He dedicado 15 años a ayudar a operadores de energía en toda África a obtener y poner en marcha sus proyectos.transformadores de potencia sumergidos en aceiteY si hay algo que he aprendido, es esto: las fallas relacionadas con el voltaje rara vez se anuncian amablemente. Se presentan como colapsos repentinos de la red, explosiones de transformadores o pedidos de emergencia con plazos de entrega y costos exorbitantes. Los operadores que evitan estas crisis comparten un hábito: realizan comprobaciones de voltaje antes de la energización y a intervalos regulares después. Este artículo describe las cinco comprobaciones que recomiendo a todos los operadores nigerianos que trabajan con transformadores de aceite de 100 kVA a 2500 kVA.

1. Pruebas de descarga parcial: detección de fallas de aislamiento antes de que ocurran.

La prueba de descarga parcial (DP) es la comprobación de tensión más predictiva disponible para transformadores sumergidos en aceite. Una descarga parcial es una pequeña descarga eléctrica que ocurre dentro del Aislamiento del transformador Cuando el campo eléctrico local supera la rigidez dieléctrica del aislamiento de aceite o papel, la descarga parcial no cubre completamente el espacio entre los conductores, por lo que no provoca una falla inmediata. Sin embargo, degrada progresivamente el aislamiento. A lo largo de semanas o meses, la actividad de descargas parciales aumenta y, finalmente, se produce una ruptura dieléctrica completa.

En Nigeria, donde las fluctuaciones de voltaje de la red son frecuentes y las temperaturas ambiente superan regularmente los 35 °C, el envejecimiento del aislamiento se acelera. Hemos suministrado transformadores a subestaciones en Lagos, Kano y Port Harcourt, y puedo asegurarles que los operadores que implementaron pruebas de descargas parciales detectaron la degradación entre 6 y 18 meses antes de que se volviera crítica. Debido a que la red nigeriana experimenta caídas y aumentos de voltaje que ponen a prueba el aislamiento de los transformadores, la actividad de descargas parciales tiende a ser mayor en comparación con redes más estables.

Cómo funciona la prueba: Se conecta un acoplador de descargas parciales (DP) a los aisladores pasantes del transformador, el cual se energiza a la tensión de operación. El acoplador detecta pulsos eléctricos en el rango de picoculombios (pC). La prueba se realiza normalmente a 1,5 veces la tensión nominal fase-tierra.

Criterios de aceptación: Para un transformador nuevo, los niveles de descarga parcial (DP) deben ser inferiores a 100–300 pC, según la clase de tensión. Para transformadores en servicio, se suele utilizar un umbral de 500 pC como nivel de actuación. Si los niveles de PD superan los 1000 pC, recomiendo una investigación inmediata. — La probabilidad de un fallo inminente es alta.

De acuerdo a IEEE Según las normas, las pruebas de descarga parcial deben realizarse durante la aceptación en fábrica, después del transporte, antes de la puesta en servicio y anualmente para transformadores críticos. Para las subestaciones nigerianas, donde las condiciones ambientales aceleran el envejecimiento, recomiendo realizar pruebas bianuales en lugar del programa anual estándar. El equipo de prueba abarca desde unidades básicas de detección de descarga parcial hasta sistemas avanzados capaces de localizar las fuentes de descarga parcial dentro del bobinado. Incluso una prueba básica proporciona datos útiles; no se necesita el sistema más sofisticado para saber si existe un problema.

2. Prueba del factor de potencia: detección de humedad y contaminación por aceite.

La prueba del factor de potencia es un método de verificación de voltaje de larga tradición que mide las pérdidas dieléctricas en el sistema de aislamiento del transformador. Al aplicar un voltaje de CA a niveles de prueba, generalmente de 10 kV, el factor de potencia —expresado como porcentaje— refleja cuánta energía se disipa en forma de calor dentro del aislamiento en lugar de almacenarse y devolverse. Un factor de potencia bajo indica un aislamiento limpio y seco. Un factor de potencia creciente indica que algo está cambiando en el aceite o el papel aislante.

