PARAMETRIZACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs) Y DE POTENCIAL (PTs) DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.

Presentado ante: Comité de trabajo de grado de la escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones. - UIS

Dilio José Méndez Abad Javier Leonardo Socha Páez

ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y DE TELECOMUNICACIONES UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER BUCARAMANGA 2009 I

PARAMETRIZACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs) Y DE POTENCIAL (PTs) DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.

Trabajo de grado para optar el título de Ingeniero Electricista

Dilio José Méndez Abad Estudiante de Ing. Eléctrica Javier Leonardo Socha Páez Estudiante de Ing. Eléctrica

Ph.D. Gabriel Ordóñez Plata Director del Trabajo de Investigación

ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y DE TELECOMUNICACIONES UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER BUCARAMANGA 2009 II

III

IV

V

VI

DEDICATORIA

Este logro lo dedico a Dios y a mi familia por acompañarme en todo momento en la construcción de mi proyecto de vida, a todos los seres que han insistido en mi formación como persona y me han brindado las fuerzas para culminar este ciclo.

Dilio José Méndez Abad

Desde el fondo de mí corazón para mi familia por estar siempre al lado mío, a mis amigos por creer en mí, a todos mis maestros por sembrar esa semilla del saber y para el ser más especial, que con su enseñanza ha inspirado en mí lo mejor. Para ti mamá.

Javier Leonardo Socha Páez

VII

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios por los dones que me ha regalado, a mi madre por haber creído en mí, a mi hermana y aquellos amigos que con su apoyo incondicional han formado el ser que soy.

Agradezco a Dios y a todos los seres humanos que estuvieron a mi lado mientras comenzaba esta larga travesía llamada estudio, al profesor Gabriel Ordóñez por tantas cosas aprendidas y por los excelentes recuerdos que quedan al cumplir con esta valiosa etapa.

VIII

TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1 2. TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y SU IMPACTO EN LA MONITORIZACIÓN DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. ......................................................... 4 2.1.

DEFINICIONES DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5019 [5] ......... 6

2.2.

CLASE DE EXACTITUD PARA CTs Y PTs SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS

NORMATIVOS EN COLOMBIA. .................................................................................. 9 2.3.

PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA SELECCIONAR LA CLASE DE

EXACTITUD. .............................................................................................................. 12 2.4.

PROPUESTAS DE MODIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN VIGENTE

COLOMBIANA. .......................................................................................................... 15 3. ENSAYOS SEGÚN LA NORMA IEC 60044-1 Y LA NORMA IEC 60044-2. ...........17 3.1.

TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CT)................................................ 17

3.1.1. Ensayos de rutina. ............................................................................................ 18 3.1.1.1.

Verificación de la marcación de los terminales.................................... 18

3.1.1.2.

Ensayos a frecuencia industrial en devanados primarios y medición de

descargas parciales. ............................................................................................ 18 3.1.1.3.

Ensayos a frecuencia industrial entre secciones de devanados

primarios y secundarios y en devanados secundarios. ....................................... 20 3.1.1.4. Ensayo de sobretensión entre espiras. .................................................. 20 3.1.2.

Ensayos especiales. .................................................................................. 21

3.1.3.

Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de corriente

para medida. ........................................................................................................... 22 3.2.

TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (PT). ............................................... 23 IX

3.2.1.

Ensayos de rutina. ..................................................................................... 23

3.2.1.1.

Verificación de la marcación de los terminales.................................... 23

3.2.1.2.

Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial del devanado

primario. 24 3.2.1.3.

Ensayo de medida de descargas parciales. ........................................ 26

3.2.1.4.

Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial de los

devanados secundarios y entre secciones. ......................................................... 27 3.2.2.

Ensayos especiales. .................................................................................. 28

3.2.3.

Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de potencial

para medida. ........................................................................................................... 28 3.3.

ENSAYOS ESPECIALES APLICABLES A TRANSFORMADORES DE

MEDIDA SEGÚN EL NIVEL DE TENSIÓN Y LA FALTA DE LABORATORIOS ACREDITADOS CON PATRONES DE CALIBRACIÓN CLASE A............................. 30 3.4.

PROCEDIMIENTOS DE PRUEBAS Y PROTOCOLOS DE ENSAYOS PARA

DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS EN TRANSFORMADORES DE MEDIDA CON EL SISTEMA CPC 100 DE OMICRON. ..................................................................... 32 4.

CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN CUMPLIR LOS TRANSFORMADORES DE

MEDIDA. ........................................................................................................................35 4.1.

CONDICIONES TÉCNICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA. . 35

4.2.

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs). ................. 36

4.2.1.

Corriente primaria nominal (Ipn). ................................................................. 37

4.2.2.

Relación de transformación. ...................................................................... 39

4.2.3.

Carga nominal o potencia del CT............................................................... 41

4.2.4.

Corriente térmica nominal y corriente dinámica. ........................................ 42 X

4.3.

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN (PTs)........................ 43

4.3.1.

Tensión primaria nominal. .......................................................................... 43

4.3.2.

Tensión secundaria nominal. ..................................................................... 44

4.3.3.

Relación de transformación nominal. ......................................................... 44

4.3.4.

Clase de exactitud. .................................................................................... 44

4.3.5.

Carga nominal (Burden). ............................................................................ 44

5. RESPUESTA EN FRECUENCIA DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA...........45 5.1.

ANÁLISIS DE LA RESPUESTA EN FRECUENCIA DE CTs Y PTs. ................ 46

5.2.

VERIFICACIÓN DEL ANCHO DE BANDA DE LOS CTs Y PTs. ..................... 47

5.3.

EFECTOS EN LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA DEBIDO A LAS

CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUCCIÓN DEL NÚCLEO. ..................................... 62 5.3.1.

Transformadores de medida ópticos.......................................................... 63

5.3.2.

Sensores de corriente lineales. .................................................................. 64

6.

CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA EN BAJA

TENSIÓN. ......................................................................................................................67 6.1.

CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE EL ATP.................... 67

6.1.1.

Curva de saturación mediante ATPDraw. .................................................. 70

6.1.2.

Corriente de magnetización del CT. ........................................................... 71

6.1.3.

Modelado del lazo de histéresis. ................................................................ 74

6.1.4.

Relación de transformación y error de corriente en el CT .......................... 75

6.2.

CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE MATLAB Y/O

SIMULINK. ................................................................................................................. 78 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...........................................................81 XI

REFERENCIAS ..............................................................................................................84 ANEXOS ........................................................................................................................87

XII

LISTA DE FIGURAS Figura 1. Esquema propuesto para designar la clase de exactitud en CTs y PTs. Figura 2. Circuito de ensayo para la medición de descargas parciales. Figura 3. Componentes de la tarjeta de prueba “Relación TC” del CPC 100 de Omicron. Figura 4. Datos del transformador del punto de conexión. Figura 5. Estructura del sistema diseñado. Figura 6. Montaje elaborado para las pruebas a los transformadores de medida. Figura 7. Forma de onda de prueba generada para CTs. Figura 8. Espectros para el transformador de corriente BBC In= 200 A. Figura 9. Espectros de potencia para el transformador marca BBC con In= 200 A. Figura 10. Espectro armónico para PT inductivo BBC 12 kV. Figura 11. Espectro de potencias del PT inductivo BBC 12 kV. Figura 12. Sistema implementado para analizar el comportamiento en frecuencia del CT. Figura 13. Respuesta en frecuencia del CT para condición de carga nominal. Figura 14. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT bajo prueba con carga del 75%. Figura 15. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 50% de la carga nominal. Figura 16. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 25% de la carga nominal. Figura 17. Esquema para el análisis de CTs y PTs bajo la inyección de corrientes con contenido de armónicos. Figura 18. Forma de onda generada a inyectar en los transformadores de medida. Figura 19. Lado de alta frecuencia.

y baja corriente del CT bajo prueba y su espectro en

XIII

Figura 20. Relación de transformación obtenida a partir del espectro en frecuencia de las señales en el lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba. Figura 21. Transformador de corriente óptico. Figura 22. Curva V- I del sensor con núcleo magnético. Figura 23. Curva V – I del sensor con bobina Rogowski. Figura 24. Modelo del transformador saturable del ATP. Figura 25. Inclusión del transformador saturable. Figura 26. Caja de herramientas para el “saturable 1 phase”. Figura 27. Transformador saturable monofásico del ATP (saturable 1 phase). Figura 28. Parámetros de la pestaña Attributes. Figura 29. Curva de Saturación calculada por ATP. Figura 30. Modelo de simulación para saturación del CT. Figura 31. Opción medir corriente de magnetización. Figura 32. Corriente de magnetización del CT. Figura 33. Espectro armónico de la corriente de magnetización del CT. Figura 34. Flujo instantáneo del CT. Figura 35. Lazo de histéresis del modelo de simulación para saturación del CT. Figura 36. Modelo en ATP para simular la relación de transformación en el CT. Figura 37. Corrientes en el primario y secundario del CT 1200/5. Figura 38. Variación del porcentaje de error de relación con respecto al porcentaje de corriente nominal primaria del CT. Figura 39. Ensayos de circuito abierto y cortocircuito en transformadores de corriente. Figura 40. Herramienta de visualización, POWERGUI de Simulink.

XIV

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Selección de transformadores de medida según NTC 5019.

Tabla 2. Selección de transformadores de medida según NTC 2205.

Tabla 3. Propuesta de precisión de cada punto de medición.

Tabla 4. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para transformadores de corriente para medida (clases 0,1 a 1).

Tabla 5. Pruebas de exactitud en CTs con base en la norma NTC 2205. Error de Relación (Er%) y Desplazamiento Df (en minutos).

Tabla 6. Tensiones de ensayo de descargas parciales y niveles admisibles.

Tabla 7. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase de los transformadores de tensión para medida.

Tabla 8. Exactitud en PTs con base en la norma NTC 2207. Error de Relación (Er%) y error de fase.

Tabla 9. Relación de transformación de CTs para mediciones semi-directas.

Tabla 10. Transformador de corriente - Respuesta en frecuencia.

Tabla 11. Valores en pu del contenido armónico de la corriente de magnetización.

Tabla 12. Valor eficaz de la Ip y de la Is del CT 1200/5 obtenidas mediante ATP.

XV

LISTA DE ANEXOS

ANEXO 1. Procedimientos de prueba para caracterizar y parametrizar los CTs y PTs, con el fin de implementar un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica según los requerimientos de la comisión de regulación de energía y gas (CREG).

ANEXO 2. Protocolos de prueba para transformadores de corriente y tensión, con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]).

ANEXO 3. Artículo presentado en el V Simposio Internacional de Calidad de la Energía Eléctrica SICEL 2009, “Aspectos a tener en cuenta en la selección de transformadores de medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica”.

XVI

TÍTULO: PARAMETRIZACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs) Y DE POTENCIAL (PTs) DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE * LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.

AUTORES: DILIO JOSÉ MÉNDEZ ABAD JAVIER LEONARDO SOCHA PÁEZ **

Palabras Claves: Burden, Clase de exactitud, Error de magnitud y fase Respuesta en frecuencia, Transformador de corriente CT, Transformador de potencial PT.

Resumen: El proyecto trata sobre las características y parámetros que deben tener los transformadores de corriente (CTs) y de potencial (PTs) como parte de un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica. Los CTs y PTs que integran el sistema de medición y registro de datos adecuan las señales del sistema introduciendo un error de magnitud y fase, dada la necesidad de precisión en las medidas se hace necesario verificar que la relación de transformación y el ancho de banda de los transductores permitan capturar de manera precisa y confiable las componentes de frecuencia de las distintas perturbaciones de calidad de potencia presentes en la red de distribución. A partir del análisis realizado se establece su aplicabilidad para sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica y se simulan diferentes características (respuesta en frecuencia, clase de exactitud) para verificar el comportamiento de los CTs y PTs. Se describen métodos para la caracterización de transformadores de medida en baja tensión a través de varios programas específicos, con el fin de analizar el comportamiento de los CTs y PTs que se emplearán para el estudio en mención. En los anexos 1 y 2 se encuentran los procedimientos de pruebas y protocolos de ensayos desarrollados para implementar un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207). Se realiza un análisis del estado actual de la tecnología de los CTs y PTs con el fin de establecer sí la exactitud requerida para cumplir con las exigencias de clase A está limitada principalmente por la respuesta de éstos más que por otros factores. *

Título del proyecto de grado en la modalidad proyecto de investigación. Autores del proyecto de grado, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones, Director Ph.D. Gabriel Ordóñez Plata.

**

XVII

TITLE: CHARACTERIZATION AND PARAMETERIZATION OF CURRENT TRANSFORMERS (CTs) AND POTENTIAL (PTs) OF THE DISTRIBUTION * NETWORK OF ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.

AUTHORS: DILIO JOSÉ MÉNDEZ ABAD JAVIER LEONARDO SOCHA PÁEZ **

Keywords: Burden, Class of accuracy, error magnitude and phase frequency response, current transformer CT, potential transformer PT.

Abstract: The project deals with the characteristics and parameters that must have current transformers (CTs) and potential (PTs), as part of a system of monitoring quality parameters of electric power. The CTs and PTs that integrate the system of measuring and recording data aligns the signals of the system, introducing a magnitude error and a phase error, given the need for measurement accuracy is necessary verify that the transformation ratio and the band width of transducers going to allow capture accurate mode and reliable of frequency components in power quality disturbances present in the distribution network. From the analysis establishes its applicability for monitoring systems of electrical energy quality and simulates different characteristics (frequency response, accuracy class) to verify the behavior of the CTs y PTs. Describes methods for the characterization of measurement transformers in low voltage through several specific programs in order to analyze the behavior of current transformers and potential that will be used for the study of electric power quality. In the Annexes 1 and 2 are the test procedures, test protocols developed to implement a system of monitoring power quality parameters based on the current Colombian technical standards (NTC 2205, NTC 2207). An analysis of the current state of technology of the CTs and PTs with a view to establishing if the accuracy required for meeting the requirements of class A is limited mainly by the response of theirs more than for others factors.

*

Undergraduate Thesis. Physical-Mechanical Engineering Faculty Electric, Electronic and Telecomunications Engineering School, Director Ph.D Gabriel Ordóñez Plata.

**

XVIII

1. INTRODUCCIÓN

Debido a la importancia de una adecuada calidad del servicio de energía eléctrica y teniendo en cuenta la regulación establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, los operadores de red deben proveer un suministro de tensión con altos niveles de calidad y confiabilidad.

Es por ello que el operador de red, debe instalar los respectivos sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica suministrada, de tal forma que sea posible realizar mediciones, recolección de datos y reporte de valores para posterior revisión por parte de la CREG. Los equipos de medición según resolución CREG 082 de 2002 corresponden a un sistema de medida y calidad, conformado por unidades de registro de la calidad de potencia y sistema de procesamiento.

En este trabajo se exponen las características y parámetros que deben tener los transformadores de medida como parte de un sistema de monitorización de los parámetros de calidad de potencia eléctrica, realizando un análisis tanto de las exigencias establecidas por las resoluciones 024 de 2005 [11] y 016 de 2007 [13] de la comisión de regulación de energía y gas (CREG) como de los requisitos generales de las normas técnicas colombianas vigentes y de normas internacionales.

La organización del documento con los resultados de este trabajo de grado se describe a continuación.

El análisis de los aspectos técnicos de los transformadores de corriente y potencial a tener en cuenta en un sistema de calidad de energía eléctrica es realizado en el capitulo dos. Inicialmente se presentan algunas definiciones que son necesarias para caracterizar y parametrizar los transformadores de medida (CTs y PTs); posteriormente se analiza la normativa colombiana, las resoluciones CREG vigentes y las normas internacionales correspondientes a transformadores de medida dentro del contexto de calidad del suministro de energía eléctrica. 1

La descripción de los ensayos de rutina y especiales que deben realizarse a los transformadores de corriente y potencial para dar cumplimiento a los requerimientos exigidos por la comisión de regulación de energía y gas (CREG) son presentados en el capitulo tres.

En el capítulo cuatro se analizan los aspectos técnicos de la normatividad vigente en el país para la selección de transformadores de medición y se realiza una propuesta del procedimiento que debería seguirse para la selección de estos equipos en sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica.

La caracterización de la respuesta en frecuencia de los transformadores de corriente y potencial, con el fin de verificar el ancho de banda y los niveles de las señales de los transformadores de medida, parámetros importantes para garantizar la obtención de datos con la incertidumbre requerida del sistema de calidad de energía eléctrica son presentados en el capitulo cinco.

En el capítulo seis se describen métodos para la caracterización de transformadores de medida en baja tensión a través de varios programas específicos, con el fin de analizar el comportamiento de los transformadores de corriente y potencial que se emplearán para el estudio de la calidad de la energía eléctrica.

El documento finaliza con las conclusiones del trabajo desarrollado así como el trabajo futuro por desarrollar.

En los anexos 1 y 2 se encuentran los procedimientos y protocolos de prueba propuestos para implementar un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]).

2

En el anexo 3 se adjunta el artículo: “Aspectos a tener en cuenta en la selección de transformadores de medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica” que fue presentado por los autores de este proyecto de grado en el V Simposio Internacional sobre Calidad de la Energía Eléctrica (SICEL 2009).

3

2. TRANSFORMADORES

DE

MEDIDA

Y

SU

IMPACTO

EN

LA

MONITORIZACIÓN DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

Con la leyes 142 [7] y 143 [6] de 1994, la CREG tomó el papel de entidad encargada de regular el sector energético en el país, por esta razón una de sus facultades es la emisión de la reglamentación que deben cumplir todos los agentes, equipos y usuarios del sistema interconectado nacional.*

Con el fin de dar cumpliendo a lo mencionado la comisión de regulación de energía y gas CREG mediante la resolución CREG 070 de 1998 establece el reglamento de distribución de energía eléctrica, en la cual se adoptan algunas exigencias respecto a la calidad del servicio del sistema de transmisión regional y/o de distribución local. En este sentido se definen indicadores de calidad del servicio y el término correspondiente a calidad de la potencia suministrada; de igual forma se establecen los criterios que intervienen en la medición y evaluación de la calidad de potencia suministrada por el operador de red. Las exigencias para transformadores de medida ha presentado un panorama diferente a la del resto de componentes del sistema de monitorización de calidad de la energía eléctrica, es decir, las características que deben cumplir los transductores de medida han permanecido vigentes sin modificaciones a partir de la emisión de la CREG 070 de 1998; debido a este contexto, es difícil determinar la correcta implementación de un sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica, ya que no se incorporan normas, artículos o procedimientos de selección para los transformadores de corriente y potencial que permitan distinguir contradicciones de tipo metodológico y técnico a la hora de evaluar, monitorizar o validar sus características de funcionamiento. Lo anterior se evidencia en la interpretación de los parámetros establecidos para valorar la calidad de la energía eléctrica definidos en las resoluciones 024 del 2005 [11] y 016 *

Los textos completos en los cuales se demuestra todo lo anteriormente planteado a la luz del análisis de la ley 142 y la ley 143 de 1994, se encuentra alojada en www.creg.gov.co/ en donde se puede solicitar el documento completo.

