebas que miden la calidad del aislamiento 4.1.1.1 Medición del factor de potencia de aislamientos totales Las pérdidas dieléctricas de un aislamiento se disipan en forma de calor y son consecuencia directa de los dos agentes que afectan el aislamiento, es decir, la humedad y los productos de degradación del aceite causando el deterioro del aislamiento sólido. También el factor de potencia puede detectar vacíos en el sistema de aislamiento que pueden causar descargas parciales. El factor de potencia de un aislamiento se define como la relación de la potencia en Watios disipada por el material y el producto de la tensión senoidal eficaz por la corriente, en Voltio-Amperios. La IEEE define el factor de potencia como el coseno del ángulo de fase entre el voltaje sinusoidal aplicado a través del dieléctrico y la corriente que fluye por el sistema dieléctrico. La relación de la potencia en watios disipada por el material y el producto de la tensión senoidal eficaz por la corriente, en Voltio-Amperios. Las perdidas dieléctricas de un aislamiento se disipan en forma de calor y son consecuencia directa de la humedad y los productos de degradación del aceite que afectan la vida útil del papel aislante. Cualquier sistema de aislamiento puede ser representado por una capacitancia y resistencia en paralelo. Esencialmente el factor de potencia de un sistema es una medida de la corriente de fuga. 10.

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(12) causas de este valor alto de factor de potencia y proceder en consecuencia a corregir la anomalía identificada. En la realización de esta prueba se debe tener en cuenta aspectos como el tipo de equipo bajo ensayo, la temperatura del aislamiento en medición, la temperatura ambiente y la tensión aplicada. En otras palabras, el ensayo se efectúa de manera distinta en transformadores bi o tridevanados, autotransformadores, aisladores, transformadores de potencial, transformadores de corriente, interruptores, cables, aceite, etc. Los valores medidos se deben corregir a una temperatura de referencia, generalmente 20°C, teniendo en cuenta la temperatura de medición o ambiental según el caso.. K = Factor de corrección T = Temperatura de la prueba. 𝐾 = 0.5. (. 20°−𝑇 ) 10. [3]. El factor de potencia de un aislamiento no debe aumentar con el incremento de voltaje AC aplicado. Si ello ocurre se debe investigar pues lo más probable es que existe un problema en el aislamiento. En lo referente a las capacitancias, su variación significativa en el tiempo es indicio de movimientos o deformaciones de los devanados y por tanto debe registrarse su valor cada vez que haga la prueba de Factor de potencia.. 4.1.1.2 Medición de la resistencia de aislamiento Consiste en aplicar un voltaje DC durante un periodo de tiempo determinado (usualmente diez minutos) al aislamiento bajo ensayo, y medir la resistencia de aislamiento entre devanados y entre cada devanado y tierra. Usualmente se mide en Megahomios MΩ, referidos a 20°C según factores de conversión suministrados por el fabricante del equipo, aplicando voltaje DC de diferentes valores; los más usuales son 500, 1000, 2500 y 5000 Voltios. Las lecturas de resistencias de aislamientos son registradas en tiempos específicos, 15 segundos, 30 segundos, un minuto, dos minutos y así sucesivamente hasta completar el tiempo total determinado para la prueba que normalmente es de 10 minutos, registrando el dato cada minuto. Los resultados se grafican, y si se tiene una buena condición del aislamiento, esta se reflejará en una línea con pendiente positiva en el tiempo. Con esta prueba es posible detectar: Presencia de excesiva humedad, avanzada degradación del aceite que está comprometiendo a todo el aislamiento, y fallas en el aislamiento (aislamientos a tierra o bajo aislamiento entre devanados). Esta prueba es muy sensible a la temperatura. Con variaciones de esta prueba, correlacionando valores diferentes a. 12.

(13) voltajes y tiempos diferentes, se han desarrollado índices tales como el de absorción dieléctrica, de polarización y el de voltaje de paso por etapas (Step Voltage), que permiten evaluar la presencia de excesiva humedad en un transformador o incluso avanzada degradación del aceite que está comprometiendo a todo el aislamiento. • Índice de Absorción: Es la relación entre las medidas de la resistencia de aislamiento en Megohmios a 60 segundos y a 30 segundos. Este valor debe ser mayor que la unidad para registrar un buen aislamiento. Lo anterior se basa en el comportamiento de la corriente en un aislamiento, una de cuyos componentes es la corriente de absorción, que inicia en un valor alto y va decreciendo con el tiempo, manifestándose en un aumento de la resistencia de aislamiento como una simple aplicación de la ley de OHM. Un buen aislamiento debe tener un decrecimiento notable en la corriente de absorción lo cual representa un buen Índice de Absorción. • Índice de Polarización: Es la relación entre las medidas de la resistencia de aislamiento en Megohmios a 10 minutos y a 1 minuto. Su valor debe estar siempre por encima de la unidad. Debido a que el valor total de la corriente en el aislamiento depende del tiempo, entonces, entonces la ley de Ohm (R=E/I) tendría aplicación exacta en un tiempo infinito. Una buena aplicación en la práctica resulta ser el Índice de Polarización. A continuación, se presenta la Tabla que puede ser de utilidad para una correcta aplicación de los dos criterios anteriormente descritos:. Condición del Aislamiento. Relación 60/30 Segs.. 0/1 Min.. Riesgosa. ……. Menor Que 1. Pobre. Menor Que 1,1. Menor Que 1,5. Cuestionable. De 1,1 A 1,25. De 1,5 A 2,0. Dudosa. De 1,25 A 1,4. De 2,0 A 3,0. Buena. De 1,4 A 1,6. De 3,0 A 4,0. Por encima De 1,6 Por encima De 4,0 Excelente Tabla 1. Criterios para el análisis de la condición del aislamiento de un trasformador. [1]. • Voltaje de Paso: Con este método se prueba la resistencia de aislamiento a dos tensiones, primero a la más baja, y luego a otra 5 veces mayor. Ambas se aplican a un minuto. Un decrecimiento del 25% del valor de la resistencia de aislamiento a la tensión más alta o más, usualmente se debe a la presencia de excesiva cantidad de agua. Este fenómeno se conoce como el efecto Evershed. El agua en un sistema de aislamiento es una sustancia polar positiva, y sus moléculas serán atraídas hacia zonas de alta carga negativa. Por tanto, cuando se utiliza el instrumento Megger con el cable del negativo conectado a un terminal de cobre, y el cable positivo es conectado a tierra, durante la. 13.