Debido a que Nigeria tiene un clima tropical húmedo en el sur y condiciones semiáridas en el norte, la entrada de humedad en los tanques de los transformadores es una preocupación constante. Incluso los transformadores sellados absorben humedad con el tiempo, y debido a que la humedad tiene una constante dieléctrica aproximadamente 80 veces mayor que la de Aceite para transformadoresPor lo tanto, incluso pequeñas cantidades provocan aumentos drásticos en las pérdidas dieléctricas. El resultado es calentamiento, envejecimiento acelerado y, finalmente, fallo.

Criterios de aceptación: Un factor de potencia inferior al 0,5 % indica un buen estado de aislamiento. Los valores entre el 0,5 % y el 1,0 % sugieren la necesidad de supervisar y programar el tratamiento de secado. Un factor de potencia superior al 1,0% a una tensión de prueba de 10 kV significa que hay entrada de humedad o contaminación por aceite. — El tratamiento debe comenzar de inmediato. La toma de muestras y el análisis del petróleo deben realizarse en paralelo.

Cómo se realiza la prueba: El transformador se desenergiza y se aísla. Un equipo de prueba de factor de potencia aplica 10 kV CA y mide la corriente resultante, separando el componente capacitivo del componente resistivo (pérdidas). El factor de potencia se calcula como el coseno del ángulo de fase entre la tensión y la corriente aplicadas. Los instrumentos digitales modernos lo calculan directamente y muestran el resultado como un porcentaje.

Siempre les recomiendo a los operadores que las pruebas de factor de potencia ofrecen los mejores resultados cuando se realizan a una temperatura estandarizada (normalmente 20 °C o 40 °C) y se corrigen a esa temperatura si la prueba se realiza a una temperatura ambiente diferente. Dado que la viscosidad del aceite varía con la temperatura, los valores brutos de la prueba tomados a 35 °C pueden parecer artificialmente elevados. Compruebe siempre si su instrumento de prueba aplica la corrección de temperatura automáticamente.

3. Verificación de la relación de espiras: garantía de la integridad del circuito magnético.

La prueba de relación de espiras (TTR) verifica que la relación de tensión real del transformador coincida con la especificación de la placa de características. Para un transformador de 33/0,415 kV, al aplicar 415 V en el lado de baja tensión se deberían obtener aproximadamente 33 kV en el lado de alta tensión en condiciones de vacío. Cualquier desviación significativa indica un problema.

Las causas más comunes de desviación en la relación de espiras son la deformación del bobinado por fuerzas de cortocircuito, problemas de contacto en el cambiador de tomas y espiras en cortocircuito. Cuando un transformador sufre un cortocircuito severo en la red eléctrica nigeriana —lo cual ocurre con más frecuencia de la deseada por los operadores— las fuerzas electromagnéticas pueden deformar físicamente los bobinados. Dado que la fuerza electromagnética del cortocircuito es proporcional al cuadrado de la corriente, incluso una falla moderada puede ejercer fuerzas equivalentes a toneladas por metro cuadrado sobre los conductores. Tras varios eventos, esto deforma el bobinado y modifica el número efectivo de espiras.

Cómo funciona la prueba: Un banco de pruebas TTR aplica una excitación de CA de bajo voltaje a un devanado y mide el voltaje inducido en el otro. La relación entre el voltaje aplicado y el medido proporciona la relación de espiras. La prueba se realiza en cada posición de toma para verificar que el mecanismo de cambio de tomas funcione correctamente.

Criterios de aceptación: La tolerancia de la relación de vueltas debe estar dentro de ±0,5% del valor nominal en todas las posiciones de rosca.. La mayoría de las especificaciones de servicios públicos, incluidas las referenciadas por NERC Para la puesta en marcha de equipos de subestaciones, se requiere este nivel de precisión. Una desviación superior a ±0,5 % indica un problema con el cambiador de tomas o una deformación del bobinado que requiere una investigación más exhaustiva.