4

del 2007 [13], ya que se establecen exigencias en la clase de exactitud de dichos parámetros considerando las especificaciones de clase A de la norma IEC 61000-4-30 [15], sin establecer ninguna exigencia de los equipos acondicionadores de la señal como son los transformadores de medición de corriente y tensión, lo cual genera dudas respecto a las características de los transformadores de medida que se deben instalar en los sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica. En este sentido, la regulación actual permite que sean los operadores de red (OR) quienes establezcan las normas

a utilizar para la selección del sistema de

monitorización, sin prever en algunos casos las implicaciones metrológicas que implican estas decisiones.

Un ejemplo específico de lo mencionado anteriormente, es la falta de exigencias para los transformadores de medida en cuanto a respuesta en frecuencia y clase de los mismos, lo cual no permite el cumplimiento de las exigencias de clase de los parámetros de valoración de la calidad de la energía eléctrica (clase A según [15]).

Desde esta perspectiva, es claro que en la actualidad no existe en Colombia una resolución o norma que defina adecuadamente las características, condiciones, parámetros y procedimientos que deben cumplir los transformadores de corriente y de potencial para ser utilizados como acondicionadores de señal en sistemas de monitorización de los parámetros de calidad de la energía eléctrica.

En este capítulo se realiza un análisis de los aspectos técnicos a tener en cuenta en los transformadores de medida de corriente y potencial cuando se utilizan como acondicionadores de señales en un sistema de monitorización de la calidad de energía eléctrica. Adicionalmente se propone un procedimiento para seleccionar la clase de exactitud de los transductores de medida (CTs y PTs), pues las normas técnicas colombianas [3] [4] y los estándares internacionales [1] [2] no definen un método de selección para establecer este parámetro.

5

2.1.

DEFINICIONES DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5019 [5]

A continuación se presenta un resumen de las definiciones relacionadas con los transformadores de medida de tensión y corriente (PTs y CTs) de acuerdo con la Norma Técnica Colombiana NTC 5019.

Corriente a plena carga: Valor de corriente máxima en una instalación eléctrica calculado con base en la capacidad instalada (corresponde a la potencia aparente nominal del transformador de la instalación). El valor de esta corriente debe ser calculado con base en la siguiente ecuación (para servicios trifásicos trifilares o tetrafilares):

(1)

Donde, Es la capacidad instalada, que corresponde a la potencia aparente nominal del transformador. Es la tensión fase a fase del transformador. Transformador

para

instrumentos:

Transformador

previsto

para

alimentar

instrumentos de medida, medidores, relés y otros aparatos similares.

Transformador de tensión (PT): Transformadores para instrumentos en el cual la tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero, para un sentido apropiado de las conexiones. Además de esto, éste presenta relaciones de transformación nominal cientos de veces más grandes que las encontradas para transformadores de potencia y a su vez menores valores en cuanto a su Burden se refiere (VA) con relación a los transformadores de potencia.

6

Tensión primaria nominal: Valor de la tensión primaria que aparece en la denominación del transformador de potencial y en la cual se basa su funcionamiento.

Tensión secundaria nominal: Valor de la tensión secundaria que aparece en la denominación del transformador de potencial y en la cual se basa su funcionamiento.

Relación de transformación nominal: Relación de la tensión primaria nominal y la tensión secundaria nominal.

Relación de transformación real: Relación de la tensión primaria real a la tensión secundaria real.

Clase de exactitud: Designación asignada a un transformador de tensión cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados para las condiciones de uso prescritas. Y para seleccionarse se debe tener en cuenta el nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y la magnitud de la carga a la cual se desea realizar el estudio de potencia y/o energía consumida.

Carga nominal del PT (Burden): Valor de la carga real

del circuito secundario

(incluyendo los cables de conexión del transformador al medidor) comprendida entre el 25% y el 100% de su valor. En el cual se basan los requisitos de exactitud del transformador de potencial (establecidos en la NTC 2207).

Transformador de corriente (CT): Transformador para instrumentos en el cual la corriente secundaria en condiciones normales de uso es sustancialmente proporcional a la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero para una dirección apropiada de las conexiones.

Corriente primaria nominal: Valor de la corriente primaria en la cual se basa el funcionamiento del transformador de corriente, y además forma parte de los límites de escogencia de un CT de acuerdo a la Ipc (corriente de plena carga) que por la línea de distribución fluye hacia la carga. 7

Corriente secundaria nominal: Valor de la corriente secundaria en la cual se basa el funcionamiento del transformador de corriente; normalizada a 5 A o en casos puntuales la norma técnica colombiana (NTC 2205) permite 1 A.

Relación de transformación nominal: Relación de la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal.

Corriente primaria nominal extendida: Valor de la corriente primaria por encima del valor de la corriente primaria nominal, hasta el cual se garantizan los requerimientos de exactitud del transformador de corriente.

Clase de exactitud del CT: Designación dada a un transformador de corriente cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las condiciones de uso prescritas. Y para seleccionarse se debe tener en cuenta el nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y la magnitud de la carga a la cual se desea realizar el estudio de potencia y/o energía consumida.

Carga nominal del CT (Burden): Valor de la carga real del circuito secundario (incluyendo los cables de conexión del transformador al medidor) comprendida entre el 25% y el 100% de su valor. En el cual se basan los requisitos de exactitud del transformador de corriente (establecidos en la NTC 2205).

Corriente térmica nominal de corta duración (Ith): Valor eficaz de la corriente primaria que un transformador soportará durante un segundo sin sufrir efectos perjudiciales, cuando el secundario esta en corto circuito.

Corriente dinámica nominal (Idyn): Valor pico de la corriente primaria que un transformador soportará sin sufrir daño eléctrico o mecánico debido a las fuerzas electromagnéticas resultantes cuando el devanado secundario esta en corto circuito. [5]

8

2.2.

CLASE DE EXACTITUD PARA CTs Y PTs SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS NORMATIVOS EN COLOMBIA.

La característica de la clase de exactitud

y respuesta en frecuencia

de los

transformadores de medida tanto de corriente como de tensión a ser utilizados en la monitorización de la calidad de la energía eléctrica, constituye

uno de los vacíos

existentes en las normas vigentes ([3] y [4]), las cuales han sido expedidas para sistemas de medición de energía eléctrica considerando sólo la existencia de componentes fundamentales en las señales de tensión y corriente. Por tanto, es necesario que se desarrolle una norma técnica colombiana, en la cual se tengan en cuenta estos parámetros. En realidad se requiere realizar una propuesta de modificación a las normas actuales ([3] y [4]), donde se especifique cual debe ser la clase de exactitud y el ancho de banda de estos transformadores (CTs y PTs) cuando éstos sean utilizados para acondicionar las señales de tensión y corriente de un sistema de monitorización de la calidad de la energía eléctrica.

En cuanto a la designación de la clase de exactitud para CTs, ésta se debe seleccionar según los requerimientos de las normas técnicas colombianas NTC 5019 [5] y NTC 2205 [3]. La norma técnica colombina NTC 5019 [5] define que la clase de exactitud de los CTs será establecida a partir del nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y de la magnitud de la carga a la cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, conforme a la Tabla 1 (NTC 5019). Tabla 1. Selección de transformadores de medida según NTC 5019. Tipo de medición

Semi-directa

Tipo de servicio

Trifásico tetrafilar

Nivel de

Relación del

tensión

CT

Transformadores de medida Tipo Cantidad

RTC≤400/5 A

BT

RTC>400/5 A

Fuente: NTC 5019 (segunda actualización).

9

CT

2Ó3

Clase 0,5 Ó 0,6 0,5S

Las clases de exactitud normalizadas según la NTC 5019 son: 0,2; 0,2S*; 0,5 y 0,5S. Los índices corresponden a valores máximos, por tanto, se pueden instalar transformadores con índices de clase inferior al exigido, por ejemplo, para clase 0,5 se puede instalar un CT de clase 0,2.

Por otra parte, la Norma Técnica Colombina NTC 2205 [3] establece que la clase de exactitud se designa tomando como referencia el mayor porcentaje de error de corriente permitido a la corriente nominal establecida para la clase de exactitud implicada. Las clases de exactitud normalizadas para CTs de medida son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 3 - 5 (ver Tabla 2). Tabla 2. Selección de Transformadores de Medida según NTC 2205. Tipo de

Tipo de

Nivel de

Relación del

medición

servicio

tensión

CT

No especifica

No especifica

No especifica No especifica

Transformadores de medida Tipo

Cantidad

Clase

No

0,1; 0,2; 0,5; 1,0; 3,0;

especifica

5,0

CT

Fuente: Norma Técnica Colombiana NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente” Cuarta Actualización, ICONTEC, Colombia, 2004 [3].

La NTC 5019, es una guía de selección de transformadores para medición de energía eléctrica, la clase de exactitud máxima permitida según esta norma es 0,6, para transformadores que serán instalados en baja tensión y con relación de transformación RTC≤400 A y 0,5S CTs con RTC≥400 A. Respecto al mismo tema, la NTC 2205 es más flexible y permite una clase de exactitud en un rango extendido, el cual comprende desde la clase 0,2 hasta clase 5, sin especificar los requerimientos de selección.

Ante esto surgen una serie de preguntas: ¿Cuál de las normas será aceptada como base para seleccionar la clase de exactitud de los CTs?, ¿Qué método se debe emplear para seleccionar la clase de exactitud?, ¿Cuáles son los argumentos planteados por la CREG para considerar que los CTs deben cumplir con los valores y requisitos de la

*

Clase 0.2S: Clase de exactitud normalizada para transformadores de corriente que define un rango carga extendido para CTs que sean inferiores a 15 VA (Burden).

10

NTC 2205, sí en esta norma no hay descripción ni especificación de los métodos de selección de los parámetros de los CTs?

Como se puede observar del análisis realizado a través del capítulo, las exigencias establecidas por la reglamentación colombiana [3] [4] no permiten seleccionar adecuadamente algunas características (como la clase de exactitud, para la cual se ha encontrado que no es fácil su selección) importantes para los transformadores de medida de tal forma que se pueda garantizar el desempeño de los equipos (CTs y PTs) en sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica.

De lo anterior se deduce que, existe la necesidad de presentar un esquema de criterios diferentes a los utilizados para la medición de energía eléctrica (como los presentados en la NTC 5019) con el fin de evaluar los principios básicos que sirven para fundamentar la selección de la clase de exactitud para CTs y PTs.

En cuanto a la NTC 2205, esta adolece de criterios y requisitos técnicos para seleccionar la clase de exactitud y establecer la respuesta en frecuencia de los transformadores de medida, lo cual hace que en la actualidad no se tenga la capacidad técnica para establecer la incertidumbre del sistema de monitorización de los parámetros de calidad de la energía eléctrica y que en los niveles de tensión diferentes al uno, es poco probable que se cumpla con las exigencias de clase A en los parámetros de calidad de la energía eléctrica, por la incertidumbre introducida por los transformadores de medición.

11

2.3.

PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA SELECCIONAR LA CLASE DE EXACTITUD.

Debido a que no existe una metodología para seleccionar la clase de exactitud de los transformadores de corriente y de potencial, a través de la cual también se evalúe el funcionamiento de los mismos en un sistema de medida de la calidad de la energía eléctrica, se proponen las fases que se deben tener en cuenta para realizar una adecuada selección e instalación de los transformadores que garanticen la obtención de datos con la incertidumbre requerida en el proceso de medición de estos parámetros.

Las fases a tener en cuenta para realizar la selección de la clase de exactitud para transformadores de medida son las siguientes (ver Figura 1):

a) Describir los métodos de medida para cada tipo de parámetro de calidad de la energía eléctrica.

b) Obtener los ensayos de incertidumbre en el margen de variación de las magnitudes de influencia, para conocer los valores del sistema de medida.

c) Analizar los resultados de las medidas de los parámetros, y de esta forma establecer el grado de exactitud de la medida.

d) Con el fin de garantizar la obtención de resultados fiables del sistema en general, se procede a designar la clase de exactitud de los transformadores de medida, esta selección se realiza teniendo en cuenta los resultados del numeral anterior, es decir, la clase de exactitud de los transformadores debe ser menor de la incertidumbre del sistema de medida de parámetros de la calidad de la energía eléctrica.

e) Seleccionada la clase de exactitud, se procede a determinar los errores para cada transformador mediante ensayos tipo y de rutina para la exactitud, para 12

revisar la conformidad de los mismos con los requerimientos del sistema de medida.

f) Finalmente, se somete a ensayo todo el sistema, incluido los transductores de corriente y tensión, y se comparan los valores que arroja el sistema general, el sistema de medida de los parámetros y la precisión de los transformadores de corriente y de potencial, los cuales deberían ser aproximados con el fin de poder establecer un funcionamiento adecuado del sistema de medida transformadores de corriente (CT) y Potencial (PT).

13

y

de los

Figura 1. Esquema propuesto para seleccionar la clase de exactitud en CTs y PTs. Clase de Exactitud Transformadores Sistema Calidad de la Energía Eléctrica

1

Descripción de los métodos de medida

Obtener los ensayos de incertidumbre en el margen de variación de las magnitudes de influencia.

para cada tipo parámetro.

2

Se establece el grado de exactitud de la medida de los parámetros

¿La exactitud es la requerida para el sistema de medida de los parámetros?

No Revisar la conformidad de los transformadores con los requerimientos del sistema de medida a través de ensayos tipo y de rutina para la exactitud.

Si

Se designa la clase de exactitud de los transformadores muy cercana del margen de incertidumbre del sistema

Precisión de los transformadores de corriente y potencial

Se somete a ensayo todo el sistema, incluido los transductores de corriente y tensión.

Valores que arroja el sistema de medida de los parámetros

Valores que arroja el sistema general.

3

¿Los valores son aproximados?

No

Si Se establece un funcionamiento adecuado de todo el sistema incluyendo los transformadores de medida.

Fuente: Autores. 14

1

2.4.

PROPUESTAS DE MODIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN VIGENTE COLOMBIANA.

Los últimos esfuerzos de la comisión de regulación de energía y gas – CREG, se han concentrado en revisar y/o modificar las resoluciones CREG 025 de 1999 y la resolución CREG 070 de 1998, con el objetivo de garantizar la veracidad de la información suministrada en las transacciones de energía que tienen lugar en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) [14].

En el documento “Modificación al Código de Medida” (Propuesta para Discusión documento CREG 104, 21 de diciembre de 2007) no se precisan disposiciones que regulen eficientemente los requerimientos técnicos y procedimientos para la medida de estándares de calidad de la energía eléctrica entre el usuario final y las empresas prestadoras del servicio. Analizando esta propuesta en cuanto a normas técnicas exigibles para transformadores de corriente y potencial, se encuentra que ésta demanda la aplicación de la NTC 5019, lo cual se constituye en un avance importante en unificación de criterios técnicos para la adecuada selección de transformadores de medida (la NTC 5019 establece las características adecuadas de los equipos utilizados para

medición de energía eléctrica en las fronteras comerciales del SIN), pero no

soluciona el problema actual con relación a la carencia de normas técnicas que permitan seleccionar transformadores de corriente y potencial con las exigencias requeridas por un sistema de

medida de parámetros de la calidad de la energía

eléctrica.

Las exigencias vigentes en cuanto a la precisión de los equipos basan sus criterios en el nivel de tensión, en las transferencias promedio horarias y en la energía anual por punto de medida [8] [9]. Analizando el esquema actual y la propuesta de modificación al código de medida (Tabla 3), se ha encontrado que no es fácil la determinación y selección de la clase de precisión para transformadores de medida exigidos por la regulación de monitorización de la calidad de la energía eléctrica, ya que se proyecta establecer dicho nivel para cada equipo por tipo de punto de medida, es decir, la 15

propuesta de precisión de cada punto de medición mantiene la orientación de las resoluciones actuales (Res. CREG 025 de 1995 y Res. CREG 070 de 1998), las cuales adolecen de los requerimientos técnicos aplicables a la medida de parámetros de calidad de potencia eléctrica en el país.

Tabla 3. Propuesta de precisión de cada punto de medición. Tipo de

Volumen o transferencia

Mínima clase de exactitud

punto de

de energía mensual.

aceptada para los

medición

(C) (MWh-mes).

componentes del sistema

Cambios propuestos

MEN: Igual excepto la exigencia de equipo “S”. 1

C>=15.000

0,2S CT/PT/Medidor activa

No MEN: de 0,5 a 0,2S en CT/PT y de 1,0 a 0,2S en medidor Todos: de 0,5 a 0,2S en CT.

2

15.000>C>=500

0,2S CT/0,5S PT/0,5

De 0,5 a 0,5S en PT/Medidor.

Medidor activa

No MEN: de 1,0 a 0,5S en medidor MEN: De 0,5 a 0,5S en todos los equipos.

3

500>C>=50

0,5S CT/0,5S PT/0,5S Medidor activa

No MEN: C>166 MWh-mes: De 1,0 a 0,5S en Medidor. CC>=5

0,5S CT/1,0 Medidor activa

5

C 1,5)

Nivel admisible de descargas Tipo de aislamiento

Fase y tierra Entre fases

1,2Um

sumergido en líquido

sólido

10 5 5 10 5

50 20 20 50 20

5

20

Fuente: NTC 2207, tercera actualización

Cualquiera de los dos métodos a seguir deberá especificarse en el protocolo por parte del fabricante según la NTC 2207 numeral 9.2.4.2. Procedimiento para transformadores de tensión sin conexión al sistema de puesta a tierra: Se realizará bajo el mismo esquema de los transformadores con conexión al sistema de puesta a tierra, salvo que se realizarán dos ensayos aplicando sucesivamente las tensiones a cada uno de los terminales de AT dejando conectado el otro terminal de AT con el de BT según figuras 2 a 4 de la NTC 2207 [4]. 3.2.1.4. Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial de los devanados secundarios y entre secciones.