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(15) MEDIDOR DE AISLAMIENTO RISH INSU 5000 A / AK / M / R. CARACTERISTICA DESCRIPCION Este instrumento es adecuado para la medición no destructiva de la resistencia de aislamiento en sistemas eléctricos, máquinas, Voltajes de prueba a 5000 V transformadores y en cables, con ocho pruebas seleccionables y tensiones de hasta 5 kV.. Medida de voltaje a 2000 V. Cables de medición con aislamiento de alta resistencia. Aguja con LED. Con los rangos de medición de voltaje, se pueden verificar los objetos de prueba y así determinar la ausencia de voltaje en redes de hasta 2KV. Esto es importante para la medición de la resistencia de aislamiento, ya que los voltajes extraños distorsionan los resultados de la medición.. Los cables de medición con aislamiento de alta resistencia están conectados permanentemente al medidor por razones técnicas y de seguridad. Con esto se evita el posible peligro causado por la extracción involuntaria de cables. Cuenta con tres LED ubicados dentro del medidor de aguja los cuales facilitan la lectura e indican el rango de medición seleccionado. También cuenta con un indicador de batería que se encuentra al lado de la báscula, durante la secuencia de medición, el LED verde indica si la carga de la batería es suficiente o no para la medición. • Amplio rango de medición de 10KOhm a 1TOhm • Pantalla logarítmica fácil de leer • Voltajes de prueba: 100 V, 250 V, 500 V, 1000 V, 1500 V, 2000 V, 2500 V, 5000 V • Medición a 2000V de acuerdo con DIN VDE 0413 • Rango de medición: 100kOhm a 100MOhm (1000V). 15.

(16) • Medida de voltaje a 2000V • El terminal de guardia elimina la corriente superficial • Fuente de alimentación con baterías o generador de manivela (opcional) Tabla 2. Características técnicas del medidor de aislamiento RISH INSU ® 5000 A / AK / M / R. [6]. 4.1.2 Pruebas que miden el comportamiento eléctrico 4.1.2.1 Medición de la corriente de excitación Se realiza con el fin de detectar cierto tipo de fallas en los transformadores, como defectos en la estructura del núcleo magnético o fallas del aislamiento que pueden haber resultado como consecuencia de caminos conductores entre espiras del devanado. Ambos tipos de fallas aumentan la reluctancia aparente del circuito magnético y pueden ser reconocidas por la anormal alta corriente de excitación requerida para forzar un flujo dado a través del núcleo. Los datos son comparados con los resultados de ensayos anteriores, con los valores de unidades similares o con la información suministrada por el fabricante. Otros tipos de problemas, tales como conexión incorrecta de los devanados y conmutadores de derivaciones defectuosos, también pueden ser detectados por las pruebas de corriente de excitación. En transformadores trifásicos particularmente conectados en estrella, los resultados de corriente de excitación son similares para dos fases entre sí, pero difieren de los resultados obtenidos para la tercera fase (normalmente la correspondiente a la columna central del núcleo). Generalmente los datos son comparados con los resultados de ensayos anteriores, con los valores de unidades similares o con la información dada por el fabricante. La prueba de corriente de excitación se puede realizar con el mismo equipo empleado para la medición del factor de potencia del aislamiento. El procedimiento de prueba se basa en la norma técnica colombiana NTC 1031. Se recomienda ejecutar la prueba de corriente de excitación antes de ejecutar cualquier prueba a DC, pues los resultados pueden ser incorrectos debido al magnetismo residual del núcleo.. 16.

(17) 4.1.2.2 Medición de la relación de transformación (TTR) Esta prueba que básicamente mide la relación de transformación entre dos devanados, permite identificar cortos entre espiras, daños en el conmutador y posiciones incorrectas de éste. Procedimiento según NTC 471. Se realiza con un aparato denominado TTR (Transformer Test-Turn Ratio), en realidad es una fuente de voltaje regulada. El análisis de resultados se ejecuta según Norma Técnica Colombiana NTC 380. Es recomendable realizar las lecturas para todas las posiciones del cambiador de taps para detectar posibles daños en éste o falsas posiciones. La variación de los valores medidos con respecto a los valores esperados según los datos de placa no debe superar el +0.5% ó -0.5%. Esta prueba permite además comprobar el grupo de conexión del transformador. 4.1.2.2.1 Método del voltímetro (NTC 471 - 3.1) Consiste en aplicar una tensión alterna sinusoidal de valor conocido al devanado de mayor tensión, midiendo esta tensión y la que aparece en el otro devanado por medio de voltímetros y transformadores apropiados. La relación de las dos tensiones medidas será la relación de transformación. Los voltímetros deben leerse simultáneamente. Debe hacerse una segunda lectura intercambiando los voltímetros; se tomará el promedio de las dos lecturas para compensar el error de los instrumentos. El ensayo del transformador de potencial debe ser tal, que sitúe los dos voltímetros aproximadamente en la misma lectura, de otro modo la compensación del error por intercambio de los instrumentos no es satisfactoria y es necesario ampliar una conexión apropiada de los mismos. El ensayo debe hacerse con no menos de cuatro tensiones y escalonamiento de aproximadamente el 10 %; el valor promedio debe tomarse como valor verdadero. Si los valores tomados difieren en más del 1 % las medidas deberán repetirse con otros voltímetros. Cuando se debe medir la relación a varios transformadores de especificaciones nominales iguales, el trabajo puede ser simplificado aplicando el sistema enunciado a una unidad y luego comparando los restantes con ésta como patrón, de acuerdo al método del transformador patrón.. 4.1.2.2.2 Método del transformador patrón Consiste en comparar la tensión del transformador bajo ensayo con la de un transformador patrón calibrado, cuya relación es ajustable en pequeños escalones. Con este método, el transformador en ensayo y el patrón se conectan en paralelo y se aplica tensión a sus devanados de alta tensión,. 17.