Un punto práctico que siempre menciono: la prueba TTR es segura y no invasiva; utiliza baja tensión y baja corriente, y no daña el aislamiento. Se puede realizar en transformadores que ya están en servicio como parte del mantenimiento rutinario. La recomiendo después de cualquier cortocircuito significativo en el alimentador del transformador y durante las visitas de mantenimiento anuales.

3.1 Por qué la deriva de la relación de giros importa más en climas cálidos

Los operadores nigerianos se enfrentan a un problema complejo que no afecta a los operadores en climas templados: las temperaturas ambiente de 35 °C o superiores implican que los transformadores funcionen a temperaturas más elevadas durante gran parte del año. Dado que la capacidad de carga del transformador se reduce a altas temperaturas ambiente, el margen térmico efectivo disminuye. Esto significa que un devanado que haya sufrido cierta deformación por cortocircuitos alcanzará su límite térmico más rápidamente bajo carga. La combinación de la deformación mecánica por fallas y las elevadas temperaturas de funcionamiento hace que las pruebas TTR sean especialmente importantes en el contexto nigeriano. Siempre recomiendo a mis clientes en Jos o Kano —donde las temperaturas ambiente son altas y la estabilidad de la red es precaria— que realicen pruebas TTR cada seis meses en lugar de anualmente.

4. Pruebas de impulso de sobretensión: validación de la resistencia mecánica del bobinado.

La prueba de impulso de sobretensión aplica un impulso de rayo de alto voltaje a los devanados del transformador y compara la señal osciloscópica resultante con una forma de onda de referencia tomada en fábrica. Esta prueba verifica que el devanado no haya sufrido daños mecánicos durante el transporte, la instalación o los cortocircuitos posteriores.

Dado que los transformadores deben soportar las sobretensiones causadas por rayos en las líneas de transmisión, el aislamiento del bobinado se diseña con un nivel de aislamiento básico (BIL). Las pruebas de impulso de sobretensión verifican que la integridad mecánica del bobinado —su capacidad para resistir las enormes fuerzas electromagnéticas generadas durante los cortocircuitos— se mantenga intacta. Si el bobinado se ha deformado o desplazado, la forma de onda del impulso mostrará cambios característicos en su cola o pico.

Parámetros de prueba: La forma de onda de impulso estándar es de 1,2/50 μs, lo que significa que la onda alcanza su valor máximo en 1,2 microsegundos y disminuye hasta la mitad de su valor máximo en 50 microsegundos. La tensión de prueba suele ser del 75 % del BIL para la verificación de calidad, o del 100 % del BIL para las pruebas de aceptación completas.

Lo que buscamos: El oscilograma de la tensión de prueba y la corriente diferencial (o tensión en un punto de referencia) debe coincidir con la referencia de fábrica dentro de un margen de tolerancia. Dado que el bobinado actúa como una red RLC compleja, cualquier variación en la capacitancia entre espiras o entre bobinados modifica la señal. El desplazamiento mecánico del bobinado altera la distribución de capacitancia y produce un cambio detectable en la señal.

Criterios de aceptación: La forma de onda registrada debe estar dentro de una tolerancia de ±5% con respecto a la traza de referencia de fábrica para la misma polaridad. Cualquier desviación fuera de esta tolerancia requiere una investigación, que generalmente incluye un conjunto completo de pruebas dieléctricas e inspección visual de los devanados si el transformador es accesible.

Para los operadores nigerianos, las pruebas de impulso de sobretensión son particularmente relevantes porque las líneas de transmisión en la red nacional están sujetas a la actividad de rayos, y el transformador debe ser capaz de soportar eventos de sobretensión sin fallar. Recomiendo que todos los transformadores de más de 500 kVA se sometan a pruebas de impulso antes de su energización inicial.y después de cualquier incidente que implique una falla grave en el alimentador. Esta prueba se realiza con equipos de prueba de alta tensión especializados y debe ser contratada a un laboratorio o servicio de pruebas calificado.