Se efectuará durante un tiempo de 60 s con la tensión de ensayo de manera sucesiva a los terminales cortocircuitados de cada sección de devanado, o cada devanado secundario y el sistema de puesta a tierra, teniendo en cuenta los numerales 6.1.3 y 6.1.4 de la NTC 2207 que aplican respectivamente una tensión de ensayo bajo dichas características para el aislamiento de 3 kV (eficaces). El chasis la cuba (si existe), el

27

núcleo (si está prevista su PAT) y todos los terminales del devanado secundario o secciones del mismo, se conectarán entre sí y a tierra. 3.2.2. Ensayos especiales.

Los siguientes ensayos se deben llevar a cabo mediante acuerdo entre el fabricante y el comprador. Los requerimientos de estos ensayos solo aplican a transformadores de potencial con tensión máxima para el equipo Um ≥ 72,5 kV a excepción del ensayo de impulso recortado tipo rayo, por tanto, para efectos del presente estudio solo es necesario realizar el ensayo prescrito y se recomienda (autores) efectuar la medición de la capacitancia y del factor de disipación dieléctrica por su efectividad en la medición de los parámetros y características fundamentales del aislamiento (revisar capacitancias y sus propiedades, las pérdidas dieléctricas, definir factor de potencia).

Los siguientes son ensayos especiales:

a. Ensayo de impulso recortado tipo rayo (Véase el numeral 10.1 y de acuerdo al numeral 6.1.2.4, NTC 2207, Tercera Act.). b. Medición de la capacitancia y del factor de disipación dieléctrica (Véase el numeral 10.2 de acuerdo al numeral 6.1.2.5, NTC 2207), requisitos aplican para Um ≥ 72,5 kV. c. Ensayos mecánicos (Véase el numeral 10.3, NTC 2207), requisitos aplican para Um ≥ 72,5 kV. d. Medición de las sobretensiones transmitidas (Véase el numeral 10.4, NTC 2207), requisitos aplican para Um ≥ 72,5 kV. 3.2.3. Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de potencial para medida. Estos ensayos son determinantes para verificar la conformidad de la exactitud de los transformadores de tensión con las especificaciones descritas en la NTC 2207 y el

28

estándar IEC 60044-2 (ver tabla 7). Esto permite establecer la incertidumbre de los PTs del sistema de monitorización de los parámetros de calidad de la energía eléctrica. Tabla 7. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase de los transformadores de tensión para medida Clase de Error de Tensión Desplazamiento de fase ± Exactitud

(relación) en porcentaje ±

Minutos

Centirradianes

0,1

0,1

5

0,15

0,2

0,2

10

0,3

0,5

0,5

20

0,6

1

1

40

1,2

3

3

Sin especificar

Sin especificar

Fuente: Norma Técnica Colombiana NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos” Tercera Actualización, Icontec, Colombia, 2004 [4].

Para determinar la exactitud de los PTs, se deben realizar ensayos tipo al 80%, 100% y 120% de la tensión nominal (ver Tabla 8), a la respectiva frecuencia nominal y con un valor de carga del 25% y 100% respectivamente [4].

Los ensayos de rutina se pueden realizar mediante un número reducido de tensiones y/o cargas, siempre que se haya demostrado por ensayos tipo efectuados en un transformador similar, que tales ensayos bastan para verificar la conformidad con la NTC 2207. Tabla 8. Exactitud en PTs con base en la norma NTC 2207. Error De Relación (Et%) Y Error de fase. %Vn

CARGA (VA)*

Error de Relación

Er(%)

Error de Fase (min)

%Vn

80

80

100

100

120

120

80

80

100

100

120

120

CARGA (VA)

Error de Relación

Er(%)

Error de Fase (min)

*Los ensayos se efectuarán con el 25% y el 100% de la carga de exactitud. Fuente: Autores. 29

3.3. ENSAYOS ESPECIALES APLICABLES A TRANSFORMADORES DE MEDIDA SEGÚN EL NIVEL DE TENSIÓN Y LA FALTA DE LABORATORIOS ACREDITADOS CON PATRONES DE CALIBRACIÓN CLASE A.

Según la regulación de la monitorización de la calidad de la energía eléctrica, los ensayos de rutina y especiales descritos anteriormente para transformadores de corriente y potencial instalados en el nivel de tensión 1, deberían implementarse para dar cumplimiento a lo exigido por la comisión de regulación de energía y gas CREG, sin embargo, las normas técnicas [3] [4] que describen los métodos que se deben utilizar para realizar las pruebas, especifican que los ensayos especiales solo aplican a transformadores de corriente y potencial con Um ≥ 72,5 kV. Esto se convierte en un agravante al momento de dar cumplimiento a la regulación vigente para transformadores de medida utilizados en sistemas de valoración de parámetros de calidad de la energía eléctrica, porque los ensayos exigidos por el ente regulador (CREG) no aplican para todos los niveles de tensión, quedando el nivel 1 sin ensayos que permitan valorar la condición y el cumplimiento de los requisitos para CTs y PTs. De igual forma, la ausencia en el país de laboratorios acreditados para realizar la calibración de los parámetros clase A utilizados para valorar la calidad del servicio de energía eléctrica, es otro problema importante ya que no es posible verificar los parámetros de los equipos de medida en el lugar de la instalación. Se requieren laboratorios acreditados (con patrones para calibrar equipos de medida clase A) que permitan verificar y certificar el cumplimiento de los transformadores de medida con las características técnicas exigidas por la CREG en cuanto a calidad de la energía eléctrica. Por tanto, una buena práctica de ingeniería, demanda que el análisis del funcionamiento adecuado del equipo de medición se realice en el sitio de la instalación, con este procedimiento se evita el traslado de los equipos, disminuyendo las averías en los mismos y reduciendo los desplazamientos y deformaciones

de devanados en

transformadores de corriente y tensión, lo cual dificulta la interpretación de los 30

resultados de calibración para dar una valoración adecuada de la condición de los equipos de medida empleados para monitorización de la calidad de la energía y la potencia suministrada. El procedimiento anterior puede ser utilizado como una herramienta para solucionar los problemas registrados a partir del análisis del esquema actual, en el cual se encontraron equipos en los que no es fácil su identificación, en especial la determinación de la clase de exactitud. Con este procedimiento se logra reducir el tiempo de prueba en el sitio a un mínimo, lo cual se convierte en una herramienta importante para ingenieros y técnicos encargados del diseño y operación de las redes eléctricas y equipos que conforman el sistema de medición de parámetros de calidad de energía eléctrica.

A través de la auditoria realizada para determinar el estado del sistema de medición de energía eléctrica en el país, se determinó que el cumplimiento de los requisitos establecidos por la comisión de regulación de energía y gas CREG, solo ha sido verificado mediante las características de placa de los equipos en un 67,4% de las fronteras auditadas [14].

Los resultados de la auditoria de medidas realizada a 1757 fronteras en el año de 1999 son los siguientes [14]: • El 14% de los transformadores de potencial no cumplían con la clase de exactitud. • El 13% de los transformadores de corriente no cumplían con la clase de exactitud. • El 2% de los medidores no cumplían con la clase de exactitud. Es decir, no se está garantizando el cumplimiento de los requisitos de precisión de los equipos y no ha sido posible realizar la calibración de los mismos en el lugar de la instalación.

31

A continuación se presenta un equipo que permite reducir los tiempos de ensayo y realizar el proceso de calibración en las fronteras del sistema de medición de energía eléctrica así como en los sistemas de monitorización de calidad de la energía eléctrica suministrada.

3.4. PROCEDIMIENTOS DE PRUEBAS Y PROTOCOLOS DE ENSAYOS PARA DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS EN TRANSFORMADORES DE MEDIDA CON EL SISTEMA CPC 100 DE OMICRON.

Para utilizar adecuadamente los transformadores de corriente y potencial respecto al error en la medición, hay que conocer características tales como la clase de exactitud, al igual que los parámetros de la curva de magnetización (punto de saturación, factor de seguridad del instrumento), entre otros. Para determinar los parámetros de los transformadores de medida, se requiere un equipo que proporcione la exactitud demandada por las normas técnicas colombianas (NTC 2205 y NTC 2207) y los respectivos estándares internacionales (IEC 60044-1 e IEC 60044-2). De igual forma, es importante que el equipo seleccionado ofrezca versatilidad en la implementación de los ensayos y pruebas a transformadores de corriente y tensión.

Para la medición y registros de los ensayos se puede utilizar el CPC 100 de Omicron, que posibilita pruebas automatizadas de transformadores de potencia, transformadores de corriente (CT), transformadores de tensión (PT), resistencia y más. El equipo tiene un PC integrado, y suministra hasta 800 A ó a través de un amplificador de corriente llega a 2000 A y 2000 V. Sus rutinas de software permiten realizar pruebas a una amplia gama de equipos de subestación y crean automáticamente informes de las pruebas realizadas. Las tensiones y corrientes analógicas pueden medirse con alta precisión. Sus contadores de resistencia se ajustan automáticamente al rango de la medición, desde los µΩ hasta los kΩ a fin de posibilitar una amplia variedad de aplicaciones. La Figura 3 muestra los componentes de la tarjeta de prueba de este equipo.

32

Figura 3. Componentes de la Tarjeta de prueba “Relación TC” del CPC 100 de Omicron.

Fuente: Erasmus LTDA, “Curso teórico – práctico del manejo del equipo de inyección primaria CPC 100”, Bogotá – Colombia, septiembre de 2008.

Algunos de los parámetros de los transformadores de medición, que se pueden caracterizar con el CPC 100 son:

Transformador de corriente (CT) •

Relación, carga y polaridad

•

Error de fase y de magnitud

•

Curva de excitación

•

Resistencia del devanado

•

Carga del secundario, Nivel de aislamiento (2 kV CA) y continuidad del circuito del CT.

Transformador de tensión (PT) •

Relación y polaridad

•

Error de fase y de magnitud

•

Carga del secundario

•

Nivel de aislamiento (2 kV CA) y continuidad del circuito del PT

En este trabajo se desarrollaron procedimientos de ensayo y protocolos de prueba con base el equipo CPC 100 de Omicron. Los protocolos de prueba permiten definir los procedimientos a realizar en los ensayos. Mediante este procedimiento, se elabora el 33

modelo conceptual que permite caracterizar el transformador de medida obteniendo los parámetros necesarios para el modelo estos equipos (CTs y PTs).

Los transformadores de medida se pueden caracterizar y parametrizar en laboratorio y en el sitio de la instalación mediante los procedimientos

y protocolos de prueba

desarrollados por los autores en el presente trabajo de grado y mostrados en el anexo 1 y 2, obteniendo los parámetros de cada prueba especifica, por ejemplo, la prueba “Curva de magnetización” permite determinar la característica de magnetización de cada uno de los núcleos del transformador de corriente. La prueba “Relación de Transformación (RTC) y Polaridad”, mide la RTC de cada uno de los núcleos del CT, y de esta forma se pueden comparar los resultados con los datos suministrados por el fabricante y obtener la exactitud del dispositivo ensayado (error de corriente y de fase). De esta forma se tiene un método sistemático para la caracterización en el laboratorio y en el sitio de la instalación de transformadores de medida, para utilizarlos en sistemas de monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica según los requerimientos de la comisión de regulación de energía y gas (CREG). En el anexo 2 se presentan los protocolos de prueba para transformadores de corriente y tensión, lo cual permite tabular, registrar y organizar los datos y resultados de las pruebas en función de las necesidades del usuario. Los protocolos se han desarrollado con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]). A la falta de laboratorios acreditados para la calibración de los CTs y PTs, generar informes de los resultados derivados de los ensayos en forma instantánea, es posible con el CPC 100 de Omicron, reduciendo los costos y el tiempo de calibración de los transformadores de medida a la vez que se obtienen resultados con la exactitud requerida por la comisión de regulación de energía y gas (CREG) para sistemas de monitorización de calidad de la energía eléctrica. En

el anexo 1 se adjuntan los

procedimientos de pruebas para transformadores de corriente y tensión.

34

4. CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN CUMPLIR LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA.

Los principios generales y básicos para poder atender lo relacionado con los transformadores de medida en un sistema de calidad de energía eléctrica están contenidos en la NTC 2205 [3] para los transformadores de corriente y la NTC 2207 [4] para los transformadores de tensión. Hay que resaltar que estas normas son la traducción de las normas IEC 60044-1 [1] e IEC 60044-2 [2] para transformadores de corriente y potencial respectivamente.

Por tanto, a partir de los requisitos contenidos en las normas anteriormente descritas y los consignados en la resolución CREG 070 de 1998 [9], en este capítulo se analizan los aspectos técnicos

y las características de los transformadores de corriente y

potencial a tener en cuenta en un sistema de calidad de energía eléctrica, con el fin de seleccionar adecuadamente (correcto funcionamiento y eficiencia) los transductores de medida, es decir, se presenta el alcance y cubrimiento de la normatividad antes mencionada (principios fundamentales, practicas y requerimientos de funcionamiento).

4.1.

CONDICIONES TÉCNICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA.

El estudio y selección de las condiciones técnicas se desarrolla para transformadores de medida (CTs y PTs) que serán instalados a un nivel de tensión I, del sistema de distribución de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P (ESSA). La selección del nivel de tensión I se realizó para dar cumplimiento a los objetivos del proyecto: “SISTEMA METROPOLITANO

DE

TELEMETRÍA

PARA

LA

MONITORIZACIÓN

DE

PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN” – Contrato CF 404 ESSA/COLCIENCIAS/UIS.

35

Por tanto, es necesario que los transformadores de medida cumplan con las siguientes condiciones técnicas en conformidad con lo indicado en la Resolución CREG 070 del 1998 [9] y las normas técnicas colombianas NTC 2207 [4] y NTC 2205 [3]:

a) Altura sobre el nivel del mar 900 a 1000 m. b) Ambiente cálido húmedo. c) Humedad relativa máxima 89% d) Temperatura ambiente máxima 40º C. e) Temperatura ambiente mínima -5º C. f) Temperatura ambiente promedio 24º C. g) Tensión nominal: De acuerdo al nivel de tensión donde se vaya a instalar, 220 V. h) Frecuencia nominal: 60 Hz. i) Corriente secundaria nominal: 5 A. j) Tensión máxima de la red: 660 V. k) Nivel de aislamiento a la frecuencia industrial, 1 minuto 3 kV, 60 Hz. l) Factor de seguridad: Menor o igual a 5. m) Clase térmica de material aislante E (120º C) IEC 60044. n) Clase de precisión 0.5 ó menor IEC; 0.3 – 0.6 ANSI. o) Número de secundarios 1. p) Potencia de precisión (Burden) 5 VA ó mayor.

Adicionalmente

y

debido

a

las

características

del

punto

de

conexión

los

transformadores de medida serán del tipo intemperie.

4.2.

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs).

Para dar cumplimiento a los objetivos del proyecto “SISTEMA METROPOLITANO DE TELEMETRÍA PARA LA MONITORIZACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN” es necesario seleccionar adecuadamente los transformadores de corriente y potencial ya que éstos representan el primer elemento en la cadena de monitorización y sus características de 36

funcionamiento influyen en la determinación de las perturbaciones de tensión en la red de suministro eléctrico.

De acuerdo a los requisitos del prototipo metropolitano de telemetría, los transformadores de corriente se deben instalar en los conductores del lado secundario de los transformadores de distribución para medición semi-directa en baja tensión (debido a que el prototipo estará monitorizando parámetros de calidad en las redes de distribución de la ESSA con nivel de tensión I), permitiendo de esta forma definir algunas características (como el Burden, el nivel de tensión de operación y la corriente primaria del CT) en función de la instalación eléctrica en el punto de conexión y de las características propias de la carga a conectar en el secundario del CT.

En este trabajo de grado se revisó el procedimiento de selección de transformadores de corriente para facilitar el entendimiento de la norma NTC 2205 y las respectivas normas internacionales [1] [2] en el momento de su aplicación; se presenta un ejemplo de selección. El procedimiento de selección descrito para un CT se realiza a partir de información del sistema de distribución de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P (ESSA); los datos han sido tomados a través del software ENERGIS “Sistema de Información Geográfica para la Gestión de Redes de Distribución de Energía Eléctrica” (Versión: 1.0 / Año: 2003) (ver Figura 4)*. A partir de la corriente para el punto de conexión (corriente a plena carga del sistema al que estará conectado el CT) que se obtiene del software ENERGIS tal como se muestra en la Figura 4 se determina la corriente primaria (Ipn) nominal. 4.2.1. Corriente primaria nominal (Ipn). La corriente primaria nominal de los CTs se calcula con base en la NTC 5019 [5], tomando como referencia los datos de los transformadores de potencia (punto de conexión de los transformadores de corriente). La norma 5019 [5] señala que Ipn se

3

En la figura 4 se muestra el uso de la herramienta ENERGIS para obtener información del sistema de distribución en el piloto del proyecto metropolitano de telemetría.

37

debe seleccionar de tal modo que la corriente a plena carga del sistema al que está conectado el CT debe estar comprendida entre el 80% y el 120% de su valor, es decir: 0,8 Ipn ≤Ipc≤1,2 Ipn

(2)

Donde: Ipc: Corriente a plena carga del sistema eléctrico donde está conectado el CT. Ipn: Corriente primaria nominal del CT seleccionado. Lo anterior significa que para garantizar la precisión de la medida, se debe seleccionar el CT que se ajuste a este rango. A manera de ejemplo, se toman los datos del transformador de potencia de la Figura 4 con el objetivo de describir el método de selección para Ipn según la NTC 5019. El valor de la corriente de plena carga del sistema se evalúa con la ecuación 1.

Los datos de

,

e

se toman del software ENERGIS (Figura 4), el cual permite al

operador de red (ESSA) un uso eficiente de la información requerida y generada por las áreas de planeamiento, ingeniería, operaciones, mantenimiento y atención al cliente.

Los valores para este ejemplo son: Vff = 220 V, St = 100 kV e Ipc = 262,43 A. Con estos valores se realiza el cálculo para la corriente primaria nominal; obteniéndose un valor de Ipn = 300 A, que se ajusta a los requerimientos de la NTC 5019.

Con este valor de corriente se cumple que 0,8 Ipn ≤Ipc≤1,2 Ipn. Reemplazando los valores correspondientes de Ipn e Ipc se obtiene que 0,8 * Ipn = 240 A e 1,2 * Ipn = 360 A es decir que se cumple la desigualdad de la ecuación 2 que para este ejemplo es: 240 A ≤ 262,43 A ≤ 360 A.

De esta forma se ha seleccionado la corriente primaria nominal para los CTs con base en los lineamientos de la NTC 5019. 38

Figura 4. Datos del Transformador del punto de conexión.

.