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(19) Características técnicas medidor de relación de transformación TTR BIDDLE 550005B. Utilizado para probar transformadores de potencia y distribución monofásicos Diseño basado en la técnica de medición de puente de precisión Precisión sin igual (± 0.1%) en un diseño portátil El TTR mide la relación y la corriente excitante de los devanados en transformadores. Las desviaciones en las lecturas de relación de vueltas indican problemas en uno o dos devanados o en el circuito de núcleo magnético. El TTR es útil para la identificación de: • Bobinas en corto • Circuitos abiertos • Conexiones incorrectas • Fallas internas o defectos del cambiador de tomas en reguladores de paso, así como en transformadores. El modelo monofásico está disponible en manivela o línea-funcionada medidas y versiones vueltas altamente sensibles proporciones de hasta 129.99:1 con una precisión de ±0, 1%. Un transformador auxiliar opcional amplía la gama de relación a 329.99:1. El TTR opera bajo el principio de que el cociente de la tensión del transformador sin carga es prácticamente igual a la relación y transformación verdadera. Tabla 3. Características técnicas medidor de relación de transformación TTR BIDDLE 550005B. [7]. 4.1.2.3 Medición de la resistencia de devanados (NTC 375) Esta prueba se efectúa para: Medir la resistencia de cada devanado, verificar que las conexiones internas estén hechas correctamente, espiras en corto-circuito o en circuito abierto, calcular la temperatura del arrollamiento o simplemente para comparar con la información suministrada por el fabricante. La medida se puede efectuar por el método del puente según la Norma Técnica Colombiana NTC 375 utilizando un puente de Wheatstone o de Kelvin. El instrumento es una fuente de poder de operación automática compuesta por baterías, que suministran un voltaje y una corriente DC, necesarias para excitar el devanado a probar. Es recomendable efectuar la prueba para todas las posiciones del cambiador de taps. Puesto que la resistencia del cobre varía con la temperatura, todas las lecturas de la prueba deben ser convertidas a una temperatura de referencia para así dar resultados significativos. Esta temperatura de referencia, por consenso se ha establecido en 75°C. La fórmula para convertir las lecturas a dicha temperatura de referencia es como sigue: 𝑅75°𝐶 = 𝑅𝑝𝑟𝑢𝑒𝑏𝑎 ∗. 234,5 + 75 234.5 + 𝑇𝑑𝑒𝑣 °𝐶. [3]. 19.

(20) Correlacionando debidamente estas pruebas con las del aceite, se puede conseguir una valoración correcta del estado interno del transformador. Principio de los métodos La medida de la resistencia de los devanados se efectúa generalmente por los métodos de la caída de tensión o del puente. 4.1.2.3.1 Método de la caída de tensión Consiste simplemente en observar la caída de tensión, conociendo la intensidad de la corriente que pasa por el devanado cuya resistencia se está determinando y haciendo el cálculo por medio de la ley de Ohm:. Donde:. 𝑅𝑥 =. 𝑈 𝐼. [4]. U = tensión aplicada a los terminales del devanado, en voltios. I = intensidad de la corriente que circula por el devanado en amperios. Rx = resistencia del devanado en ohmios. La exactitud de este método depende de la medida de las dos magnitudes desconocidas por medio de instrumentos indicadores; se obtienen los mejores resultados cuando el voltímetro y el amperímetro se pueden leer con la misma precisión. El circuito utilizado para efectuar la medida se muestra en la Figura 5.. Figura 5. Esquema para determinar la resistencia de devanados por el método de la caída de tensión. [5]. 20.

(21) 4.1.2.3.2 Método del puente La Figura 7muestra el esquema de un puente de Wheatstone, donde R, R, y R2 son resistencias conocidas y Rx representa la resistencia del devanado al cual se le hace la medida. Para utilizar el puente se ajustan las resistencias hasta que el medidor de corriente M esté en cero; entonces, 𝑅𝑥 = (. 𝑅1 )∗𝑅 𝑅2. Este método del puente presenta las siguientes ventajas:. [5]. ✓ Es un método de reducción a cero. ✓ La comparación se hace directamente con resistencias patrón, cuya exactitud puede ser muy grande. Procedimiento La resistencia de cada devanado, los terminales entre los cuales se mide y la temperatura de los devanados se deben registrar. La medida se hace con corriente continua. En todas las medidas de resistencia los efectos inductivos se deben reducir al mínimo.. Figura 6. Método del puente para determinar la resistencia de los devanados. [5]. 21.

(22) El tiempo gastado por la corriente utilizada en la medida para estabilizarse debe ser observado durante las mediciones de la resistencia en frío con el objeto de tener una guía cuando se hagan las medidas de la resistencia en caliente durante ensayos subsiguientes, por ejemplo, ensayos de calentamiento de tal manera que se da suficiente tiempo para que desaparezcan los efectos inductivos, antes que las lecturas de la resistencia en caliente sean registradas. Condiciones generales a) Los ensayos pueden hacerse a los transformadores a cualquier temperatura comprendida entre 10°C y 40°C y con enfriamiento por agua (si se requiere) a cualquier temperatura que no exceda de 25°C. b) Todos los componentes y accesorios externos que puedan afectar el funcionamiento del transformador deben estar colocados en su lugar. c) En los devanados con derivaciones, a menos que se acuerde algo diferente entre fabricante y comprador, o a menos que el ensayo específicamente lo requiera, los ensayos deben efectuarse en la derivación principal. d) Las condiciones de ensayo para todas las características con excepción de la de aislamiento, debe ser la condición nominal del transformador, a menos que en el ensayo se establezca algo diferente. e) Cuando se requiera la corrección de los resultados de los ensayos a una temperatura de referencia, la temperatura de referencia debe estar de acuerdo con la siguiente tabla.. Tabla 4. Temperaturas de referencia.. f) La tensión de las fuentes de energía utilizadas en los ensayos debe ser a una frecuencia nominal y tener una forma de onda aproximadamente sinusoidal, con excepción a las utilizadas en los ensayos de sobretensión inducida y tensión de impulso tipo descarga atmosférica. 22.