5. Medición de pérdidas en vacío: confirmación de la eficiencia del núcleo y detección de daños en el núcleo.

La pérdida en vacío, también llamada pérdida en el hierro, es la potencia consumida por el transformador cuando está energizado a la tensión nominal pero sin carga conectada. Consiste principalmente en pérdidas por histéresis y corrientes parásitas en el núcleo de acero, además de una pequeña contribución de la estructura de sujeción del núcleo y los devanados. La pérdida en vacío se mide durante las pruebas de fábrica y debe verificarse en las pruebas de aceptación en obra.

Cuando un transformador llega a la obra y durante su vida útil, la medición de pérdidas en vacío nos indica si el núcleo está dañado o degradado. Dado que el acero del núcleo se fabrica con acero eléctrico de grano orientado de precisión, los daños durante el transporte, un vacío deficiente en el tanque durante la instalación o el envejecimiento del aislamiento entre las láminas provocan un aumento de las pérdidas por corrientes parásitas. La degradación del núcleo también incrementa el ruido en el mismo; un transformador que se vuelve anormalmente ruidoso podría estar experimentando problemas en el núcleo.

Criterios de aceptación: En un transformador típico de 1000 kVA, los valores de pérdida en vacío inferiores a 1,2 kW indican que el material del núcleo está en buen estado.Valores superiores a 1,5 kW para la misma unidad indican daños en el núcleo. Las causas más probables son el deterioro del aislamiento de laminación, las juntas del núcleo sueltas o las corrientes circulantes en las paredes del tanque. Los transformadores modernos que utilizan acero de grano orientado de mayor calidad deberían lograr pérdidas en vacío entre un 15 % y un 30 % menores que los transformadores fabricados en la década de 1990, por lo que la antigüedad y el estándar de diseño de la unidad deben tenerse en cuenta al evaluar los resultados.

Cómo se realiza la prueba: El secundario del transformador se deja en circuito abierto. El primario se energiza a la tensión nominal, generalmente a la frecuencia indicada en la placa de características de 50 Hz. Un vatímetro mide la potencia real consumida. La prueba suele durar entre 30 y 60 minutos para permitir que el núcleo alcance el estado térmico estable, ya que la pérdida en vacío varía con la temperatura.

Desde la perspectiva de adquisiciones, siempre aconsejo a los clientes que soliciten el informe de prueba de pérdida sin carga de fábrica como parte de la documentación de la licitación. El Banco Mundialnormas técnicas del sector energético Para la adquisición de equipos en mercados en desarrollo, se requiere la presentación de certificados de prueba de fábrica y que los resultados de las pruebas in situ se encuentren dentro de una tolerancia acordada con respecto a los valores de fábrica, generalmente ±10 %. Si la medición in situ supera el valor de fábrica en más del 10 %, se inicia una investigación formal.

Integrando todos los elementos: una secuencia de pruebas para subestaciones eléctricas en Nigeria

Las cinco comprobaciones descritas anteriormente conforman un conjunto completo de pruebas de diagnóstico para transformadores sumergidos en aceite con potencias comprendidas entre 100 kVA y 2500 kVA. Si bien cada prueba puede realizarse de forma independiente, su eficacia es máxima cuando se ejecutan en una secuencia coordinada a intervalos definidos. A continuación, presento la secuencia que recomiendo, basada en las normas internacionales y en mi experiencia suministrando transformadores a los mercados africanos:

En el momento de la aceptación en fábrica (antes del envío): Pruebas de descarga parcial, prueba de factor de potencia, verificación de la relación de transformación, prueba de impulsos de sobretensión y medición de pérdidas en vacío. Solicite el paquete completo de certificados de prueba al fabricante.

En el momento de la aceptación en el sitio (antes de la energización): Repita la verificación de la relación de giros, la prueba de descarga parcial y la medición de la pérdida en vacío para comprobar que el transporte y la manipulación no hayan causado daños. Compare los resultados con los valores de fábrica.