Fuente: Electrificadora de Santander S.A. E.S.P, Software EnerGis “Sistema de Información Geográfica para la Gestión de Redes de Distribución de Energía Eléctrica” Versión: 1.0 / Año: 2003

4.2.2. Relación de transformación.

La relación de transformación nominal (RTC), se define en términos de la relación entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal. De acuerdo a la corriente primaria nominal calculada en el numeral anterior y a través de la especificación de la corriente secundaria nominal (corriente secundaria nominal: 5 A), se procede a calcular la RTC adecuada para los CTs mediante la relación: RTC =

Ip Is

=

39

300 = 60 . 5

En las normas internacionales IEC y las correspondientes normas técnicas colombianas, hay poca información relacionada con la clasificación de la relación de transformación para CTs, éstas se limitan a describir algunos conceptos y definiciones relacionados con el tema. La NTC 5019, precisa la relación de transformación para mediciones semi-directas y para mediciones indirectas en función de la carga instalada y la tensión en el punto de conexión.

Los valores de relación de transformación normalizados para transformadores de corriente, se suministran en la Tabla 9 (según NTC 5019); en esta se ha resaltado la ),

clasificación de la relación de transformación efectuada anteriormente (

de la cual es importante mencionar que el valor de RTC obtenido corresponde al sugerido por la NTC 5019 en función de la carga instalada y la tensión en el punto de conexión del CT (la capacidad instalada en kVA del piloto del proyecto analizado es 100 kVA, cuya relación de transformación corresponde en la Tabla 1 a

).

Tabla 9. Relación de transformación de CTs para mediciones semi-directas

Circuitos a 3 x 120/208 V

Circuitos a 3 x 127/220 V

Capacidad Instalada (kVA)

Relación de los CTs

Capacidad Instalada (kVA)

Relación de los CTs

28 A 43

100/5

30 A 45

100/5

44 A 65

150/5

46 A 68

150/5

66 A 86

200/5

69 A 91

200/5

87 A 129

300/5

92 A 137

300/5

130 A 162

400/5

138 A 182

400/5

163 A 194

500/5

183 A 228

500/5

195 A 259

600/5

229 A 274

600/5

260 A 324

800/5

275 A 365

800/5

325 A 389

1000/5

366 A 457

1000/5

390 A 467

1200/5

458 A 548

1200/5

468 A 648

1600/5

549 A 731

1600/5

Fuente: NTC 5019 (segunda actualización, tabla 4) [5].

40

4.2.3. Carga nominal o potencia del CT.

La carga o prestación del transformador de corriente es la potencia (o impedancia) que el transformador debe tener en su circuito secundario, manteniéndose en su clase de precisión (error de relación y error de ángulo). La prestación debe ser adecuada a la carga que el transformador alimenta, en la carga se deben incluir los instrumentos, y los cables de conexión desde los transformadores a los instrumentos [18].

Con base en lo anterior y con el objetivo de asegurar la operación confiable de los instrumentos que forman parte del sistema de medición y registro de la calidad de energía eléctrica, los transformadores de corriente deben estar cargados lo justo, si están menos cargados que su prestación (Burden) no se saturarán en la forma que se espera, si están más cargados perderán precisión.

Por tanto, la carga que se conecte en el circuito secundario del transformador de corriente debe estar comprendida entre el 25 y el 100% de la carga nominal del CT (para seleccionar la potencia nominal de un transformador de corriente, se deben sumar las potencias nominales de todos los instrumentos conectados al secundario) para garantizar su adecuado funcionamiento según los requisitos de la NTC 2205 (numeral 11.2: Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para los CTs para medida) y la NTC 5019 (numeral 6.4.1.3: Carga nominal).

La NTC 2205 [3] especifica que la potencia de precisión (Burden) debe ser 5 VA ó mayor, para baja tensión, nivel I. Este valor está sujeto a condiciones de operación del sistema de medida de calidad de la energía eléctrica.

Para garantizar que la carga real esté comprendida entre el 25% y el 100% de la carga nominal, el límite inferior admisible (VAL =0,25 VAnom) se alcanza cuando la corriente de carga es equivalente al 50% de la corriente nominal, pues en este valor la cargabilidad es equivalente al 25% de la capacidad nominal del CT (debido a que I cuadrado por R modela los VA, entonces al ser IL= 0,5 Inom se cumple el límite inferior dispuesto en la NTC 2205): 41

VAL = 0,25 VAnom cuando IL = 0,5 Inom Según la condición anterior, la corriente de carga puede variar entre el 50% y el 120% garantizando de esta forma la clase de exactitud del CT. Para el caso en que la carga conectada en el secundario del CT no se encuentre entre el 25% y el 100% y/o que la corriente sea inferior al 50%, no se garantizarán los requisitos de exactitud y precisión del CT establecidos en la NTC 2205.

Es decir, si los CTs en su condición normal de funcionamiento (corriente de plena carga) operan con un nivel de carga (VA) menor al nominal, el porcentaje de corriente deberá ser mayor al 50% de la nominal para garantizar su correcta operación.

El error de corriente y desplazamiento de fase no debe exceder los valores establecidos en la NTC 2205 (cuarta actualización, tablas 11 y 12) cuando la carga secundaria es cualquier valor entre 25% y 100% de la carga nominal.

4.2.4. Corriente térmica nominal y corriente dinámica.

El transformador de corriente puede presentar corrientes elevadas en sus devanados en condiciones de cortocircuito. Para lo cual debe estar capacitado para resistir las fallas que se presenten en el sistema o en la red a la que está conectado. Esta corriente de cortocircuito, cuyo valor es varias veces mayor que la corriente nominal, produce esfuerzos dinámicos y térmicos.

Para describir la capacidad de los transformadores de corriente ante eventuales esfuerzos electrodinámicos, se debe asignar al CT una corriente térmica nominal de corta duración (Ith) y una corriente asimétrica dinámica nominal (Idyn). La corriente térmica nominal de corta duración (Ith), según la norma NTC 5019 deberá seleccionarse de tal forma que: [3] 42

En donde, : Corriente máxima de cortocircuito en el punto del sistema donde va a ser conectado el CT. : El tiempo de duración del cortocircuito en segundos.

Es decir, La intensidad térmica del CT debe calcularse teniendo en cuenta la corriente máxima de cortocircuito del sistema donde va a ser instalado el transformador de corriente. Por ejemplo, según las condiciones anteriores y a partir de la información del sistema de distribución del punto de conexión dado por la Figura 4, la corriente térmica nominal de corta duración (con

) para los CTs debe ser:

Para el caso de la corriente dinámica nominal (Idyn), su valor debe seleccionarse de tal forma que:

Por tanto, la capacidad de resistencia a los esfuerzos dinámicos es,

4.3.

SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN (PTs).

La metodología y los parámetros de selección para transformadores de tensión son análogos a los descritos en el numeral anterior para transformadores de corriente. Para la correcta selección de los PTs la normativa de referencia ([4] y [5]) identifica cuales son los principales parámetros que se deben someter a análisis, es decir, la normativa colombiana establece los parámetros característicos de los transformadores de tensión que se deben establecer.

4.3.1. Tensión primaria nominal. 43

Corresponde a la tensión nominal del sistema eléctrico al cual va a ser conectado (según NTC 5019, numeral 6.4.2.1).

4.3.2. Tensión secundaria nominal.

La tensión secundaria nominal del PT debe corresponder a los rangos de operación del medidor conectado a éste. La tensión secundaria normalizada es 120 V (NTC 5019, numeral 6.4.2.2).

4.3.3. Relación de transformación nominal.

La norma NTC 5019 (ver numeral 6.4.2.3) solo señala la definición, por tanto, la relación de transformación nominal debe seleccionarse a partir de la relación de la tensión primaria nominal a la tensión secundaria nominal. La NTC 2207 no contiene información de la selección de éste parámetro.

4.3.4. Clase de exactitud.

La clase de exactitud de los transformadores de potencial debe seleccionarse en forma análoga a la clase de exactitud de los transformadores de corriente (ver numerales 3.1.1 y 3.1.2 del capitulo anterior).

4.3.5. Carga nominal (Burden).

En la NTC 5019 se específica que la carga nominal del transformador debe seleccionarse de tal forma que la carga que se conecte en el circuito secundario del transformador de tensión debe estar comprendida entre el 25% y el 100% de la carga nominal (Burden) del PT para garantizar su adecuado funcionamiento según los requisitos de la norma NTC 2207 (numeral 12.2: Límites de error de corriente y desplazamiento de fase de los PTs para medida) y la norma NTC 5019 (numeral 6.4.2.4: Carga nominal). 44

5. RESPUESTA EN FRECUENCIA DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA.

Dos parámetros que se deben tener en cuenta en los acondicionadores de señal (transformadores de medida) de los sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica, para evitar medidas incorrectas, son la respuesta en frecuencia en magnitud y fase.

Debido a las características técnicas de construcción de los transformadores de potencial, estos tienen una respuesta en frecuencia por debajo de 1 kHz, aspecto importante a tener en cuenta en el momento de seleccionar el tipo de PT, el cual debe estar dimensionado para que no se sature. Una representación precisa del PT se puede obtener en función de la carga aplicada, la cual debe ser de alta impedancia para obtener una respuesta adecuada hasta frecuencias de 1 kHz.

El análisis de la respuesta en frecuencia para transformadores de corriente es más complejo, pues varía en función de la clase de precisión, del tipo de CT, del número de espiras, del material y la selección del núcleo y de la carga del circuito secundario. En general los CTs presentan respuesta en frecuencia adecuada para la señal hasta séptimo armónico (420 Hz). Para garantizar un margen de frecuencias elevadas se deben utilizar transformadores de corriente tipo ventana con relación de transformación elevada y bajo flujo remanente (por ejemplo, 10% de saturación del núcleo).

Los transformadores de corriente (CTs) para utilizarlos con instrumentos de medida, deben tener un ancho de banda igual o superior a la frecuencia del armónico más alto a ser analizado. En la Tabla 10 se muestra el límite superior necesario de frecuencia correspondiente al mayor armónico al que se desea efectuar medición.

45

Tabla 10. Transformador de corriente - Respuesta en frecuencia

Límite superior de frecuencia (Hz) 3000 3780 6000

Mayor armónico medido 50 63 100

Fuente: Autores.

A continuación se presentan diferentes métodos que permiten analizar la respuesta en frecuencia de los transformadores de medida para de esta forma determinar el ancho de banda de los mismos.

5.1.

ANÁLISIS DE LA RESPUESTA EN FRECUENCIA DE CTs Y PTs.

En esta parte del trabajo se realiza un análisis de la respuesta en frecuencia de transformadores de medida con el objetivo de estudiar y conocer la respuesta de estos equipos a perturbaciones como armónicos.

Es importante realizar el análisis descrito anteriormente debido a que no se establecen en las normas técnicas colombianas ([3], [4] y [5]) y en las respectivas normas internacionales ([1], [2] y [15]) requisitos y procedimientos de ensayo para verificar la respuesta en frecuencia de los transformadores de medida de tal forma que se pueda determinar los efectos de los CTs y PTs en la incertidumbre de los parámetros de calidad de energía eléctrica. En la Figura 5 se describe un método de caracterización en laboratorio de transformadores de tensión y corriente en baja tensión que permite obtener

una

evaluación de los niveles de distorsión armónica de las señales de tensión y corriente en el sistema de distribución [22].

46

Figura 5. Estructura del sistema diseñado.

. Fuente: J. Barros; “Caracterización en frecuencia de transformadores de tensión y corriente”, Univ. De Cantabria, Santander – España, 1999.

El esquema de la Figura 5 del sistema propuesto por [22, J. Barros] realiza dos funciones principales:
Generación de formas de onda de tensión y corriente con contenido de armónicos.
Medida y almacenamiento de las formas de onda de las tensiones o corrientes de los devanados primario y secundario del transformador bajo prueba para evaluar su respuesta a las señales aplicadas.

Las formas de ondas generadas según el esquema (Figura 5) para el análisis de los transformadores de medida y los resultados obtenidos de la evaluación de la distorsión armónica a transformadores de corriente y potencial se pueden consultar en [22].

5.2.

VERIFICACIÓN DEL ANCHO DE BANDA DE LOS CTs Y PTs.

Con el fin de conocer la respuesta de los transformadores de medida a diversas perturbaciones (por ejemplo armónicos), se expone a continuación un método 47

alternativo, de tal forma que se realice un análisis del desempeño de los CTs y PTs ante la inyección de corrientes y tensiones, con características que simulen disturbios de calidad de energía eléctrica para establecer el ancho de banda de estos equipos y de esta forma prever, cómo se puede afectar la incertidumbre de la medición de los parámetros de calidad de la energía eléctrica por la inserción de los PTs y CTs. El análisis se realizó teniendo en cuenta la información suministrada por el PROGRAMA

DE

ADQUISICIÓN

Y

ANÁLISIS

DE

SEÑALES-PAAS

de

la

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA a partir del estudio realizado a CTs y PTs instalados en las subestaciones y cabeceras de circuito del sistema de distribución de CODENSA. En este estudio se implementaron pruebas de laboratorio a transductores de medida de diferente nivel de tensión (desde 34,5 kV hasta 230 kV) en el laboratorio Fabio Chaparro-LABE de la Universidad Nacional en el cual se obtuvieron señales de prueba de corriente y tensión de diferentes formas de onda con contenido de armónicos con el objetivo de ser inyectadas en los devanados primarios y secundarios de los transformadores de corriente y potencial respectivamente. La metodología empleada por parte del grupo PASS-UN se presenta a continuación con el objetivo de suministrar un procedimiento de ensayo que permita establecer el ancho de banda y la relación de transformación de transformadores de medida de corriente y tensión. La obtención de la forma de onda distorsionada para transformadores de corriente se realizó a través del circuito mostrado en la Figura 6, en donde se muestran varias etapas:

48

Figura 6. Montaje elaborado para las pruebas a los transformadores de medida.

Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.”

a. Una etapa que se encarga de la generación de corrientes con contenido de componentes armónicos.

b. Un transformador elevador de corriente, el cual tiene el objetivo de incrementar la magnitud de la señal de corriente inyectada y de esta forma alimentar el transformador de medida bajo prueba.

c. La última etapa representa el transformador de medida bajo ensayo, al cual se le realiza la medición de corriente en los dos devanados con el fin de analizar y determinar el comportamiento ante señales con contenido de componentes armónicas.

La forma de onda de prueba generada para transformadores de corriente se muestra en la Figura 7. La cual tiene las siguientes características:

49

a. Es generada a partir de una onda sinusoidal a frecuencia industrial. b. El tiempo activo por semiciclo es de 2 ms. c. La magnitud depende del CT a evaluar con un límite superior de 400 A pico.

Figura 7. Forma de onda de prueba generada para CTs.

Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.”

El esquema de la Figura 6 utiliza una fuente de tensión variable para inyectar corriente en el devanado baja de un transformador elevador de corriente, ésta pasa a través de un triac que se conecta intempestivamente dejando circular la corriente a través del circuito en los últimos 2 ms de cada semiciclo de la señal sinusoidal de tensión, generando una señal de corriente con contenido de armónicos.

50

La configuración descrita permite elevar el nivel de corriente en el secundario del transformador elevador, dependiendo de la relación asignada para el ensayo (no superior a 400 A). El transformador elevador tiene las siguientes características: a. Burden: 20 VA. b. Relación de Transformación: 200 /5 A. c. Marca: Magrini Galilleo.

Las resistencias shunt se utilizan con el objetivo de hacer las medidas de las ondas de entrada (inyectada) y de salida. Es importante tener en cuenta los límites de carga para el transformador bajo prueba al momento de elegir la resistencia de medida puesta en el lado de baja del mismo evitando saturarlo (en este esquema el valor de la resistencia es de 498 mΩ).

Se realizaron pruebas de pulso transferido de corta y larga duración bajo un porcentaje de carga del: 25%, 50% y 75% respectivamente. Siempre con medición de las señales en los dos devanados del CT al mismo tiempo para tener una sola referencia para la tensión. Tras establecer una rutina de ensayo se procesan los datos obtenidos con el algoritmo FFT (obtención de espectros en frecuencia para los transformadores de medida ensayados).

Con los espectros de frecuencia de las señales temporales se puede determinar el ancho de banda como el rango de frecuencias en el que se concentra la mayor parte de la potencia de la señal. Para determinar el ancho de banda del CT es necesario calcular la potencia de la señal a través de la ecuación 4.

[4].

Donde

es la transformada de Fourier de la señal en el tiempo. Por tanto, la

metodología presentada permite calcular la relación de transformación de los CTs y PTs así como el ancho de banda de los mismos a partir de los espectros en frecuencia de los transformadores de medida. 51

Un resumen de los resultados obtenidos por el grupo PASS-UN de la Universidad Nacional se presenta a continuación. La Figura 8 muestra las componentes armónicas de las corrientes de los dos devanados para condiciones de carga del 25% y 50%.

Figura 8. Espectros para el transformador de corriente BBC In=200 A.

Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.” 52

A partir de los espectros en frecuencia de la Figura 8 y mediante el cálculo de la potencia de las señales a partir de la ecuación 4, se analizó el rango de frecuencias en el cual el dispositivo funciona adecuadamente. La Figura 9 muestra la potencia de las componentes armónicas de las corrientes de los dos bobinados del transformador de corriente sometido a prueba (con carga del 75%).

Figura 9. Espectros de potencia para el transformador marca BBC con In=200 A.

Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.” 53

De la Figura 9 se puede observar que la mayor concentración de la potencia de la onda inyectada al CT se encuentra hasta aproximadamente la frecuencia 420 Hz, es decir, hasta la componente armónico de orden séptimo, esta misma característica se mantiene en la señal de salida. Por tanto, el ancho de banda de los CTs ensayados está comprendido entre 60 Hz y 420 Hz.

El ancho de banda para los PTs inductivos sometidos a ensayos presentó un comportamiento similar a los CTs, es decir, el ancho de banda de estos equipos está comprendido entre 60 Hz y 420 Hz; los resultados del espectro armónico y de potencia para PTs inductivos se muestran en las figuras 10 y 11 respectivamente (con carga del 75%). Figura 10. Espectro armónico para PT inductivo BBC 12 kV.

Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.” 54

Figura 11. Espectro de potencias del PT inductivo BBC 12 kV.

Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.”