(23) Requisitos Las características relacionadas con el comportamiento eléctrico que deben ser garantizadas se indican en la siguiente tabla. En ella además se especifican las tolerancias permitidas. El objeto de estas tolerancias es el de considerar pequeñas variaciones debidas a la fabricación I. La tolerancia en la relación de transformación se aplicará a todas las derivaciones, pero en devanados con derivaciones y pocas espiras se permitirá, por acuerdo entre fabricante y comprador, que la tolerancia se aplique a la relación de transformación más exacta obtenida y no a la relación de transformación especificada. II. Las tolerancias para las perdidas con carga, perdidas sin carga (en vacío), eficiencia y regulación se aplicarán a la derivación principal únicamente. Las tolerancias para estos mismos valores, relacionados con una derivación diferente de la principal, serán establecidos por acuerdo entre fabricante y comprador. III. Cando una tolerancia en un sentido sea omitida se considerará que no hay restricción de valor correspondiente en ese sentido. IV. Un transformador se considerará que ha pasado un ensayo cuando las diferencias entre los resultados de las mediciones de ensayo y las cifras declaradas por los fabricantes no son mayores que las tolerancias permitidas V. El fabricante deberá suministrar un certificado de todos los ensayos de rutina y de tipo. Por acuerdo entre fabricante y comprador podrá suministrarse un certificado de los ensayos especiales. 23.

(24) Tabla 5. Tolerancias para los ensayos eléctricos NTC 380. 4.1.2.3.3 Equipo utilizado para la medición de resistencia de devanados Para la medición de resistencia de devanados PRODIELCO ingeniería utiliza el equipo Micro-ohm METER Modelo: MO-2014.. Figura 7. Medidor de resistencia de devanados. [8]. 24.

(25) CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS MEDIDOR DE RESISTENCIA DE DEVANADOS 4 dispositivos terminales para la medición precisa de resistencia muy baja. Ideal para medir la resistencia de componentes de precisión. Ideal para probar conductores de protección, pararrayos y puntos de soldadura. Prueba máxima corriente es de 10A (sólo gama 60000uQ). Tiene dos modos de trabajo, resistente e inductivo, Normal es el modo resistivo. Función especial "CALCULATE" para medir la longitud de un conductor. 6 rangos de medición amplia gama, 1 ult - 6K Q. Gran tamaño y luz de fondo LCM pantalla, lectura fácil. Circuito de LSI proporciona durabilidad, fiabilidad y alta precisión. Tabla 6. Características técnicas medidor de resistencia de devanados [8]. Fgura 8. Especificaciones generales Medidor de aislamiento. [8]. 4.2 Incertidumbre en las medidas Las pruebas realizadas con los equipos de medición están expuestas a fenómenos que contribuyen a la incertidumbre y, por tanto, al hecho de que el resultado de una medición no pueda ser caracterizado con un único valor, a estos fenómenos se les denomina fuentes de incertidumbre. En la práctica, hay muchas fuentes posibles de incertidumbre de medida, que incluyen: A. Definición incompleta de la magnitud medida. B. Realización imperfecta de la definición del mensurando.. 25.

(26) C. Muestreo no representativo. D. Inadecuado conocimiento de los efectos de las condiciones ambientales sobre la medición o medición imperfecta de las condiciones ambientales. E. Desvíos personales en la lectura de instrumentos analógicos. F. Resolución finita del instrumental. G. Valores inexactos de los patrones. H. Valores inexactos de constantes. I. Aproximaciones y suposiciones incorporadas en el método de medición. J. Variaciones en las observaciones repetidas del mensurando bajo condiciones aparentemente idénticas. Estas fuentes no son necesariamente independientes, y algunas de ellas, de a) a i), pueden contribuir en j). [9] 4.2.1 Evaluación de la incertidumbre de medida 𝒖(𝒙𝒊 ), de las estimaciones de entrada 𝒙𝒊. Las incertidumbres de medida asociadas a las estimaciones de entrada se evalúan utilizando uno de los siguientes métodos, a saber: Tipo A: la incertidumbre se determina mediante el análisis estadístico de una serie de observaciones. En este caso, la incertidumbre típica es la desviación estándar experimental de las medidas, que se deriva de un procedimiento promediado o de un análisis de regresión. Tipo B: la incertidumbre típica se determina mediante un procedimiento distinto al análisis estadístico de una serie de observaciones. En este caso, la estimación de la incertidumbre típica se basa en otros conocimientos científicos, como son: • Datos de mediciones previas. • Experiencia o conocimiento general del comportamiento y las propiedades de los materiales e instrumentos relevantes. • Especificaciones de los fabricantes. • Datos obtenidos de certificados de calibración de la cadena de trazabilidad. • Incertidumbres asignadas a datos de referencia obtenidos de manuales. [10]. 26.

(27) 5. DESCRIPCIÓN DEL DESARROLLO DE LA PRACTICA En el marco del desarrollo de la práctica y la experiencia que se ha adquirido en este entorno laboral, se han presentado diversas situaciones en las que se ha tenido que recurrir a los conocimientos adquiridos a lo largo de la carrera, tanto en la elaboración el software como en el cumplimiento de las actividades asignadas por la empresa, estas actividades han sido: • Manipulación de transformadores: Acompañamiento en sitio para la realización de pruebas eléctricas, tomas de muestras de aceite, termografías, cambio de papel dieléctrico, pruebas tipo, pintura, desarme de un transformador, mantenimiento correctivo y preventivo, maniobras eléctricas, realización de informes de las actividades desarrolladas. • Instalaciones eléctricas: Diseño eléctrico, cambio de conductores, instalación de puntos de datos y de red, instalación de luminarias, termografías a tableros eléctricos, análisis de calidad de energía, estudios de factibilidad y levantamiento de circuitos eléctricos. Todas estas actividades han permitido fortalecer el conocimiento adquirido y desarrollar un nuevo pensamiento frente a las aplicaciones y la importancia que puede llegar a tener la carrera de ingeniería eléctrica. 5.1 Descripción del software 5.1.1 Requisitos. Figura 9. Diagrama de requerimientos para la elaboración del software. 27.

