Cuando un transformador sale de servicio por una falla, llega nuevo de fábrica o regresa de una reparación, una de las primeras preguntas es si sus devanados siguen intactos. La prueba de relación de transformación, conocida como TTR (Transformer Turns Ratio), responde esa pregunta en minutos y con baja tensión. Es una prueba sencilla de ejecutar, pero interpretarla bien exige conocer la conexión del transformador, la posición del cambiador de derivaciones y los criterios de aceptación que aplican. Esta guía explica qué mide la prueba, cómo se realiza, cómo leer los resultados y qué fallas puede revelar.
Qué mide la prueba TTR
En un transformador ideal, la relación entre la tensión del devanado de alta y la del devanado de baja es igual a la relación entre sus números de vueltas. El equipo TTR aplica una tensión alterna conocida a un devanado, mide la tensión inducida en el otro y calcula la relación. Ese valor se compara con la relación teórica que se obtiene de los datos de placa para cada derivación.
La mayoría de los medidores modernos reportan, además de la relación:
- Desviación porcentual respecto a la relación de placa.
- Corriente de excitación que toma el devanado durante la prueba.
- Desviación de fase (ángulo) entre la tensión aplicada y la inducida.
- Polaridad y, en equipos trifásicos, verificación del grupo vectorial (por ejemplo, Dyn1 o Dyn11).
Como se usan tensiones bajas, la prueba no somete al aislamiento a esfuerzo; su objetivo es verificar la integridad de los devanados y del circuito magnético, no el estado del aislamiento.
Cuándo conviene hacerla
- Recepción de un transformador nuevo o reparado, para confirmar que coincide con la placa y con el protocolo de fábrica.
- Después de una falla o de la operación de protecciones (diferencial, Buchholz, sobrecorriente), antes de reenergizar.
- Mantenimiento predictivo periódico, como parte del paquete de pruebas eléctricas junto con resistencia de aislamiento, resistencia de devanados y análisis del aceite.
- Después de cambiar la posición del cambiador de derivaciones o de intervenir sus contactos.
- Al reubicar un transformador o cuando la placa está dañada o hay dudas sobre su conexión.
Normas y criterios de aceptación
Los métodos de prueba para transformadores de distribución y potencia sumergidos en líquido están descritos en IEEE C57.12.90, y los requisitos generales, incluida la tolerancia de la relación, en IEEE C57.12.00. El criterio más usado es que la relación medida en vacío no difiera más de ±0.5 % de la relación de placa. En la normativa IEC, IEC 60076-1 establece una tolerancia similar para la derivación principal, con condiciones adicionales que dependen de la impedancia del transformador y de la derivación. Para transformadores tipo seco aplican las normas de su familia (por ejemplo, IEEE C57.12.91 para métodos de prueba).
Como las ediciones de las normas cambian y algunos contratos o fabricantes especifican criterios propios, conviene confirmar siempre qué documento y qué edición rigen la aceptación del equipo. Además del límite absoluto, es muy útil comparar:
- Las tres fases entre sí: deben dar resultados muy parecidos.
- Contra el protocolo de fábrica y contra pruebas anteriores del mismo transformador.
- Contra unidades gemelas del mismo fabricante y diseño.
Cómo se realiza la prueba paso a paso
- Desenergizar y aislar el transformador, aplicar bloqueo y etiquetado (LOTO), verificar ausencia de tensión y conectar tierras temporales conforme a NOM-029-STPS y a los procedimientos de la planta.
- Desconectar los cables o barras de alta y baja tensión, de modo que el equipo no mida a través de cargas, apartarrayos o transformadores de instrumento conectados.
- Descargar los devanados, sobre todo si antes se hizo una prueba de aislamiento con tensión de CD.
- Registrar los datos de placa: tensiones, grupo vectorial, número y valor de las derivaciones.
- Conectar las puntas según el manual del instrumento: normalmente las terminales H al devanado de alta y las X al de baja. Invertirlas puede hacer que el equipo aplique la tensión al devanado de baja y se induzca una tensión elevada en el de alta, lo que es peligroso para el personal y para el instrumento.
- Medir en cada derivación del cambiador, fase por fase, y anotar la posición exacta en cada lectura.
- Retirar las puntas, volver a descargar y restaurar las conexiones antes de liberar el equipo.
En transformadores trifásicos con conexiones delta-estrella, la relación por fase no es simplemente el cociente de las tensiones de línea: interviene un factor de √3 que depende del grupo vectorial. Los equipos trifásicos hacen el cálculo de forma automática si se configura correctamente el grupo vectorial; con equipos monofásicos hay que elegir los pares de terminales correctos y corregir el valor teórico.
Cómo interpretar los resultados
| Observación | Posible causa |
|---|---|
| Relación fuera de tolerancia en una sola fase, con corriente de excitación alta en esa fase | Espiras en cortocircuito en el devanado de esa fase. |
| No se obtiene lectura o la tensión inducida es casi nula | Devanado abierto, conexión interna rota o terminal suelta. |
| Error solo en algunas derivaciones | Contactos del cambiador desgastados o mal posicionados, o conexión interna errónea en esa derivación. |
| Todas las fases desviadas de forma similar | Error en los datos de placa, derivación anotada incorrectamente o configuración equivocada del equipo. |
| Polaridad o grupo vectorial distinto al de placa | Conexión interna o externa incorrecta; impide operar en paralelo con otros transformadores. |
La corriente de excitación merece atención especial. Una espira en cortocircuito puede modificar la relación solo ligeramente, pero hace que la corriente de excitación de esa fase aumente de forma notoria. En transformadores trifásicos de núcleo de tres columnas es normal que la fase central tome menos corriente que las laterales; lo anormal es una diferencia que rompa ese patrón o que cambie respecto a pruebas anteriores. También conviene recordar que el magnetismo residual, por ejemplo después de una prueba de resistencia de devanados con CD, puede alterar la corriente de excitación; por eso muchas guías recomiendan realizar la TTR antes de la prueba de resistencia de devanados o desmagnetizar el núcleo.
Pruebas complementarias
La TTR rara vez se interpreta sola. Un diagnóstico confiable del transformador combina:
- Resistencia de devanados, que detecta malas conexiones y contactos con alta resistencia en el cambiador.
- Resistencia de aislamiento e índice de polarización, para evaluar el aislamiento entre devanados y a tierra.
- Rigidez dieléctrica y análisis del aceite en transformadores sumergidos.
- Termografía en operación, para encontrar puntos calientes en conexiones y boquillas.
Preguntas frecuentes
¿La prueba TTR puede dañar el transformador?
No, si se realiza con el transformador desenergizado y las puntas bien conectadas. Las tensiones de prueba son bajas y no someten al aislamiento a esfuerzo. El riesgo real está en conectar las puntas al revés o en trabajar sin verificar la ausencia de tensión.
¿Puedo usar un multímetro y una fuente para medir la relación?
Para una verificación aproximada es posible, pero la exactitud requerida (décimas de por ciento) y la medición de fase y corriente de excitación hacen que un medidor TTR sea la herramienta adecuada, sobre todo cuando el resultado se usa para aceptar o rechazar un equipo.
¿Necesito un equipo trifásico?
Un equipo monofásico sirve para cualquier transformador, pero en unidades trifásicas con muchas derivaciones un medidor trifásico ahorra tiempo y reduce errores de conexión.
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