Como complemento al análisis experimental expuesto anteriormente, a continuación se presentan los resultados obtenidos mediante simulaciones de algunos de los métodos expuestos y otros a partir de un método basado en barrido de frecuencia con amplitud de fuente constante; éstas se realizaron a transformadores de medida de corriente a través del software ATPDraw, los resultados obtenidos con el modelo del transformador 55

saturable del ATP son comparables a los obtenidos en el laboratorio Fabio ChaparroLABE de la Universidad Nacional. El circuito de la Figura 12 se utilizó para establecer la respuesta en frecuencia en magnitud y fase para transformadores de medida; el método de análisis utilizado inicialmente es el barrido en frecuencia con amplitud de fuente constante mediante la opción Frecuency Scan del ATPDraw. Para establecer la respuesta en frecuencia del transformador de corriente ensayado se inyectó una señal de baja amplitud con un barrido en frecuencias que va desde los 10 Hz hasta los 10 kHz. Figura 12. Sistema implementado para analizar el comportamiento en frecuencia del CT.

Fuente: Autores.

La respuesta en frecuencia obtenida para el CT bajo condición de carga nominal (Burden) se detalla en la Figura 13.

Figura 13. Respuesta en frecuencia del CT para condición de carga nominal.

Fuente: Autores. 56

Las respuestas obtenidas para el transformador de corriente con una condición de carga del 75% de la carga nominal (Burden) a partir del barrido en frecuencia se presentan en la Figura 14 (respuesta en frecuencia en magnitud y fase); el CT ensayado tiene una relación de transformación nominal de 1200/5 A y una clase 1.

Figura 14. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT bajo prueba con carga del 75%.

Respuesta en frecuencia de fase

Fuente: Autores.

57

Es de resaltar que el CT recorta la señal de corriente en un 33% a partir de 500 Hz, de igual forma para 1 kHz dicha señal se ha atenuado en un 77% de su valor nominal y finalmente para 10 kHz la señal presenta una atenuación del 98% (Ver Figura 14). La respuesta en frecuencia del transformador de corriente para valores de carga al 50% y 25% de la carga nominal del CT se muestra en las Figuras 15 y 16 respectivamente.

Figura 15. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 50% de la carga nominal.

Fuente: Autores.

Figura 16. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 25% de la carga nominal.

Fuente: Autores.

58

De las Figuras 13,14,15 y 16 se observa que el transformador de corriente de medida presenta una respuesta en frecuencia adecuada hasta 420 Hz (componente armónica de orden siete para la frecuencia de 60 Hz), es decir, el CT atenúa en este rango de frecuencias menos del 25% de la magnitud de la señal de corriente, presentando una mejor respuesta en frecuencia para una condición de carga del 75% de la carga nominal (Burden); por tanto, el ancho de banda de este CT se puede considerar que es hasta 420 Hz. Para analizar el comportamiento en frecuencia de los transformadores de medida por el método implementado por el grupo PASS-UN, se simuló inyección de diferentes formas de ondas de corriente con contenido armónico, es decir, se utilizó la representación de cargas típicas (rectificadores o inversores de diferentes clases) para generar la onda inyectada en el lado de alta corriente del transformador de medida. La obtención de la forma de onda distorsionada para transformadores de corriente se realizó con el circuito mostrado en la Figura 17*. Figura 17. Esquema para el análisis de CTs y PTs bajo la inyección de corrientes con contenido de armónicos.

Fuente: Autores.

*

Los datos del CT para la realización de esta prueba, se encuentran en el capítulo seis; en éste también se muestra el ingreso de datos y la obtención de diferentes características de los transductores de medida a través del ATPDraw.

59

La forma de onda de prueba generada para transformadores de corriente se muestra en la Figura 18. Figura 18. Forma de onda generada a inyectar en los transformadores de medida.

Fuente: Autores.

A partir de los espectros en frecuencia de los transformadores de medida bajo estudio, se analizó el rango de frecuencia en el cual el dispositivo funciona adecuadamente, es decir se determinó el ancho de banda que permite registrar las perturbaciones de calidad de la energía eléctrica de manera precisa y confiable. Con base en lo anterior se presentan los espectros armónicos de corriente en los devanados del CT bajo prueba cuya relación de transformación nominal es 1200/5 A (ver Figura 19). Figura 19. Lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba y su espectro en frecuencia.

60

Fuente: Autores.

Otro parámetro que se analizó a partir de la función de transferencia del CT obtenida con el espectro en frecuencia del mismo (la función de transferencia se obtuvo como la división del armónico N de la señal de salida del instrumento entre el armónico N de la señal de entrada) es la relación de corrientes (relación de transformación del CT).

En la Figura 20 se muestra la gráfica de la relación de transformación para el CT bajo prueba.

Figura 20. Relación de transformación obtenida a partir del espectro en frecuencia de las señales en el lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba.

Fuente: Autores.

La relación nominal del CT es 1200/5 A, lo cual es equivalente a la relación 240/1 (entrada/salida), es decir RTC=0,0041666666 (salida/entrada, para el caso estudiado); 61

por tanto, la relación de transformación del CT a las frecuencias armónicas se mantiene con un bajo porcentaje de error.

Como conclusión de este apartado, con los espectros en frecuencias de las señales temporales (por ejemplo, los espectros descritos en la Figura 19) se puede determinar el ancho de banda de los transformadores de medida y la función de transferencia del mismo, de tal forma que se obtenga la relación de transformación y la incertidumbre de la medición debido a la inserción de CTs y PTs.

5.3.

EFECTOS EN LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA DEBIDO A LAS CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUCCIÓN DEL NÚCLEO.

El ancho de banda de los transductores de medida (CTs y PTs) depende de las características magnéticas del núcleo. Es decir, la relación entre la corriente de magnetización y la tensión de fase es función de la curva de magnetización propia del material con que se ha construido el núcleo del transformador de medida (por ejemplo, acero silicoso de grano orientado). Para analizar los efectos que se presentan con transformadores de medida debido a las características de construcción del núcleo, la dificultad se encuentra en obtener los datos representativos para modelar el comportamiento del mismo. El desarrollo de nuevas tecnologías de fabricación de CTs y PTs convencionales no ha resuelto este problema (característica no lineal y poca sensibilidad). Una posible solución es la implementación de transformadores de medida con un ancho de banda adecuado que permita obtener las perturbaciones inherentes a la calidad del suministro presentes en el sistema eléctrico. La reducción de los errores incorporados por los transformadores de medida en la corriente o tensión secundaria, depende de la implementación de transformadores de medida no convencionales que emplean una serie de metodologías diferentes de captación de corriente o tensión

62

A continuación se presentan transformadores de medida que ofrecen mayor linealidad y sensibilidad en gran parte del rango de medición y que solucionan algunos de las limitaciones de los transformadores de medida construidos con núcleo de material ferroso el cual provoca un comportamiento no lineal entre el campo magnético B y la excitación. 5.3.1. Transformadores de medida ópticos.

Entre los transformadores de medida no convencionales desarrollados en los últimos años esta el transformador óptico, el cual es un instrumento que garantiza en un rango extendido de frecuencia la obtención de medidas a través de los equipos de calidad sin perder linealidad ni confiabilidad. En la Figura 21 se muestra la operación de un transformador de corriente óptico. De la Figura 21 se deduce que el esquema de funcionamiento del captador óptico está constituido por cinco fases: una fuente de luz, un sistema de transmisión óptica, un elemento sensor, el sistema de recepción óptica y por último la etapa de procesamiento de la señal. Figura 21. Transformador de corriente óptico.

Fuente: “Modulo II - transformadores de instrumentos”, Universidad Tecnológica Nacional, Buenos Aires-Argentina; Disponible en http://www.frlp.utn.edu.ar/materias/tydee/moduloii.pdf

Estos componentes se integran de la siguiente manera: la luz es emitida por un diodo emisor de luz (LED) en el módulo electrónico y transmitida al sensor a través de un cable de fibra óptica. La luz se polariza a la entrada del sensor y su intensidad es modulada por el campo magnético al propagarse en una trayectoria cerrada alrededor 63

del conductor. A continuación, la luz retorna al módulo electrónico, donde la intensidad de luz modulada es procesada para generar una señal de salida de tensión o corriente analógica, proporcional a la corriente que pasa a través del sensor [23].

En resumen, los transformadores de medida ópticos permiten realizar mediciones con clase de por lo menos 0,2 sobre el ancho de banda requerido en procesos de medición de parámetros de calidad de la energía eléctrica, lo cual garantiza una adecuada reproducción de la forma de onda de corriente o tensión. 5.3.2. Sensores de corriente lineales.

Otro tipo de sensores lineales de corriente con características óptimas para efectuar medición de corriente bajo diferentes circunstancias y requerimientos de medición es el transformador que utiliza anillos de Rogowski; su funcionamiento es equivalente al de un transformador convencional pero con núcleo no magnético. Su sensibilidad a la inducción magnética es, por lo tanto, mucho menor. Esto se soluciona elevando el número de espiras utilizado en el secundario [23].

En las Figuras 22 y 23 se comparan las prestaciones en cuanto a sensibilidad y linealidad de los transformadores de medida de corriente construidos con núcleo de hierro al silicio (Si) de grano orientado pero de distinto montaje (Figura 22) y el sensor lineal de corriente basado en la bobina de Rogowski (Figura 23). Figura 22. Sensor de corriente con núcleo magnético para medición de energía.

Fuente: Marder F, - Franco A, Lombardero Oscar G; Dpto. de Ing. Eléctrica - Facultad de Cs. Exactas y Naturales y Agrimensura, Universidad Nacional del Nordeste, Argentina [24]. 64

Se observa que los transformadores de corriente presentan respuestas no lineales y de poca sensibilidad en la zona de bajas corrientes debidas al proceso de magnetización del material (Hierro al Si de grano orientado). Por tanto, los transformadores de corriente convencionales no permiten realizar mediciones en un rango amplio sin perder linealidad y sensibilidad, todo esto conduce a que estos instrumentos no den una respuesta adecuada a los requerimientos que un sistema de medida de calidad de la energía eléctrica demanda. Figura 23. Sensor lineal de corriente para medición de energía.

Fuente: Marder F, - Franco A, Lombardero Oscar G; Dpto. de Ing. Eléctrica - Facultad de Cs. Exactas y Naturales y Agrimensura, universidad Nacional del Nordeste, Argentina [24].

La Figura 23 muestra que la curva V-I del sensor basado en la bobina de Rogowski tiene una respuesta lineal en todo el rango de funcionamiento ya que no existe material magnético que saturar siendo casi tres veces más amplia que la de los CTs con núcleo. Adicionalmente la bobina de Rogowski no requiere energía del sistema para funcionar, por lo que el rendimiento del instrumento es elevado [24].

En resumen, los sensores de corrientes basados en la bobina de Rogowski son instrumentos adecuados para actuar como sensor lineal de corriente en un rango amplio de funcionamiento del equipo y pueden ser implementados en cualquier tipo de aplicación debido a su adaptabilidad en diferentes escenarios de medición y bajo consumo de potencia.

65

Una solución alternativa a reemplazar los transformadores por acondicionadores de medida no convencionales es la de mejorar su exactitud usando técnicas de compensación. Este proceso se implementa en la etapa de procesado de las señales con el fin de compensar el error debido a transformadores de corriente y potencial y de esta forma obtener correctamente el estado de calidad del sistema de energía. Algunos autores ([20] y [21]) sugieren métodos que tienen el objetivo de calcular la onda teórica (carente de error) en base a estimar para cada muestra la diferencia entre la onda real registrada y la onda teórica. Sumando a cada muestra registrada el valor correspondiente de esta diferencia se obtiene la forma de onda que se habría registrado en caso de que el transformador de medida no hubiese introducido error en la corriente y/o tensión secundaria, sin embargo esta solución no mejora la limitación de la respuesta en frecuencia de los CTs y PTs.. Como conclusión de este apartado, se ve la necesidad de mejorar los equipos de adecuación de las señales del sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía

eléctrica,

es

decir

se

requiere

mejorar

las

características

de

los

transformadores de medida. La mejor solución es reemplazar los transductores (CTs y PTs) por nuevos, ópticos (con características lineales y un amplio rango de funcionamiento), de clase 0,2 para un amplio rango de corrientes desde 4000 A hasta menos de 5 A, sin embargo esta solución aún es costosa y esta en proceso de desarrollo.

66

6. CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE

MEDIDA EN BAJA

TENSIÓN.

En este capítulo se describen diferentes métodos para la caracterización de transformadores de medida a través de dos programas de simulación, con el fin de analizar el comportamiento de los CTs y PTs que se emplearán en sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica.

6.1.

CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE EL ATP.

Debido a la incipiente literatura, existente en la temática del modelamiento de los elementos que están involucrados en el estudio de transformadores de medida, se presentarán los detalles de preparación e ingreso de datos para los transformadores de corriente en el software ATP (Alternative Transients Program, versión no comercial del EMTP). Se presenta solamente la caracterización de transformadores de corriente para medida debido a que el nivel de tensión en el punto de conexión (nivel I) es el requerido por el sistema metropolitano de telemetría, es decir, las señales de tensión que recibe el sistema de monitorización de calidad de energía son las mismas que recibe la carga, por tanto, no se requiere transformar las señales de tensión que recibe el sistema de monitorización. Sin embargo, el modelo en ATP para representar los PTs es análogo al utilizado para los CTs (ver Figura 24). Para el estudio de CTs y PTs, el programa ATP tiene una aplicación que simula algunas características y parámetros de los transformadores, con el propósito de establecer una adecuada selección y un análisis del comportamiento del mismo ante diversos disturbios y condiciones, ya que están relacionados con el acondicionamiento y adquisición de las señales analizadas en estudios de calidad de energía eléctrica. El ATP permite representar el transformador de medida de corriente (también el de tensión) a través del elemento de transformador saturable de acuerdo a la Figura 24.

67

Figura 24. Modelo del transformador saturable del ATP.

Fuente: R. Folkers, SEL, “Determine Current Transformer Suitability Using EMTP Models, presented a la 26th Westerm Protective Relay Conference, Oct 26-28 de 1999 [19].

En la Figura 24 se observa que el modelo tiene en cuenta tanto las pérdidas en el cobre como en el núcleo. Para ello utiliza resistencia en los devanados del primario y secundario, y adicionalmente tiene en cuenta la saturación del núcleo utilizando un modelo de inductancia no lineal.

Haciendo uso de la caja de herramientas de la interfaz ATPDraw, se incluye el transformador saturable de la forma descrita en la Figura 25.

Figura 25. Inclusión del transformador saturable.

Fuente: Autores.

Un ejemplo de la asignación de parámetros para crear el modelo del transformador de corriente puede verse en la Figura 26. Para editar cada uno de los componentes se abre la caja de herramientas con el botón derecho del mouse. 68

Figura 26. Caja de herramientas para el “saturable 1 phase”.

Fuente: Autores.

Los datos y parámetros para representar el transformador de corriente son los siguientes:
Lp y Ls: Inductancia en el circuito primario y secundario.
Rp y Rs: Resistencia en el circuito primario y secundario.
Rmag: Resistencia de magnetización.
Vrp y Vrs: Voltajes nominales del primario y secundario.
I0: Corriente que circularía por la rama de magnetización.
F0: Flujo de la rama de magnetización en estado estacionario. En la Figura 27 se muestra la imagen del transformador saturable del ATP utilizado para el modelado del transformador de corriente. Figura 27. Transformador saturable monofásico del ATP (saturable 1 fase).

Fuente: Autores.

69

6.1.1. CURVA DE SATURACIÓN MEDIANTE ATPDraw.

La curva de saturación y por tanto, la característica de excitación del transformador de corriente, se pueden obtener a partir de los datos suministrados por el fabricante (valores eficaces de tensión y corriente) o por las pruebas de saturación realizadas en laboratorio y/o campo.

Figura 28. Parámetros de la pestaña Attributes.

. Fuente: Autores.

Para obtener e incluir la curva de saturación del transformador en ATP, se abre la caja de herramientas del “saturable 1 fase” (Figura 26) y se establece el valor RMS=1 en la pestaña Attributes. Posteriormente se ingresa a la pestaña Characteristics (Figura 28) donde se ingresan los valores eficaces de la curva V vs I ascendentemente sin incluir el punto (0,0).

Para visualizar la curva de saturación se utiliza el botón View de la pestaña Characteristics, Figura 28. En esta figura también se observa los datos de la prueba de vacío realizada al transformador para obtener la gráfica de la curva de saturación (ver Figura 29).

70

Figura 29. Curva de Saturación calculada por ATP.

Fuente: Autores.

6.1.2. CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN DEL CT.

El elemento del transformador saturable “saturable 1 fase”, permite obtener la corriente de magnetización del modelo de simulación para saturación del CT, seleccionando medir corriente en la pestaña Attributes del transformador (ver Figura 31). Figura 30. Modelo de simulación para saturación del CT.

Fuente: Autores. 71

En el modelo para saturación de la Figura 30 se utilizó una fuente de alimentación AC type 14, la cual corresponde a una fuente sinusoidal de amplitud constante. Los otros parámetros en el programa ATP del circuito de la Figura 30, hacen parte de la representación de los sistemas de control mediante la opción de los TACS (Transients Analysis Control System). Figura 31. Opción medir corriente de magnetización.

Fuente: Autores.

La forma de onda y valores de la corriente de magnetización para el modelo en ATP del transformador saturable se muestra a continuación (Figura 32), observándose el efecto de la saturación del núcleo del transformador de corriente. La gráfica se realiza mediante el comando PlotXY, el cual es una herramienta para obtener las gráficas de todos los archivos de salida PL4. Figura 32. Corriente de Magnetización del CT

3 [A] 2

1

0

-1

-2

-3 0

10

20

30

40

Fuente: Autores. 72

50

60

[ms]

70

El estudio de las componentes armónicas presentes en la corriente de magnetización también es obtenida mediante el PlotXY y se han graficado en por unidad (I p.u.) del armónico 1 (fundamental) en un determinado rango de frecuencias (ver Figura 33), cubriendo las 30 primeras componentes armónicas. Figura 33. Espectro armónico de la Corriente de Magnetización del CT. 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 0

5

10

15 harmonic order

20

25

30

Fuente: Autores.

En la Tabla 11, se detallan los valores de los diferentes componentes espectrales en función de la frecuencia fundamental. Tabla 11. Valores en p.u. del contenido armónico de la corriente de magnetización. Harm.

Amplitude

Phase

0

9,73E-04

0,00E+00

1

1

-89,8

2

1,88E-03

89,946

3

0,74688

-89,349

4

1,79E-03

89,825

5

0,51746

-88,879

6

1,69E-03

89,619

7

0,28238

-88,318

8

1,66E-03

89,387

9

0,11007

-87,61

10

1,67E-03

89,193

11

8,22E-03

86,379

THD=96,238%

Fuente: Autores. 73

6.1.3. Modelado del lazo de histéresis.

Para analizar los efectos que se presentan con transformadores de medida debido a las características de construcción del núcleo el lazo de histéresis proporciona información del comportamiento no lineal del mismo. Es importante conocer y modelar dicho comportamiento porque éste representa el fenómeno de saturación que se presenta en los transformadores de medida.