(28) Figura 10. Diagrama de casos de uso del software.. Gestionar transformador: es la interfaz principal a la que accede el usuario en el momento que ejecuta el archivo principal (base.xlsm), la cual permite: ingresar nuevo transformador: formulario en el cual se realiza el registro de un nuevo transformador en la base de datos y de crea su hoja de vida, se piden digitar datos básicos como lo son: • Fecha de ingreso a la base de datos • Ubicación del transformador Luego se realiza el ingreso de los datos de placa principales sugeridos en la NTC 618, los cuales se mencionan a continuación: • • • • • • • • • •. Nombre del fabricante Número de serie Año de fabricación Numero de fases Potencia nominal (MVA) Frecuencia nominal (Hz) Tensión nominal AT (V) Tensión nominal BT (V) Corriente de corto circuito simétrica (kA) Peso total (Kg). Buscar transformador: en este formulario se puede observar un listado con todos los transformadores registrados en la base de datos hasta el momento, allí el usuario podrá ingresar. 28.

(29) manualmente el número de serial o buscar en el listado el transformador solicitado para de esta manera poder abrir el historial correspondiente. Abrir Excel: esta opción cerrará la interfaz gráfica del formulario y abrirá el archivo de Excel, allí podrá acceder a todos los datos relacionados con el transformador y las pruebas eléctricas realizadas al mismo almacenados en el libro de cálculo además de una serie de botones cuyas opciones se muestran a continuación: • Generar grafico de resistencia de aislamiento: botón que crea las gráficas de resistencia de aislamiento con los datos de las pruebas eléctricas, generará una gráfica diferente por cada fecha de mantenimiento y serán almacenadas en la hoja del libro de Excel denominada “Gráficas RA”. • Generar grafico de factor de potencia: botón que crea las gráficas de factor de potencia con los datos de las pruebas eléctricas, generará una gráfica por cada tipo de factor de potencia y se podrá ver la evolución con todas las fechas disponibles de los mantenimientos. • Tendencia de resistencia de aislamiento: botón que genera una gráfica que recopila la evolución del valor de la resistencia de aislamiento a través de los datos suministrados en las pruebas anteriores. Ingreso de nueva fecha de mantenimiento: en este formulario en primer lugar se deberá ingresar una fecha valida, es decir, después del año de fabricación del transformador en mención. Una vez validada la fecha del mantenimiento se habilitará el ingreso de los resultados de las pruebas eléctricas, las cuales se especifican a continuación: Pruebas eléctricas • Resistencia de aislamiento: este formulario consta de dos partes, en la primera se deben ingresar los valores de resistencia de aislamiento entre el lado de alta tensión y el lado de baja tensión y viceversa estos valores corresponderán a los medidos a los 30 segundos, 1 minuto y 10 minutos siendo en total seis casillas por llenar. en la segunda parte se encontrarán los espacios para ingresar las medidas de resistencia de aislamiento entre el lado de alta y la cuba del transformador, así como entre el lado de baja y la cuba del transformador, al igual que en el anterior los tiempos de las mediciones corresponden a los 30 segundos, 1 minuto y 10 minutos. • Relación de transformación: este formulario consta de tres partes, cada una correspondiente a cada fase, para este caso se cuenta con la posibilidad de ingresar datos de la prueba de relación de transformación de hasta 5 posiciones de tap diferentes, sin embargo, no es necesario llenarlas todas de no contar con la información necesaria, el programa asumirá que taps fueron usados y que taps no, sin afectar los resultados finales.. 29.

(30) • Resistencia de devanados de alta tensión: este formulario consta de tres partes, cada una correspondiente al devanado de cada fase, para este caso se cuenta con la posibilidad de ingresar datos de la prueba de resistencia de devanados de hasta 5 posiciones de tap diferentes, sin embargo, no es necesario llenarlas todas de no contar con la información necesaria, el programa asumirá que taps fueron usados y que taps no, sin afectar los resultados finales. (los datos deben ser ingresados en mili ohmios). • Resistencia de devanados de baja tensión: este formulario consta de una sola parte donde se deben ingresar los datos de resistencia de cada uno de los tres devanados del lado de baja tensión y posteriormente dar clic en al botón guardar. (los datos deben ser ingresados en mili ohmios). • Corriente de excitación: este formulario consta de tres partes, cada una correspondiente a cada fase, para este caso se cuenta con la posibilidad de ingresar datos de la prueba de corriente de excitación de hasta 5 posiciones de tap diferentes, sin embargo, no es necesario llenarlas todas de no contar con la información necesaria, el programa asumirá que taps fueron usados y que taps no, sin afectar los resultados finales. (los datos deben ser ingresados en mili amperios). • Factor de potencia: este formulario consta de una sola parte donde se deben ingresar los 4 datos de factor de potencia del aislamiento en porcentaje, los cuales corresponden al aislamiento entre los conductores de alta y tierra, conductores de baja y tierra, conductores de alta y baja y por último el aislamiento a tierra. • Comentarios y Observaciones: este formulario consta por un espacio para ingresar todas las recomendaciones y observaciones, que servirán de referencia la hora de efectuar el siguiente mantenimiento. Obtener análisis en PDF: al activar este botón se genera un archivo en PDF donde se recopilan los análisis de las pruebas eléctricas correspondientes a cada una de las fechas de los mantenimientos ingresados, este archivo será guardado en la misma carpeta donde se encuentran las “hojas de vida” de los transformadores. Histórico de pruebas: al activar este botón se abrirá un formulario que mostrará en una tabla de manera organizada y concisa los datos almacenados de cada uno de los mantenimientos realizados en el transformador hasta la fecha. 5.1.2 Desarrollo y funcionamiento El programa fue realizado mediante visual basic for applications (VBA) de Microsoft Excel, el cual permitió mediante formularios acceder de manera sencilla e intuitiva a cada una de las interfaces requeridas para su funcionalidad. En primer lugar, se tiene la interfaz principal (HOME), la cual se presenta al usuario una vez ejecuta el archivo “base.xlsm”, en este archivo se almacenan todos los. 30.