Durante el funcionamiento — intervalos regulares: Para las subestaciones nigerianas, donde las temperaturas ambiente superan los 35 °C durante la mayor parte del año, recomiendo reducir a la mitad el intervalo de prueba estándar de 12 meses, realizando pruebas cada 6 meses para transformadores críticos de más de 500 kVA. Las pruebas de factor de potencia y la verificación de la relación de transformación son las más prácticas para una programación frecuente. Las pruebas de descarga parcial y la medición de pérdidas en vacío pueden realizarse anualmente si el transformador no se encuentra en una ubicación de servicio crítico.

Después de un fallo: La verificación de la relación de transformación y las pruebas de descarga parcial deben realizarse inmediatamente después de cualquier falla significativa en el alimentador o un cortocircuito en la barra del transformador. También se recomienda realizar pruebas de impulso de sobretensión si la falla fue grave.

Qué preguntarle a su proveedor de transformadores

Al evaluar una cotización de transformador, siempre recomiendo a los operadores que soliciten la siguiente documentación como parte del paquete de oferta técnica: certificados completos de pruebas de fábrica, incluyendo datos de descargas parciales, valores del factor de potencia, mediciones de la relación de espiras en todas las posiciones de derivación, formas de onda de pruebas de impulso y mediciones de pérdidas en vacío. Dado que la mayoría de los fabricantes de renombre proporcionan esta información para transformadores de 500 kVA o más, la ausencia de un paquete completo de pruebas por parte del proveedor debería generar dudas inmediatas sobre sus procesos de garantía de calidad.

También recomendamos que los operadores establezcan una relación con un laboratorio de pruebas de alta tensión cualificado en Nigeria o África Occidental antes de que el transformador llegue a la obra. Varias empresas internacionales de pruebas operan laboratorios móviles en la región, y algunas universidades nigerianas con departamentos de ingeniería eléctrica ofrecen servicios de pruebas de transformadores. Contar con un acuerdo de pruebas antes de la puesta en servicio elimina el problema común de no poder programar las pruebas de aceptación en obra a tiempo.

Conclusión

Las pruebas de voltaje no son un simple trámite, sino una disciplina de diagnóstico que distingue a los operadores que gestionan sus flotas de transformadores de forma proactiva de aquellos que reaccionan ante las fallas. Los operadores de energía nigerianos que implementan las cinco comprobaciones (pruebas de descarga parcial, pruebas de factor de potencia, verificación de la relación de transformación, pruebas de impulso de sobretensión y medición de pérdidas en vacío) detectarán la gran mayoría de los problemas de aislamiento y núcleo antes de que se conviertan en incidentes en la red. Según IEEE datos de campo y NERC Los informes de confiabilidad y los programas de diagnóstico proactivos reducen las tasas de interrupciones forzadas atribuibles a fallas en los transformadores hasta en un 80 %. Esta cifra coincide con lo que he observado en nuestros proyectos en el África subsahariana.

La inversión inicial en pruebas —en equipos, contratos de laboratorio y personal capacitado— representa una fracción del costo de reemplazar un transformador de emergencia, más el costo social y económico de un colapso de la red que podría haberse evitado. La prevención no es costosa; la respuesta ante emergencias sí lo es. Este es un principio que he aprendido a base de experiencia durante 15 años en este sector, y es el que comparto con cada operador que nos contacta por un problema con un transformador que podría haberse evitado.

Si necesita orientación técnica para especificar el transformador sumergido en aceite adecuado para su proyecto en Nigeria, o si desea analizar un protocolo de prueba para su flota existente, póngase en contacto directamente con nuestro equipo. Hemos suministradotransformadores de potencia yunidades trifásicas sumergidas en aceite Trabajamos con operadores de servicios públicos en toda África y comprendemos las exigentes condiciones de la red eléctrica nigeriana.