La saturación que se puede presentar en los transformadores de medida con núcleo magnético es debida por diversos factores como: La magnitud de la corriente primaria, la carga conectada al secundario, la frecuencia y las propias características del núcleo, entre otros. La saturación genera error de magnitud de la corriente secundaria con respecto a la primaria, así como deformación de la onda primaria. En el transformador de corriente, la rama en paralelo al secundario, representa los fenómenos que ocurren en el núcleo del CT y es conocida como rama de magnetización. Esta rama está compuesta por una resistencia que representa las pérdidas en el hierro por calor en las láminas del núcleo y una inductancia que representa el propio fenómeno de la inducción electromagnética. La inductancia de magnetización no es constante. Esta no linealidad representa la saturación propiamente dicha. El comportamiento no lineal del núcleo es estudiado utilizando la curva de histéresis.

El lazo de histéresis es construido mediante la integración de la tensión en la rama de magnetización, con lo cual se obtiene el flujo instantáneo del transformador de corriente (Figura 34), esto se logra por medio de un modelo integrador realizado con la herramienta TACS, seleccionando el elemento Transfer Functions y posteriormente General. La corriente de magnetización se obtiene de la misma forma que en la Figura 31.

74

Figura 34. Flujo instantáneo del CT.

Fuente: Autores.

Figura 35. Lazo de histéresis del Modelo de simulación para saturación del CT.

Fuente: Autores.

6.1.4. Relación de transformación y error de corriente en el CT

Para comprobar la relación de transformación del transformador de corriente (RTC), se emplea el modelo de la Figura 36. En la figura 37 se muestran la corriente primaria y 75

secundaria del transformador 1200/5, donde puede observarse que se satisface la relación de transformación para el CT.

Figura 36. Modelo en ATP para simular la Relación de Transformación en el CT.

Fuente: Autores.

Figura 37. Corrientes en el primario y secundario del CT 1200/5. Corriente Primaria

300 [A] 200

100

0

-100

-200

-300 0

10

20

30

40

[ms]

50

40

[ms]

50

Corriente Secundaria

1.00 [A] 0.75 0.50 0.25 0.00 -0.25 -0.50 -0.75 -1.00 0

10

20

30

Fuente: Autores. 76

Otra forma de verificar la validez de la relación de transformación, sería mediante la comparación del valor eficaz de las corrientes que circulan por los devanados primario y secundario respectivamente. En la tabla 12, se encuentran los valores eficaces obtenidos a través del ATP, mediante la herramienta TACS, en donde se selecciona Devices y posteriormente Rms meter-66 (ver Figura 36).

Tabla 12. Valor eficaz de la Ip y de la Is del CT 1200/5 obtenidas mediante ATP. Tiempo (ms)

Ip (A-rms)

Is (A-rms)

%Error

%Ip

0,31513

9,2056

0,038744

1,00982011

3,83566667

1,1555

63,538

0,26544

0,26377916

26,4741667

2,6261

172,32

0,71853

0,07381616

71,8

4,7269

238,52

0,99381

-0,00234781

99,3833333

6,6176

177,79

0,74028

-0,06907025

74,0791667

9,0336

31,555

0,13193

0,34289336

13,1479167

10,294

126,76

0,52883

0,12559167

52,8166667

12,71

237,17

0,98828

0,00725218

98,8208333

14,286

211,47

0,88074

-0,04369414

88,1125

16,597

56,915

0,23646

-0,2892032

23,7145833

23,95

133,46

0,55542

-0,11928668

55,6083333

33,088

70,747

0,29407

-0,24057557

29,4779167

40,441

145,99

0,60767

-0,10219878

60,8291667

48,8634

155,6

0,647775

-0,08611825

64,8333333

Fuente: Autores.

Con los valores eficaces, es posible calcular el error de transformación del CT para diferentes porcentajes de la corriente primaria nominal (Ipn). Los resultados se muestran en la tabla 12 para un valor del 60% de la carga nominal (Burden). Se puede observar en la Figura 38, que el error de corriente (%Er) aumenta para porcentajes bajos de corriente primaria nominal, es decir, a menor corriente primaria real (Ip) el error introducido por el transformador de corriente aumenta. Por tanto, para valores de corriente primaria real por debajo del 50% de la Ipn, no se está garantizando los requisitos de exactitud o precisión del CT. 77

Figura 38. Variación del %Er con respecto al porcentaje de corriente nominal primaria del CT.

Fuente: Autores.

Es claro que para bajas corrientes se afecta directamente la precisión del transformador de corriente. La Figura 38 ilustra lo anterior.

6.2.

CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE MATLAB Y/O SIMULINK.

Algunos de los modelos realizados en la plataforma de MATLAB (SIMULINK), como parte complementaria para una adecuada selección de transformadores de corriente y teniendo como parámetro primordial la saturación se muestran a continuación.

El esquema para realizar los ensayos de circuito abierto y corto circuito en transformadores de medida de corriente en el software Simulink de Matlab se muestra en la Figura 39.

78

Figura 39. Ensayos de circuito abierto y cortocircuito en transformadores de corriente.

Fuente: Autores.

En este modelo se obtienen las potencias consumidas en los ensayos de corto circuito y circuito abierto, además es posible visualizar la curva de histéresis que es obtenida mediante la integración de la señal de tensión en la rama de magnetización, obtenida en función de la corriente de excitación.

El bloque del Saturable Transformer de Simulink permite obtener las graficas de: las corrientes de excitación y magnetización, las corrientes primaria y/o secundaria, el flujo magnético entre otros. Los resultados se compararon con el programa ATPDRAW, obteniendo valores similares.

Como herramienta de visualización opcional de resultados se implemento el bloque POWERGUI, con el cual se obtienen los valores de corriente y tensión pico y/o RMS de los elementos y fuentes (ver Figura 40).

79

Figura 40. Herramienta de visualización, POWERGUI de Simulink.

Fuente: Autores.

También se puede obtener información de las componentes armónicas, la distorsión armónica total (THDV) entre otros, a partir del análisis de la FFT implementada a partir de bloques y visualización en POWERGUI.

Con el circuito saturación-Simulink, se obtiene la curva de histéresis mediante la implementación directa de la corriente de magnetización y el flujo ligado al núcleo del CT. También es posible obtener la curva de histéresis a partir del flujo en función de la corriente efectiva en la rama de magnetización.

Con este software también se construyen curvas de histéresis con las características que el usuario desee y almacenarlas en diferentes archivos .MAT. Es permitido utilizar la misma característica para cada bloque de transformador o implementar diferentes archivos para cada CT. Hay que seleccionar la casilla “Simulate hysteresis” en las mascaras de los bloques de los transformadores y especificar un archivo .MAT para ser utilizado por el modelo.

80

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La realización del trabajo de grado ha permitido, a partir del análisis de las metodologías propuestas por las normas técnicas colombianas para la selección de transformadores de medida, establecer su aplicabilidad para sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica. En el análisis realizado se ha encontrado la necesidad de proponer pruebas adicionales para estos equipos para garantizar una adecuada monitorización de la calidad de la energía eléctrica. presentan

las

conclusiones

del

trabajo

realizado

y

se

A continuación se proponen

algunas

recomendaciones para la realización de futuros estudios relacionados con los transformadores de medida.

7.1.

Conclusiones.

Las conclusiones de este trabajo son las siguientes:  Debido a que no existe un método para seleccionar la clase de exactitud para transformadores de corriente y de potencial, que permita evaluar el funcionamiento de los mismos en el sistema de medida de calidad de la energía eléctrica, se ha suministrado a manera de propuesta un procedimiento con una serie de pasos que permitan una adecuada selección e instalación de los transformadores para garantizar la obtención de datos con la clase de exactitud requerida en este proceso.  Se desarrollaron procedimientos de prueba y protocolos de ensayo con base en el equipo CPC 100 de OMICRON, con el objetivo de proporcionar el funcionamiento del equipo y de esta forma caracterizar y calibrar adecuadamente en laboratorio y en sitio los transformadores de medida. Los procedimientos de prueba se han remitido a la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. con el fin de que se puedan realizar las pruebas de desempeño a los CTs que se encuentran instalados en los transformadores del sistema de distribución de la Electrificadora en el área metropolitana.

81

 Parámetros como la respuesta en frecuencia y los niveles de las señales, los cuales se deben tener en cuenta con el objetivo de obtener medidas adecuadas a través de los CTs y PTs con la incertidumbre requerida en el proceso de monitorización, se han modelado en ATPDraw para así comparar los datos obtenidos con los resultados de los modelos implementados en el laboratorio Fabio Chaparro-LABE de la Universidad Nacional; con estos resultados se verificó el ancho de banda de los transductores de medida concluyendo que los equipos no reflejan correctamente el estado de calidad del sistema debido a que no capturan de manera precisa y confiable las componentes de frecuencias de las distintas perturbaciones de calidad de energía presentes en el sistema de distribución.  Se identificaron criterios técnicos que ayudan en la selección de CTs y PTs ya que en las NTC exigibles por la CREG es difícil establecer las especificaciones que deben éstos cumplir para la monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica y en algunos casos es difícil su interpretación. Por tanto, este proyecto da algunas recomendaciones que deben cumplir los transformadores de medida y los procedimientos de selección de CTs y PTs de las normas y resoluciones que regulan la calidad de la energía eléctrica.  La implementación de transformadores de medida con la exactitud requerida para cumplir con las exigencias de clase A según las resoluciones CREG 024 de 2005 y 016 del 2007 es costosa por las características de los equipos requeridos en el proceso de monitorización y por la falta de patrones nacionales que permitan realizar la calibración, ya que los existentes sólo son adecuados para señales que trabajen a una frecuencia industrial de 60 Hz.  Debido a la falta de procedimientos normalizados que garanticen la selección de transformadores de medida con las características y parámetros adecuados, los resultados de este trabajo de grado han permitido desarrollar, ajustar y validar los modelos presentados como metodología para realimentar la información de los estándares y normas establecidas para el análisis de la calidad de la energía eléctrica. 82

 Como producto del trabajo se presentó a evaluación una ponencia, la cual fue aceptada y presentada en el V Simposio Internacional sobre Calidad de la Energía Eléctrica - SICEL 2009. El título de la ponencia es: “Aspectos a tener en cuenta en la selección de transformadores de medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica” y en el anexo 3 se incluye la publicación.

7.2.

Recomendaciones.

 Se necesita mejorar los equipos de adecuación de las señales del sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica colombiana a la luz de las exigencias CREG en cuanto a clase A se refiere. La mejor solución es reemplazar los transductores (CTs y PTs) por nuevos,

bien sean ópticos (con

características lineales y un amplio rango de funcionamiento), de clase 0,2 para un amplio rango de corrientes desde 4000 A hasta menos de 5 A, aunque en el proceso dicha solución sea costosa o desarrollar un estudio real y a fondo para replantear la idea de clase A en Colombia y su impacto económico.  Para cumplir con las exigencias de calidad de energía eléctrica establecidas por la reglamentación colombiana a través de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), se deberían implementar métodos de compensación en la etapa de procesado de la señal para reducir el error debido a la inserción de transformadores de corriente y potencial en el proceso de monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica, esto provee una alternativa al cambio de transformadores de medida lo cual resulta costoso ya que en Colombia no se cuenta con los equipos y laboratorios acreditados para medir con la exactitud requerida (clase A).  La normativa colombiana deberá realimentarse para así llegar a manejar de una manera homogeneizada patrones tales como: Burden y respuesta en frecuencia para la realización de ensayos y posterior calibración de CTs y PTs, bajo la luz de estudios en Calidad de la Energía llevados actualmente en el mundo. 83

REFERENCIAS

[1]

INTERNATIONAL

ELECTROTECHNICAL

COMMISSION

(IEC).

“Standard

COMMISSION

(IEC).

“Standard

International 60044-1 Part 1: Current Transformers”.

[2]

INTERNATIONAL

ELECTROTECHNICAL

International 60044-2 Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”.

[3]

Norma

Técnica

Colombiana

NTC

2205,

“Transformadores

de

Medida.

Transformadores de Corriente” Cuarta Actualización, Icontec, Colombia, 2004.

[4]

Norma

Técnica

Colombiana

NTC

2207,

“Transformadores

de

Medida.

Transformadores de Tensión Inductivos” Tercera Actualización, Icontec, Colombia, 2004.

[5]

Norma Técnica Colombiana NTC 5019, “Selección de Equipos de Medición de

Energía Eléctrica” Segunda Actualización, Icontec, Colombia, 2007.

[6]

Ley 143 de 1994 Congreso de la República de Colombia. Colombia.

[7]

Ley 142 de 1994 Congreso de la República de Colombia. Colombia.

[8]

Resolución 025 de 1995 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.

Colombia.

[9]

Resolución 070 de 1998 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.

Colombia.

[10]

Resolución 082 de 2002 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.

Colombia.

84

[11]

Resolución 024 de 2005 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.

Colombia.

[12]

Resolución 049 de 2006 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.

Colombia.

[13]

Resolución 016 de 2007 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.

Colombia.

[14]

Documento CREG-104 de 2007, Modificación al Código de Medida (Propuesta

para discusión). Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia.

[15]

IEC 61000-4-30 “Técnicas de ensayo y de medida Métodos de medida de la

calidad de suministro”, IEC 61000-4-30(2003), CENELEC, Bélgica, abr. 2003.

[16]

[17]

OMICRON, CPC 100 Reference Manual. OMICRON, 2008.

Ingrid Del Pilar Montañés Moreno, Jayson Steve Oliveros Ávila. Definición de un

procedimiento general de control a la gestión de medición en las fronteras comerciales del mercado eléctrico colombiano, Universidad de la Salle, Bogotá D.C. 2008.

[18] Berrosteguieta, Jaime, “Introducción a los transformadores de medida”. Electrotécnica Arteche Hnos., S.A. - Mungia. Disponible en: www.arteche.es. Fecha de descarga: Junio 11 de 2008.

[19] R. Folkers, SEL, “Determine Current Transformer Suitability Using EMTP Models”, presentado a la 26th Westerm Protective Relay Conference, Oct 26-28 de 1999.

[20]

Locci N.; Muscas C., “A digital compensation method for improving current

transformer accuracy”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 15, Nº 4, Julio 2000.

85

[21]

Yu D.C. ; Cummins J.C. ; Wang Z. ; Yoon H. Kojovic L.A., “Correction of current

transformer distorted secondary currents due to saturation using artificial neutral networks”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, Nº 2, Julio 2001.

[22]

J. Barros, V.M. Moreno, T. Cora; “Caracterización en frecuencia de

transformadores de tensión y corriente”, Univ. De Cantabria, Depto. De Electrónica y Computadores, Santander – España, 1999.

[23]

“MODULO II - TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS”, Universidad

Tecnológica

Nacional,

Buenos

Aires

–

Argentina;

Disponible

en

http://www.frlp.utn.edu.ar/materias/tydee/moduloii.pdf Fecha de descarga: 20 de marzo de 2009.

[24]

Marder F, - Franco A, Lombardero Oscar G; “Sensor lineal de corriente para

medición de energía”, Dto. de Ing. Eléctrica - Facultad de Cs. Exactas y Naturales y Agrimensura – UNNE, 9 de Julio 2003, Corrientes - Argentina.

[25] Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las subestaciones de CODENSA.” Bogotá, Colombia, 2007.

86

ANEXOS ANEXO 1. Procedimientos de pruebas para CTs y PTs. Esta parte del trabajo contiene los procedimientos de prueba desarrollados con base en el equipo CPC 100 de OMICRON, éstos se han desarrollado con el objetivo de suministrar la metodología requerida para caracterizar y parametrizar los CTs y PTs y de esta forma implementar dichos transductores adecuadamente en un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica según los requerimientos de la comisión de regulación de energía y gas (CREG). Los procedimientos de prueba realizados se muestran a continuación:

I.

PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA PARA CARACTERIZAR PARAMETRIZAR TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE CORRIENTE (CTs).

i. ii. iii. iv. v. vi.

Burden CT. Curvas de magnetización. Prueba de aislamiento (para CTs y PTs). Resistencia secundaria. Transformación y polaridad. Resistencia de aislamiento MEGGER.

II.

PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA PARA CARACTERIZAR PARAMETRIZAR TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE POTENCIAL (PTs).

i. ii. iii. iv. v.

Burden PT. Polaridad. Relación de transformación, error de fase y de magnitud. Resistencia de aislamiento. Resistencia devanados.

La presentación de los procedimientos está descrita en el orden relacionado anteriormente, es decir, se presenta inicialmente los procedimientos de prueba para transformadores de corriente y posteriormente los procedimientos relacionados con los transformadores de potencial.

87

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente Burden CT

Consecutivo:

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

Página 1 de 3

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

BURDEN SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

Medir la carga del CT en VA y factor de potencia (cos Φ). Verificar que los circuitos de corriente de los CT se encuentran cortocircuitados.

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de corriente tipo seco.

88

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente Burden CT

Consecutivo:

Página 2 de 3

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. Burden: Carga en VA del circuito secundario del CT. 3.2 ABREVIATURAS CT: Transformador de Corriente 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers”. NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”. IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers” 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

EQUIPO OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: • • • • • • •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 “Diagrama de conexiones prueba CT Ratio Burden” se procederá a conectar el equipo CPC 100 al transformador de corriente. Se deben verificar que los links de las borneras de corriente del circuito se encuentran cerrados. El equipo de prueba inyecta una corriente secundaria y mide el voltaje de caída en el circuito secundario. Con esta prueba se garantiza que el CT no tiene ningún circuito secundario abierto por cada uno de sus núcleos. La duración de la prueba es aproximadamente 8 segundos. Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada CT. En caso de no obtenerse resultados satisfactorios se verificará el circuito secundario. 89

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente Burden CT

Consecutivo:

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas. 8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

9. OBSERVACIONES

90

Página 3 de 3

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente CURVAS DE MAGNETIZACIÓN

Consecutivo:

Página 1 de 3

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

VERIFICACIÓN CURVAS DE MAGNETIZACIÓN DEL TRANSFORMADOR SECUNDARIO SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

La prueba tiene como objeto determinar la característica de magnetización de cada uno de los núcleos del transformador de corriente.

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de corriente tipo seco.