(31) registros de los transformadores ingresados al programa y permite crear la “hoja de vida” de cada uno en una macro individual dentro de la misma carpeta donde se guarde el archivo base.. Figura 11. Interfaz de usuario principal.. El formulario principal cuenta con cuatro funciones: Ingresar nuevo transformador: esta opción crea un nuevo formulario en el cual el usuario realiza el registro del transformador estableciendo la fecha de ingreso del transformador al programa y los principales datos exigidos en la NTC 618 (Transformadores eléctricos placa de características), posteriormente el registro se almacena en la base de datos del programa. Una vez realizada la validación de cada uno de los datos ingresados en este formulario dando clic en el botón “Agregar”, se crea el archivo correspondiente al transformador inscrito, para su posterior visualización e ingreso de fechas de mantenimientos. Buscar Transformador: Al utilizar esta opción el programa abre una nueva ventana en la cual se encuentra el listado de todos los transformadores inscritos en la base de datos hasta el momento con sus correspondientes datos de placa de características. La búsqueda se realiza mediante el serial del transformador, ya sea ingresando el número de serie en la barra de búsqueda y posteriormente dar clic al botón “Abrir historial” o realizando la búsqueda en el listado ubicado en la parte inferior de la ventana, en caso de no encontrarse el transformador requerido podrá dar clic en el botón “Volver”, el cual realiza nuevamente la apertura de la ventana principal donde se podrá acceder a la opción “Ingresar nuevo transformador” y de esta manera garantizar que el transformador sea ingresado a la base de datos. Una vez verificado que el transformador se encuentra en la base de datos se puede realizar la apertura de su correspondiente historial u “hoja de vida”, lo cual lleva al usuario a la macro de Microsoft Excel asignada a dicho equipo.. 31.

(32) Figura 12. Interfaz para el ingreso de un nuevo transformador.. Figura 13. Interfaz para la búsqueda de historiales de los transformadores.. 32.

(33) Figura 14. Formato para el historial de C/U de los transformadores.. Al ejecutarse el historial del transformador se pueden observar los datos de placa característica, así como el número de mantenimientos realizados con sus correspondientes fechas y los valores obtenidos con la realización de las pruebas eléctricas anteriores. Adicionalmente en esta macro donde se encuentra almacenada toda la información relacionada al transformador, se pueden ejecutar acciones como: ingresar nueva fecha de mantenimiento, esta acción ejecuta un formulario donde el usuario debe ingresar la fecha del nuevo mantenimiento , una vez verificada esta fecha el programa crea un nuevo espacio en el historial con dicha fecha y se habilitan los espacios para ingresar los datos de las pruebas eléctricas, allí se podrán ingresar los resultados obtenidos en las pruebas de: resistencia de aislamiento, relación de transformación, resistencia de devanados de alta, resistencia de devanados de baja, corriente de excitación y factor de potencia; además la interfaz cuenta con una casilla para ingresar observaciones, comentarios y recomendaciones que quedan almacenados y pueden ser observados posteriormente antes de realizar el siguiente mantenimiento, esta función también sirve de guía para el operario. Después de ingresar todos los datos obtenidos en las pruebas eléctricas realizadas en la fecha correspondiente, el usuario podra observar el historial de estos datos y obtener el último análisis de resultados en formato PDF. En la primera opción se ejecuta un formulario que muestra el listado con los datos de todas las pruebas realizadas hasta el momento organizados por fecha. Con la segunda opción se crea un archivo em formato PDF con los resultados de los análisis de cada una de las pruebas eléctricas, siempre y cuando se cuente con la información necesaria para realizar el informe; estos análisis se realizan con base en los lineamientos dados por la normativa vigente y dispuesta en el país para cada una de las pruebas y ofrecen un diagnostico base que permite identificar los principales problemas con los que cuenta el equipo, para la realización de pruebas más específicas y/o mantenimiento correctivo en caso de ser necesario. El software permite acceder de diferentes formas al informe de diagnóstico, ya sea imprimiéndolo directamente desde la aplicación, enviarlo por Fax o guardarlo en el equipo; si se desea guarda en el equipo, el archivo quedará almacenado automáticamente en la carpeta donde se encuentra la “Hoja de vida” del transformador sometido a análisis y el nombre del archivo será el número de serial del equipo junto a la fecha y hora a la que se generó dicho análisis. 33.

(34) Figura 15. Interfaz para el ingreso de los datos de las pruebas eléctricas.. Figura 16. interfaz para observar los datos históricos de las pruebas eléctricas.. 34.

(35) Figura 17. Informe en PDF con el análisis generado por el software.. 35.

(36) 5.2 Implementación Tras obtener una versión consistente del software se buscó realizar su implementación en las actividades de análisis de pruebas eléctricas en labores de mantenimiento y revisión en transformadores eléctricos realizadas por la empresa PRODIELCO SAS, para ello en primer lugar se buscaron informes realizados anteriormente y durante el tiempo de las pasantías, esto con el fin de ingresar los datos allí recolectados y comparar los resultados obtenidos en su momento con los que serán generados con el software, evidenciando así posibles inconsistencias en el mismo y realizar las correcciones pertinentes. Inicialmente se tomó como caso base la implementación del software para el análisis de resultados de las pruebas eléctricas realizadas a tres transformadores de características técnicas diferentes, cuyos informes fueron facilitados por la empresa, dichos informes son descritos a continuación: I. INFORME DE MANTENIMIENTO TRANSFORMADOR TYF 300 KVA NS: 5849689, Fecha de elaboración 30 de noviembre de 2017 II. INFORME DE MANTENIMIENTO TRANSFORMADOR 1000 KVA NS: 4310812, Fecha de elaboración Julio de 2018 III. INFORME DE MANTENIMIENTO TRANSFORMADOR TESLA 3500 KVA NS: 2500617, Fecha de elaboración Julio de 2018 Con esta información fue realizado el procedimiento de ingreso de los resultados de las pruebas a la base de datos de cada uno de los transformadores y se procedió a realizar el proceso de análisis y comparación de resultados con los informes. 5.3 Pruebas 5.3.1 TRANSFORMADOR TYF 300 KVA NS: 5849689 La prueba del software fue realizada el 10 de agosto de 2018; para ello en primer lugar, se realizó el ingreso de los datos principales relacionados con el transformador, estos son: • Fecha de ingreso a la base de datos: 10 de agosto de 2018 • Ubicación del transformador: Hospital de la Policía, Bogotá D.C. Luego se realiza el ingreso de los datos de placa principales sugeridos en la NTC 618, los cuales se mencionan a continuación: • • • • • • • • •. Nombre del fabricante: T&F Número de serie: 5849689 Año de fabricación: 1984 Numero de fases: 3 Potencia nominal (MVA): 0.3 Tensión nominal AT (V): 11400 Tensión nominal BT (V): 456/264 Corriente de corto circuito simétrica (kA): 0.379 Peso total (Kg): 1885. 36.

(37) Ingresando todos los datos requeridos en el programa, el registro es realizado con éxito como se muestra en la figura 18.. Figura 18. Ingreso de datos principales del transformador.. Figura 19. Registro exitoso del transformador en la base de datos.. 37.

(38) Inmediatamente es registrado el transformador, se abre la macro de Excel cuyo nombre corresponde al número de serial del transformador (5849689), allí se pueden visualizar datos básicos del equipo como lo son: • • • • • • •. Nombre del fabricante: T&F Número de serie: 5849689 Año de fabricación: 1984 Potencia nominal (MVA): 0.3 Tensión nominal AT (V): 11400 Fecha de ingreso a la base de datos: 10 de agosto de 2018 Ubicación del transformador: Hospital de la Policía, Bogotá D.C.. Figura 20. Macro principal para el transformador (5849689).. Allí se presentan las diferentes opciones que se pueden llevar a cabo con los datos almacenados del transformador. Para este caso al ser un transformador sin ningún antecedente de mantenimiento, lo primero será ingresar una fecha de mantenimiento inicial, para de esta manera poder obtener un análisis de las pruebas eléctricas realizadas. Esta fecha corresponde 19 de noviembre de 2017, en la cual PRODIELCO SAS realizó pruebas eléctricas al transformador, las pruebas fueron: • Medición de resistencia de aislamiento • Medición de la relación de transformación • Medición de la resistencia de los devanados. 38.

(39) Los resultados de estas pruebas y su ingreso en el programa se describen a continuación: • Medición de resistencia de aislamiento La primera prueba realizada corresponde a la medición de la resistencia de aislamiento. En la figura 21 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, correcciones realizadas por temperatura y demás, así como los correspondientes resultados.. Figura 21. Medición de resistencia de aislamiento (condiciones generales y resultados). Figura 22. Ingreso de datos de resistencia de aislamiento (Alta tensión-Baja Tensión). 39.

(40) Los resultados de las pruebas son ingresados en el formulario, se solicitan principalmente las mediciones realizadas a los 30 segundos, 1 minuto y 10 minutos, en la figura 22 se muestra el ingreso de las mediciones de la resistencia de aislamiento realizadas entre alta tensión y baja tensión y viceversa; mientras que en la figura 23 se muestra el ingreso de las mediciones realizadas a la resistencia de aislamiento entre alta tensión y la cuba del transformador, además de las mediciones a la resistencia de aislamiento entre baja tensión y la cuba del transformador. Una vez terminado el ingreso de los datos de resistencias de aislamiento, estos son guardados y se prosigue con el ingreso de datos de la siguiente prueba.. Figura 23. Ingreso de datos de resistencia de aislamiento (Alta tensión-Tierra, Baja tensión-Tierra).. • Medición de la relación de transformación. Figura 24. Medición de la relación de transformación (condiciones generales y resultados).. 40.

(41) La siguiente prueba realizada corresponde a la medición de la relación de transformación. En la figura 24 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, así como sus correspondientes resultados.. Figura 25. Ingreso de datos de relación de transformación.. Para este caso como se visualiza en la figura 25, solo se llena una casilla del formulario la cual corresponde al quinto tap del transformador en el lado de alta tensión, esto debido a que la prueba únicamente se realizó con esta posición de tap, pero esto no interfiere con el correcto funcionamiento del programa ya que al dar guardar se asume cuales taps fueron usados y cuáles no sin tener que llenar cada uno de los espacios allí presentes. Al terminar de ingresar los datos de las mediciones de la relación de transformación estos serán guardados y es posible pasar a la siguiente pestaña del programa que corresponde a la relación de transformación teórica, allí se podrá visualizar el valor calculado de las relaciones de transformación en cada uno de los taps disponibles de acuerdo con las tensiones nominales ingresadas en el formulario de datos correspondiente a la placa de características. Como se observa en la figura 26 solo fue calculado un valor de relación de transformación teórica correspondiente al tap 5, único en el que se realizó la prueba.. 41.

(42) Figura 26. Visualización de la relación de transformación teórica.. • Medición de la resistencia de los devanados La última prueba realizada corresponde a la medición de la resistencia de los devanados. En la figura 27 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, correcciones realizadas por temperatura y demás, así como los correspondientes resultados.. Figura 27. Medición de resistencia de los devanados (condiciones generales y resultados).. 42.

(43) Figura 28. Ingreso de datos de resistencia de devanados (Alta tensión).. Figura 29. Ingreso de datos de resistencia de devanados (Alta tensión).. 43.