91

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente CURVAS DE MAGNETIZACIÓN

Consecutivo:

Página 2 de 3

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Curvas de saturación: La corriente de excitación del CT varía con el voltaje secundario. Uno suele chequear la curva de excitación (o magnetización) aplicando un voltaje variable a las terminales secundarias con el circuito primario abierto. La curva resultante muestra que a medida que se aumenta el voltaje aplicado. La corriente de excitación aumenta de forma lineal hasta alcanzar la base de la curva. En dicho punto el hierro se satura y la corriente aumenta en una tasa mayor. 3.2 ABREVIATURAS CT: Transformador de Corriente 4. NORMAS Y REFERENCIAS IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers”. NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”. IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

EQUIPO DE INYECCIÓN CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. MULTÍMETRO FLUKE.

6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma:

• •

• •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar el equipo de medida CPC 100 al transformador de corriente. El equipo de prueba inyecta una serie de valores de tensión de acuerdo a los valores de ajuste inicial y mide la corriente respectiva para los diferentes valores de tensión, los cuales permiten construir la gráfica con la curva de magnetización del CT. Se hará la prueba para cada uno de los núcleos del CT. En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba y se investigará la prueba de fábrica.

92

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente CURVAS DE MAGNETIZACIÓN

Consecutivo:

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas. 8. ANEXOS

8.1 Determinación de la curva de magnetización

9. OBSERVACIONES

93

Página 3 de 3

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente PRUEBA DE AISLAMIENTO

Consecutivo: Página 1 de 3

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

VERIFICACIÓN RESISTENCIA DE AISLAMIENTO SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

La prueba tiene como objeto determinar la capacidad dieléctrica que tiene el aislamiento, entre el devanado primario y secundario o entre tierra y el devanado secundario del transformador de corriente.

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de corriente tipo seco.

94

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente PRUEBA DE AISLAMIENTO

Consecutivo: Página 2 de 3

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Tensión de Soporte (Voltage Withstand): La tensión que un transformador de corriente es capaz de soportar sin presentar fallas o una formación de arco cuando se prueba en condiciones específicas. También se le llama tensión de resistencia o tensión de solidez. 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers”. NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”. IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: • • • • • • • •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.3 se procederá a conectar el equipo de medida CPC 100 al transformador de corriente. El equipo CPC 100 aplica la tensión de prueba a la salida durante el espacio de tiempo especificado. Durante la prueba, la tensión de prueba aumenta conforme a una característica de rampa desde 0 V hasta Vprueba. Las medidas se toman de manera continua. Posteriormente Vprueba disminuye conforme a una característica de rampa. Tras introducir la tensión de prueba y la duración y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba determina la corriente de fugas que circula por el aislamiento. Se debe introducir el umbral de corriente correspondiente a la corriente máxima de fuga (el CPC 100 se apaga automáticamente si se sobrepasa la corriente máxima de fuga). La tensión de prueba nominal máxima suministrada por el equipo de medida es 2 kV. En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba y se investigará la prueba de fábrica.

95

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente PRUEBA DE AISLAMIENTO

Consecutivo: Página 3 de 3

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas. 8. ANEXOS

8.3 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

9. OBSERVACIONES

96

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE DEVANADOS SECUNDARIOS.

Fecha: Consecutivo: Página 1 de 3

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR

No. PEDIDO:

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

VERIFICACIÓN RESISTENCIA SECUNDARIA Y RESISTENCIA DEL CIRCUITO SECUNDARIO SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

Medir la resistencia del devanado secundario de cada uno de los núcleos del transformador de corriente, y de esta forma poder comparar los resultados con los datos suministrados por el fabricante.

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de corriente tipo seco.

97

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE DEVANADOS SECUNDARIOS.

Fecha: Consecutivo: Página 2 de 3

3. ABREVIATURAS 3.1 ABREVIATURAS CT: Transformador de Corriente 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers”. NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”. IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: •

Acordonar el área de trabajo.

•

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar el equipo de medida CPC 100 al transformador de corriente.

•

El equipo de prueba inyecta un voltaje directo por el devanado secundario de acuerdo a los valores de ajuste inicial y mide la corriente continua que circula por a través de este. Con la relación de estos dos valores calcula la resistencia del devanado. La corriente inyectada en el secundario varía de acuerdo a la relación de transformación propia del CT.

•

Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada CT.

•

En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba.

98

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE DEVANADOS SECUNDARIOS.

Fecha: Consecutivo: Página 3 de 3

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas. 8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRAFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS •

Determinación de la resistencia de los devanados

9. OBSERVACIONES

99

Fecha: Operador de red OR Consecutivo: Página 1 de 3 BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, EXACTITUD Y POLARIDAD CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO Medir la relación de transformación de cada uno de los núcleos del transformador de corriente, y de esta forma poder comparar los resultados con los datos suministrados por el fabricante. Verificar la exactitud de los CT`-s (Error de corriente y de fase) con base en la norma NTC 2205. Carga conectada en VA y factor de potencia (cos(Φ)). Verificar la polaridad de cada uno de los núcleos del transformador de corriente. 2. ALCANCE Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de corriente tipo seco.

100

Fecha: Operador de red OR Consecutivo: Página 2 de 3 BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, EXACTITUD Y POLARIDAD 3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. Polaridad: La designación de la dirección instantánea relativa de la corriente que entra por el terminal primario y sale por el terminal secundario durante la mayor parte de medio ciclo. 3.2 ABREVIATURAS CT: Transformador de Corriente. 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers”. NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS EQUIPO DE VERIFICACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, POLARIDAD Y EXCITACIÓN OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. MULTÍMETRO DIGITAL FLUKE Y MINIPINZA DE CORRIENTE DE PRECISIÓN.

6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma:

• • •

• • • •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 “Diagrama de conexiones prueba CT Ratio Burden” se procederá a conectar el equipo CPC 100 al transformador de corriente. Se deben cortocircuitar los devanados que se están probando. El equipo de prueba inyecta una corriente por el primario de acuerdo a los valores de ajuste inicial y mide la corriente que circula por el devanado secundario que se está probando con magnitud y ángulo. La corriente inyectada en el primario es de aproximadamente 100 A, pero varía de acuerdo a la relación de transformación propia del CT. Con esta conexión del equipo verifica la polaridad del devanado secundario que se está probando, con relación al devanado primario. La duración de la prueba es aproximadamente 8 segundos. Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada CT. En caso de no obtenerse resultados satisfactorios tanto en la polaridad como en la relación se debe considerar el cambio del equipo.

101

Fecha: Operador de red OR Consecutivo: Página 3 de 3 BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, EXACTITUD Y POLARIDAD 7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y Técnico de Pruebas. 8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

Diagrama para la prueba de Relación de Transformación:

Accesorio para la prueba de Polaridad:

102

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

Página 1 de 4

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

VERIFICACIÓN RESISTENCIA DE AISLAMIENTO SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO La prueba tiene como objeto determinar la resistencia de aislamiento del transformador de corriente bajo prueba y verificar si su valor es conveniente. La resistencia de aislamiento debe ser de aproximadamente un MΩ por cada 1 kV del voltaje de operación, con un valor mínimo de un mega ohm. En la práctica las lecturas están considerablemente arriba de este valor en equipos nuevos o cuando el aislamiento está en buenas condiciones. Para equipos con capacidades de 4,16 kV y mayor se utilizan tensiones de prueba entre 1 kV y 5 kV o mayores. 2. ALCANCE Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de corriente tipo seco.

103

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

Página 2 de 4

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES

Resistencia de aislamiento: Debido a que ningún aislamiento es perfecto, cierta cantidad de corriente fluye a través del elemento, tal corriente solo puede ser de un millonésimo de ampere, pero es la base para el equipo de prueba de aislamiento, el cual se encarga de medir dicha resistencia. Megger: Equipo de medida para resistencias altas, el cual mediante la aplicación de una tensión continua a través del elemento a probar y la medición de corriente circulante a través del aislamiento del mismo, determina la resistencia del elemento. Este equipo no ocasiona deterioros en el aislamiento. 4. NORMAS Y REFERENCIAS IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers ” NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente” IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers” 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS Megger. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma:

• • • •

No desconecte la conexión a tierra del tanque. Asegúrese de que el tanque se encuentre aterrizado. Desconecte todas las conexiones de alta y baja. Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.3 se procederá a conectar el equipo de medida al transformador de corriente y se realizaran las siguientes pruebas:

Alta – baja Alta – tierra Baja – tierra Entre devanados

• • • •

Se efectuara la medida seleccionando la escala apropiada. Se tomaran medidas de resistencia de aislamiento a los 60 segundos. Simultáneamente se tomarán medidas de temperatura ambiente y humedad en el momento de la prueba. En el caso de que en la prueba alta – baja o baja – tierra la resistencia no cumpla con los valores esperados se realizara la prueba individualmente para cada uno de los devanados.

104

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

Página 3 de 4

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas. 8. ANEXOS

8.3 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

1. Alta- Baja

+

1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2

MEGGER

2. Alta – Tierra

+

1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2

105

MEGGER

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de corriente RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

Página 4 de 4

3. Baja - Tierra

+

1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2

MEGGER

4. Entre devanados

+

1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2

MEGGER

9. OBSERVACIONES

A continuación se presentan los procedimientos de pruebas para transformadores de potencial.

106

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial Burden PT

Consecutivo:

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

Página 1 de 3

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:

BURDEN SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS

OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

Medir la carga del PT en VA y el factor de potencia (cos(Φ)).

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de potencial inmersos en líquido y transformadores de potencial tipo seco.

107

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial Burden PT

Consecutivo:

Página 2 de 3

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. Burden: Carga en VA del circuito secundario del PT. 3.2 ABREVIATURAS PT: Transformador de Potencial. 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”. NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

EQUIPO OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: • • •

• • •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 “Diagrama de conexiones prueba PT Burden” se procederá a conectar el equipo CPC 100 al transformador de potencial. Se introduce la tensión nominal del secundario y la tensión de prueba, posteriormente se pulsa el botón STAR para iniciar la prueba. El equipo de prueba inyecta una tensión secundaria y mide la carga conectada en el secundario y el factor de potencia (cos (Φ)), incluida la corriente del secundario y el ángulo entre tensión y corriente. La duración de la prueba es aproximadamente 5 segundos. Salida utilizada hasta 130 V CA. Entrada utilizada: 10 V CA y 300 V CA. En caso de no obtenerse resultados satisfactorios se verificará el circuito secundario.

108

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial Burden PT

Consecutivo:

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas.

8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

9. OBSERVACIONES

109

Página 3 de 3

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial POLARIDAD

Consecutivo:

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

Página 1 de 3

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL:

VERIFICACIÓN DE LA POLARIDAD SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

La prueba tiene como objeto chequear la polaridad de los transformadores de potencial y verificar si cumple con lo establecido en la NTC 2207

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de potencial inmersos en líquido y transformadores de potencial tipo seco.

110

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial POLARIDAD

Consecutivo:

Página 2 de 3

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. Polaridad: La designación de la dirección instantánea relativa de la corriente que entra por el terminal primario y sale por el terminal secundario durante la mayor parte de medio ciclo. 3.2 ABREVIATURAS PT: Transformador de Potencial 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”. NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

EQUIPO OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma. Ver anexo 8.1 •

Se conecta la salida de 2 kV AC del equipo CPC 100 entre alta y tierra y se verifica la polaridad del PT con el accesorio mostrado en el anexo 8.1

•

Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada PT.

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas.

111

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial POLARIDAD

Consecutivo:

8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

9. OBSERVACIONES

112

Página 3 de 3

Fecha: Operador de red OR Consecutivo: Página 1 de 3 BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, ERROR DE FASE Y DE MAGNITUD CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

SISTEMA:

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL:

VERIFICACIÓN RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

La prueba tiene como objeto chequear la relación de transformación de los transformadores de potencial y verificar si cumple con lo establecido en la NTC 2207. Calcular la relación real y la desviación con respecto a la relación nominal (Error de fase y de magnitud).

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de potencial inmersos en líquido y transformadores de potencial tipo seco.

113

Fecha: Operador de red OR Consecutivo: Página 2 de 3 BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, ERROR DE FASE Y DE MAGNITUD 3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. 3.2 ABREVIATURAS PT: Transformador de potencial 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”. NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

EQUIPO OMICRON CPC 100. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: •

Según el esquema de conexión que se adjunta se procederá a conectar el equipo de prueba al PT.

•

Se efectuarán pruebas utilizando la máxima tensión que sea posible inyectar sin forzar el equipo.

•

Se realizarán varias medidas con diferentes tensiones aplicadas de acuerdo con el protocolo anexo.

•

Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada PT.

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas.

114

Fecha: Operador de red OR Consecutivo: Página 3 de 3 BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, ERROR DE FASE Y DE MAGNITUD 8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

9 OBSERVACIONES

115

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

SISTEMA:

=

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL:

+

Página 1 de 4

VERIFICACIÓN RESISTENCIA DE AISLAMIENTO SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO La prueba tiene como objeto determinar la resistencia de aislamiento del transformador de potencial bajo prueba y verificar si su valor es conveniente. La resistencia de aislamiento debe ser de aproximadamente 1 MΩ por cada 1 kV del voltaje de operación, con un valor mínimo de 1 MΩ. En la práctica las lecturas están considerablemente arriba de este valor en equipos nuevos o cuando el aislamiento está en buenas condiciones. Para equipos con capacidades de 4,16 kV y mayor se utilizan tensiones de prueba entre 1 kV y 5 kV o mayores 2. ALCANCE Esta prueba aplica para transformadores de potencial inmersos en líquido y transformadores de potencial tipo seco.

116

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

Página 2 de 4

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES

Resistencia de aislamiento: Debido a que ningún aislamiento es perfecto, cierta cantidad de corriente fluye a través del elemento, tal corriente solo puede ser de un millonésimo de Amper, pero es la base para el equipo de prueba de aislamiento, el cual se encarga de medir dicha resistencia. MEGGER: Equipo de medida para resistencias altas, el cual mediante la aplicación de una tensión continúa a través del elemento a probar y la medición de corriente circulante a través del aislamiento del mismo, determina la resistencia del elemento. Este equipo no ocasiona deterioros en el aislamiento. Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”. AVO INTERNATIONAL, MEGGER PRUEBAS DE AISLAMIENTO. IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers ”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

MEGGER AVO BM11D, con accesorios y puntas de prueba incluidas. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: • • • •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar los equipos de medida al transformador de potencial. Se efectuara la medida seleccionando la escala apropiada. Se tomaran medidas de resistencia de aislamiento a los 60 segundos. Simultáneamente se tomarán medidas de temperatura ambiente en el momento de la prueba.

7. PERSONAL RESPONSABLE La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas.

117

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

Página 3 de 4

8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

5. Alta- Baja

+

da dn 1a 1n 2a

2n

MEGGER

6. Alta – Tierra

+

da dn 1a

1n 2a

2n

MEGGER

118

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Consecutivo:

Página 4 de 4

7. Baja - Tierra

+

da

dn 1a

1n 2a

2n

MEGGER

8. Entre devanados

+

da dn 1a 1n 2a

MEGGER

2n

9. OBSERVACIONES

119

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS

Consecutivo: Página 1de 3

CLIENTE:

No. ST:

OBRA/LUGAR:

No. PEDIDO:

SISTEMA:

=

TRANSFORMADOR DE POTENCIAL:

+

VERIFICACIÓN DE LAS RESISTENCIAS DE LOS DEVANADOS SI TIEMPO DE EJECUCIÓN:

HORAS CONTINUAS NO

FECHA DE INICIACIÓN:

HORA:

ÍNDICE

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

OBJETIVO ALCANCE DEFINICIONES Y ABREVIATURAS NORMAS Y REFERENCIAS MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES PERSONAL RESPONSABLE ANEXOS OBSERVACIONES

1. OBJETIVO

La prueba tiene como objeto determinar la resistencia del devanado secundario del transformador de potencial.

2. ALCANCE

Esta prueba aplica para transformadores de potencial inmersos en líquido y transformadores de potencial tipo seco.

120

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS

Consecutivo: Página 2 de 3

3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS 3.1 DEFINICIONES Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal. 3.2 ABREVIATURAS PT: Transformador de potencial 4. NORMAS Y REFERENCIAS

IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”. NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos”. 5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS

FUENTE DE TENSIÓN. AMPERÍMETRO. VOLTÍMETRO. CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS. MICRÓMETRO. 6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma: •

Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar los equipos de medida al transformador de potencial.

•

Se tomaran medidas de corriente y tensión o de impedancia.

•

En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba.

7. PERSONAL RESPONSABLE

La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas.

121

Fecha:

Operador de red OR BUCARAMANGA-COLOMBIA Procedimiento de pruebas Transformador de potencial RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS

Consecutivo: Página 3 de 3

8. ANEXOS

8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS

1. Determinación de la resistencia secundaria

Fuente Amperímetro 1a

1n

Voltímetr

2. Determinación de la resistencia de lo devanados

V1 1a

V2 MICROHMETRO

1n

122

ANEXO 2. PROTOCOLOS DE ENSAYO PARA TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE CORRIENTE Y POTENCIAL

Los transformadores de medida se pueden caracterizar y parametrizar en laboratorio y en el sitio de la instalación mediante los procedimientos

y protocolos de prueba

desarrollados, obteniendo los parámetros de cada prueba específica, de esta forma se tiene un método sistemático para la caracterización en laboratorio y en el sitio de la instalación

de transformadores

de

medida,

para utilizarlos

en

sistemas

de

monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica según los requerimientos de la comisión de regulación de energía y gas (CREG).

Se presentan por tanto, los protocolos de prueba para transformadores de corriente y tensión, lo cual permite tabular, registrar y organizar los datos y resultados de las pruebas en función de las necesidades del usuario. Los protocolos se han desarrollado con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]).

I.

PROTOCOLOS DE ENSAYO PARA TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE CORRIENTE.

i. ii. iii. iv. v. vi.

Burden CT. Exactitud CTs Relación CT (y carga). Saturación CTs. Prueba de aislamiento. Resistencia de devanados secundarios.

II.

PROTOCOLOS DE ENSAYO PARA TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE POTENCIAL.

i. ii. iii.

Burden PT. Exactitud PTs. Prueba de asilamiento.

Inicialmente se muestran los protocolos de ensayo para transformadores de corriente para finalizar con los correspondientes protocolos para transformadores de potencial.

123

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 BURDEN CT CON INYECCIÓN DIRECTA DE CORRIENTE DEL SECUNDARIO CON EL CT DESCONECTADO FECHA: INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

POTENCIA:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN:

CT BURDEN: Mide la Carga conectada en VA y factor de potencia. NÚMERO DE PROTOCOLO: I sec. I sec. Frec. V sec. medida BURDEN Nominal I test Medida Cos Φ de Sal. (VA) Mag. (V) Ángulo Φ (°) (A) (A) (A) (Hz)

Devana. Srio ensayado

*En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se verificará el circuito secundario.