(44) Para el caso de alta tensión se observa nuevamente (figura 28) el ingreso de datos en el quinto tap únicamente, esto por lo que ya se describió anteriormente; además se debe aclarar que el ingreso de los valores de resistencia en ambos formularios tanto en el de alta como en el de baja se realiza únicamente en miliohmios. Una vez ingresados los datos, estos se guardarán y se podrán llenar los formularios de las pruebas siguientes que en este caso corresponden a corriente de excitación y factor de potencia de los aislamientos, pero debido a que estas pruebas no son realizadas por la empresa no fue posible acceder a resultados de las mismas para ser ingresadas y analizadas por lo cual estos espacios quedaran en blanco, pero sin afectar el funcionamiento correcto del programa ni los análisis de las demás pruebas. Por último, se llena la casilla de observaciones con las sugerencias y/o comentarios que sirven como referencia para el próximo mantenimiento o revisión que se realice en el equipo; para este caso fueron: • Se recomienda mantenimiento correctivo con cambio de empaque en AT y BT y pintura. • Se recomienda mantener el equipo en observación y verificar periódicamente sus condiciones de operación. • Realizar pruebas eléctricas cuando se observe cambios en los voltajes de salida, calentamientos y otras situaciones anormales del comportamiento eléctrico del transformador.. Figura 30. Ingreso de comentarios y observaciones sobre el transformador.. 44.

(45) Finalmente se da clic en el botón “obtener análisis en PDF”, para generar el archivo donde se recopila el análisis de cada una de las pruebas que fueron realizadas al transformador; el archivo se generó exitosamente, los resultados y análisis de los mismos serán mostrados más adelante. 5.3.2 TRANSFORMADOR TESLA 1000 KVA NS: 4310812 La prueba del software fue realizada el 11 de agosto de 2018; para ello en primer lugar, se realizó el ingreso de los datos principales relacionados con el transformador, estos son: • Fecha de ingreso a la base de datos: 11 de agosto de 2018 • Ubicación del transformador: S/E principal de Schlumberguer, Yopal, Casanare. Luego se realiza el ingreso de los datos de placa principales sugeridos en la NTC 618, los cuales se mencionan a continuación: • • • • • • • • •. Nombre del fabricante: TESLA Número de serie: 4310812 Año de fabricación: 2012 Numero de fases: 3 Potencia nominal (MVA): 1 Tensión nominal AT (V):34500 Tensión nominal BT (V): 456 Corriente de corto circuito simétrica (kA): 23.31 Peso total (Kg): 1537. Después se hace registro de la primera fecha de mantenimiento. Esta fecha corresponde al 18 de junio del 2018, en la cual PRODIELCO SAS realizó pruebas eléctricas al transformador, las pruebas fueron: • Medición de resistencia de aislamiento • Medición de la relación de transformación • Medición de la resistencia de los devanados Los resultados de estas pruebas se describen a continuación: • Medición de resistencia de aislamiento La primera prueba realizada corresponde a la medición de la resistencia de aislamiento. En la figura 31 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, correcciones realizadas por temperatura y demás, así como los correspondientes resultados.. 45.

(46) Figura 31. Medición de resistencia de aislamiento (condiciones generales y resultados). • Medición de la relación de transformación La siguiente prueba realizada corresponde a la medición de la relación de transformación. En la figura 32 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, así como sus correspondientes resultados.. Figura 32. Medición de la relación de transformación (condiciones generales y resultados). • Medición de la resistencia de los devanados La última prueba realizada corresponde a la medición de la resistencia de los devanados. En la figura 33 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, correcciones realizadas por temperatura y demás, así como los correspondientes resultados.. 46.

(47) Figura 33. Medición de resistencia de los devanados (condiciones generales y resultados).. Todos los datos de las pruebas eléctricas anteriormente descritas fueron ingresadas al programa, tal cual se mostró en el procedimiento descrito en el numeral 5.3.1. Al igual que en el transformador anterior las pruebas se realizaron con una única posición del tap en el lado de alta tensión, para este caso corresponde al tercer tap. Las recomendaciones anexadas en el informe de mantenimiento se mencionan a continuación: • Se recomienda mantener los equipos en observación y verificar periódicamente sus condiciones de operación. •. Realizar pruebas eléctricas cuando se observe cambios en los voltajes de salida, calentamientos y otras situaciones anormales del comportamiento eléctrico de los equipos.. 5.3.3 TRANSFORMADOR TESLA 3500 KVA NS: 2500617 La prueba del software fue realizada el 12 de agosto de 2018; para ello en primer lugar, se realizó el ingreso de los datos principales relacionados con el transformador, estos son: • •. Fecha de ingreso a la base de datos: 12 de agosto de 2018 Ubicación del transformador: Ajover, Madrid, Cundinamarca. Luego se realiza el ingreso de los datos de placa principales sugeridos en la NTC 618, los cuales se mencionan a continuación: • • •. Nombre del fabricante: TESLA Número de serie: 2500617 Año de fabricación: 2012 47.

(48) • • • • • •. Numero de fases: 3 Potencia nominal (MVA): 3.5 Tensión nominal AT (V):34500 Tensión nominal BT (V): 472/273 Corriente de corto circuito simétrica (kA): 59.9 Peso total (Kg): 3000. Después se hace registro de la primera fecha de mantenimiento. Esta fecha corresponde al 05 de julio del 2018, en la cual PRODIELCO SAS realizó pruebas eléctricas al transformador, las pruebas fueron: • Medición de resistencia de aislamiento • Medición de la relación de transformación • Medición de la resistencia de los devanados Los resultados de estas pruebas se describen a continuación: • Medición de resistencia de aislamiento La primera prueba realizada corresponde a la medición de la resistencia de aislamiento. En la figura 34 se hace una descripción general de las condiciones de la prueba y de los equipos utilizados para realizar la misma, correcciones realizadas por temperatura y demás, así como los correspondientes resultados.. Figura 34. Medición de resistencia de aislamiento (condiciones generales y resultados). 48.