OBSERVACIONES________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________

Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR

Anexos: Informe preliminar de la prueba a través del CPC100 de OMICRON.

124

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 PRUEBAS DE EXACTITUD EN CT'-s CON BASE EN LA NORMA NTC 2205 FECHA: INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN NOMINAL:

TENSIÓN DE SERVICIO (V):

ERROR DE RELACIÓN (Er%) Y DESPLAZAMIENTO Df (EN MINUTOS) VA 1% In Relación Modelo/Serie Fp Real Aplicados* Er Df

POTENCIA:

NÚMERO DE PROTOCOLO: 5% In 20% In Er Df Er Df

100% In Er Df

120% In Er Df

* Los ensayos se deben realizar para cada corriente con un valor de carga del 25% y 100% respectivamente. Temperatura (°C)

Humedad Relativa (%)

Observaciones __________________________________________________________________________________________________________ Fecha de Calibración

Técnico de Pruebas

Jefe de Laboratorio

125

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 RELACIÓN , POLARIDAD Y CARGA CON INYECCIÓN EN EL PRIMARIO DEL CT Y MEDICIÓN DE LA SALIDA DEL SECUNDARIO FECHA: INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN NOMINAL:

TENSIÓN DE SERVICIO (V):

RELACIÓN CT (CON CARGA) - - La opción “Medir Carga” I de I prim. real Relación I sec. Medida inyección inyec. en e Iprim/Isec Ángulo Mag. Primaria (A) l primario (A) Real fase Φ*

POTENCIA:

NÚMERO DE PROTOCOLO: Medir Carga** Desviación Vsec. Medida Ángulo en % Carga en VA (V) fase Φ*

Cos Φ***

POLARIDAD1

*Ángulo de fase con respecto a Iprim en (0). **Medidas adicionales cuando se selecciona “Medir Carga” en la tarjeta Relación TC del equipo CPC 100. ***Coseno del ángulo entre Isec y Vsec. 1POLARIDAD: Correcta= fase Isec- fase Iprim = -450 < 00 < 450. Incorrecta= Todos los demás casos. OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________________________________________________ Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR

126

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 CURVA DE SATURACIÓN EN CT'-s FECHA: 2009 04 29 INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN:

TENSIÓN DE SERVICIO (V):

TENSIÓN Y CORRIENTE DE SATURACIÓN DEL NUCLEO DEL CT

TENSIÓN DE PRUEBA MÁXIMA (V)

CORRIENTE DE PRUEBA MÁXIMA (A)

POTENCIA:

NÚMERO DE PROTOCOLO:

PUNTO DE SATURACIÓN* Método Básico de medida IEC ANSI 45° ANSI 30° I sat I sat I sat V sat (V) V sat (V) V sat (V) (mA) (mA) (mA)

FRECUENCIA DE SALIDA (Hz)

*En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba y se investigará la prueba de fábrica.

Temperatura (°C)

Humedad Relativa (%)

Anexos: Curva de saturación Según las normas IEC y ANSI

OBSERVACIONES__________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________

Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR

127

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 PRUEBA DE AISLAMIENTO EN CT'-s Y PT’-s FECHA: INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN:

TENSIÓN DE SERVICIO (V):

OBJETO PROBADO:

Ensayo Número

Aislante o Devanado

POTENCIA:

NÚMERO DE PROTOCOLO: CAPACIDAD DIELÉCTRICA QUE TIENE EL AISLANTE Tensión de Corriente Tensión de Corriente Máx. Umbral de Duración Prueba de Prueba Nominal Corriente* de Fuga*** Prueba Real Prueba Real (V) (A) (s) (µA) (kV) (µA)

Frec. de Sal. (Hz)

RESULTADO**

Primario-Secundario Tierra-Secundario Primario-Secundario DOS (2) Tierra-Secundario Primario-Secundario TRES (3) Tierra-Secundario Primario-Secundario CUATRO (4) Tierra-Secundario Primario-Secundario CINCO (5) Tierra-Secundario *Corresponde a la corriente máxima de fuga del equipo probado. El CPC 100 se apaga automáticamente si se sobrepasa este valor. **Pasado o Rechazado. ***Corriente medida más alta durante el que se aplica la Vprueba. OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________________________________ UNO (1)

Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR

128

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 RESISTENCIA DE DEVANADOS SECUNDARIOS (WINDING RESISTANCE) DEL CT FECHA: INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN NOMINAL:

TENSIÓN DE SERVICIO (V):

Devanado Srio ensayado

POTENCIA:

RWINDING: Mide la resistencia del devanado del CT. NÚMERO DE PROTOCOLO: Valores de ajuste inicial I test I DC V DC R meas Tiempo Desvi. (mΩ)* (s) (%)** (A) medida (A) medida (V) R min. (µΩ) R max. (Ω)

Compensación de T para el Cu*** T meas T ref. R targ. (°C) (°C) (mΩ)1

*Resistencia del devanado secundario medida. **Desviación de la medición a lo largo del tiempo durante el periodo de carga del devanado. 1 ***Opcionalmente, el equipo compensa el comportamiento térmico del cobre. La compensación de temperatura aplicada calcula la resistencia correspondiente a la temperatura de servicio.

OBSERVACIONES________________________________________________________________________________________________________ ______________________________________________________________________________________________________________________ Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR

129

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 BURDEN PT CON INYECCIÓN DE TENSIÓN EN EL LADO SECUNDARIO DEL PT FECHA: INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

POTENCIA:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN:

PT BURDEN: Mide la Carga conectada en VA y factor de potencia. NÚMERO DE PROTOCOLO: V sec. V sec. Frec. Devana. Srio I sec. medida BURDEN Nominal V test Medida Cos Φ de Sal. ensayado (VA) Mag. (mA) Ángulo Φ (°) (Hz) (V) (V) (V)

* En caso de no obtenerse resultados satisfactorios se verificará el circuito secundario.

OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________

Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR

Anexos: Informe preliminar de la prueba a través del CPC 100 de OMICRON.

130

CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO: VERSIÓN: 1 PRUEBAS DE EXACTITUD EN PT'-s CON BASE EN LA NORMA NTC 2207 FECHA: 2009 04 29 INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA MARCA:

MODELO:

TIPO:

EXACTITUD:

POTENCIA:

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN:

ERRORES DE RELACIÓN (Et%) Y DE FASE (min) NÚMERO DE PROTOCOLO: ERROR DE ERROR DE CARGA ERROR DE FASE CARGA RELACIÓN RELACIÓN %Vn %Vn (VA)* (min) (VA) Et(%) Et(%) 80 80 100 100 120 120 80 80 100 100 120 120 80 80 100 100 120 120 80 80 100 100 120 120 *Los ensayos se efectuarán con el 25% y el 100% de la carga de exactitud. INCERTIDUMBRE DEL ERROR DE RELACIÓN

ERROR DE FASE (min)

INCERTIDUMBRE DEL ERROR DE FASE

PROMEDIO

PROMEDIO

RANGO

RANGO

DESVIACIÓN ESTÁNDAR

DESVIACIÓN ESTÁNDAR

INCERTIDUMBRE POR REPETITIVIDAD

INCERTIDUMBRE POR REPETITIVIDAD

Temperatura (°C)

Humedad Relativa (%)

OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________ Fecha de Calibración

CALIBRADO POR

APROBADO POR 131

ANEXO 3. Artículo presentado en el SICEL 2009.

Aspectos a tener en cuenta en la selección de transformadores de medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica. D. Méndez*, J. Socha*, C. Duarte**, y G. Ordoñez***, Senior Member, IEEE.

Resumen -- En este artículo se exponen las características y parámetros que deben tener los transformadores de medida como parte de un sistema de monitorización de los parámetros de calidad de energía eléctrica, realizando un análisis tanto de las exigencias establecidas por las resoluciones 024 de 2005 y 017 de 2007 de la comisión de regulación de energía y gas (CREG), como de los requisitos generales de las normas técnicas colombianas vigentes y de las normas internacionales correspondientes.

Mediante la resolución CREG 070 de 1998 [9], se estableció el reglamento de distribución de energía eléctrica, en la cual se adoptaron algunas exigencias respecto a la calidad del servicio del sistema de transmisión regional y/o de distribución local. Se definieron indicadores de calidad del servicio y el término correspondiente a calidad de la potencia suministrada, de igual forma se establecieron los criterios que intervienen en la medición y evaluación de la calidad de potencia suministrada por el operador de red.

Índice de Términos -Burden, Clase de Exactitud, Respuesta en frecuencia, Transformador de Corriente CT, Transformador de Potencial PT. Abstract -- This article describes the characteristics and parameters that Measuring transformers should have as part of a power quality parameter monitoring system, doing an analysis of both the requirements set by resolutions 024 of 2005 [11] and 017, 2007 [13] of the commission for regulation of energy and gas (CREG) and the general requirements of technical rules in use in Colombia as well as the relevant international standards.

Las características que deben cumplir los equipos que conforman la unidad constructiva se han adoptado de la resolución CREG 070 de 1998, es decir, no se han realizado modificaciones de las normas que deben cumplir los transformadores de medida, este aspecto incide en la correcta implementación de un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica, ya que no se incorporan normas, artículos o procedimientos de selección de estos equipos.

Index Terms — Accuracy Class, Burden, Current Transform, Frequency Responses, Inductive Voltage Transform.

1.

Los parámetros establecidos para valorar la calidad de la energía eléctrica, se han establecido en las resoluciones 024 del 2005 [11] y 016 del 2007 [13]. En ellas se mencionan la importancia de procesar estos indicadores y la forma en que deben las empresas centralizar los datos para su posterior envío a la CREG. Adicionalmente se establecen exigencias en la clase de exactitud de algunos de los parámetros, considerando las especificaciones de clase A de la norma IEC 61000-4-30 [15]; sin embargo, no se establece ninguna exigencia de los equipos acondicionadores de la señal como son los transformadores de medición de corriente y tensión.

TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y SU IMPACTO EN LA MONITORIZACIÓN DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

C

ON las leyes 142 [7] y 143 [6] de 1994, la CREG tomó el papel de regulador, emitiendo desde entonces las especificaciones que deben cumplir todos los agentes, equipos y usuarios del sistema interconectado nacional.

-----------------------------------------------------------------------*Dilio Méndez Abad y Javier Socha Páez son estudiantes de Ingeniería Eléctrica de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander (UIS), Bucaramanga, Colombia. (e-mail: [email protected], [email protected]). ** César A. Duarte Gualdrón es Profesor Asistente de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander (UIS), Bucaramanga, Colombia (email: [email protected]). *** Gabriel Ordóñez Plata es Profesor Titular de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander (UIS), Bucaramanga, Colombia (email: [email protected]).

Por lo tanto, las exigencias quedan sin norma específica que puntualice todos los aspectos relacionados con la selección e instalación de todos los dispositivos requeridos en los sistemas de monitorización. En este sentido, la regulación actual permite que sean los operadores de red (OR) quienes establezcan las normas a utilizar para la selección del sistema de monitorización, sin prever en algunos casos las implicaciones metrológicas que implican estas decisiones, de hecho en la actualidad un

132

adecuadamente las características, condiciones, parámetros y procedimientos que deben cumplir los transformadores de corriente y de potencial para ser utilizados como acondicionadores de señal en sistemas de monitorización de los parámetros de calidad de energía eléctrica. I. CLASE DE EXACTITUD PARA CT’-S Y PT’-S SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS CREG.

problema importante es la ausencia en el país de laboratorios acreditados para realizar calibración de los parámetros utilizados para valorar la calidad del servicio de energía eléctrica. Se requieren laboratorios acreditados que permitan verificar y certificar el cumplimiento de los transformadores de medida con las características técnicas exigidas por la comisión de regulación de energía y gas (CREG) en cuanto a calidad de la energía eléctrica.

La característica de la clase de exactitud y respuesta en frecuencia de los transformadores de medida tanto de corriente como de tensión, constituye uno de los vacíos existentes en las resoluciones CREG vigentes. Respecto a estos parámetros, es necesario que la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG especifique cuál debe ser la clase de exactitud y el ancho de banda de estos transformadores ya que ellos son dispositivos necesarios en la monitorización y medición de la calidad de la energía eléctrica.

Con relación a los transformadores de medición, en el país, las normas que se aplican para su selección han sido derivadas de normas internacionales. La CREG establece en la resolución 070 de 1998 [9] que los transformadores de medida deberán usar valores normalizados de corriente y tensión y deberán cumplir con las especificaciones de las normas NTC 2205 [3] para los transformadores de Corriente y la NTC 2207 para los transformadores de tensión. Estas normas son la traducción de las normas IEC 60044-1 [1] e IEC 60044-2 [2] para transformadores de corriente y potencial respectivamente.

Actualmente, sólo se cuenta con información de estos parámetros para transformadores de medida utilizados en la medición de energía consumida por una carga. La norma de referencia para la clase de exactitud es la NTC 5019, la cual ha sido especificada para la medición de energía eléctrica en sistemas donde no existan componentes armónicas.

La CREG establece que los transformadores para utilizarlos con instrumentos de medida deben cumplir con las disposiciones enmarcadas en las normas NTC 2205 y NTC 2207, pero al revisar dichas normas, se encuentra que las exigencias de respuesta en frecuencia, procedimientos de instalación, funcionamiento del equipo y calibración de los mismos no permite el cumplimiento de las exigencias de clase de los parámetros de valoración de la calidad de la energía eléctrica.

La designación de la clase de exactitud para CTs se debe seleccionar según los requerimientos de las respectivas normas técnicas colombianas: NTC 5019

En la normativa colombiana el cumplimiento de estos parámetros y procedimientos de los transformadores de medida están contenidos en la Norma Técnica colombiana NTC 5019 [5] a excepción de los requerimientos de calibración para la cual no existe una resolución o norma de especificación. Lo anterior explica la problemática colombiana en términos de calidad de potencia eléctrica, producto de las exigencias establecidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, las cuales no describen las características técnicas a cumplir por parte de los transformadores de medida (CTs y PTs) al referirse y definirlos como instrumentos utilizados para medición de energía y no como parte de un sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica.

La clase de exactitud de los CTs será establecida a partir del nivel de tensión del punto de conexión en el sistema eléctrico y de la magnitud de la carga a la cual se desea efectuar medición de potencia y/o energía consumida, conforme a la tabla I (NTC 5019) [5]. TABLA I. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA Tipo de med.

Tipo de servicio

Semi- Trifásico Directa tetrafilar

En la última década se han modificado los métodos de medida y los límites de emisión de las perturbaciones e indicadores que miden la calidad de la potencia, sin embargo, las características técnicas adoptadas y que han sido exigibles para los transformadores de corriente y potencial, no se han actualizado aún.

Nivel de tensión

Relación del CT

BT

RTC≤400/5 A RTC>400/5 A

Transformadores de Medida Tipo Cant. Clase 0,5 Ó 0,6 2Ó CT 3 0,5S

Fuente: [5] NTC 5019 (segunda actualización). Las clases de exactitud normalizadas son (NTC 5019): 0,2; 0,2S; 0,5 y 0,5S para transformadores de corriente fabricados bajo NTC 2205 (IEC 60044-1).

Desde esta perspectiva, es claro que en la actualidad no existe en Colombia una resolución o norma que defina

133

que garantice la obtención de datos con la incertidumbre requerida en el proceso de medición de los parámetros de calidad de la energía eléctrica.

NTC 2205 La clase de exactitud se designa tomando como referencia el mayor porcentaje de error de corriente permitido a la corriente nominal establecida para la clase de exactitud implicada. Las clases de exactitud normalizadas para CTs de medida son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 3 - 5 [3].

Los aspectos a tener en cuenta para realizar la evaluación del desempeño de los transformadores de medición en cuanto a la clase de exactitud son los siguientes:

La NTC 5019, es una guía de selección de transformadores para medición de energía eléctrica, la clase de exactitud máxima permitida según esta norma es 0,6, para transformadores que serán instalados en baja tensión y con relación de transformación RTC≤400 A y 0,5S CTs con RTC≥400 A. Respecto al mismo tema, la NTC 2205 es más flexible y permite una clase de exactitud en un rango extendido, el cual comprende desde la clase 0,2 hasta clase 5, sin especificar los requerimientos de selección. Ante esto surgen una serie de preguntas: ¿Cuál de las normas será aceptada como base para seleccionar la clase de exactitud de los CTs? ¿Qué método se debe emplear para determinar la clase de exactitud? ¿Cuáles son los argumentos planteados por la CREG para considerar que los CTs deben cumplir con los valores y requisitos de la norma NTC 2205, si en esta norma no hay descripción ni especificación de los métodos de selección de los parámetros de los CTs? Después de 11 años de entrada en vigencia de la resolución CREG 070 de 1998, se ha mantenido como criterio para el cumplimiento de la clase de exactitud de los CTs y PTs, las utilizadas para la medición de energía eléctrica, en cuanto a la respuesta en frecuencia de los transformadores de medición no ha habido aún ninguna regulación al respecto. La no existencia de criterios y requisitos técnicos para establecer la clase de exactitud y la respuesta en frecuencia de los transformadores de medida hace que, en la actualidad no se tenga la capacidad técnica para establecer la incertidumbre del sistema de monitorización de los parámetros de calidad de la energía eléctrica y que en los niveles de tensión diferentes al uno, es imposible cumplir con las exigencias de clase A en los parámetros de calidad de la energía eléctrica, por la incertidumbre introducida por los transformadores de medición. II. PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA SELECCIONAR LA CLASE DE EXACTITUD. Debido a que no existe una metodología para definir la clase de exactitud de los transformadores de corriente y de potencial y que permita evaluar el funcionamiento de los mismos en el sistema de medida de calidad de la energía eléctrica, se proponen los aspectos a evaluar para tener un adecuado funcionamiento de estos equipos, lo cual permitirá una adecuada selección e instalación de los transformadores

134

a)

Describir los métodos de medida para cada tipo de parámetro de calidad del suministro.

b)

Obtener los ensayos de incertidumbre en el margen de variación de las magnitudes de influencia, para conocer los valores del sistema de medida.

c)

Analizar los resultados de las medidas de los parámetros, y de esta forma establecer el grado de exactitud de la medida.

d)

Con el fin de garantizar la obtención de resultados fiables del sistema en general, se procede a designar la clase de exactitud de los transformadores de medida, esta selección se realiza teniendo en cuenta los resultados del numeral anterior, es decir, la precisión de los transformadores debe estar muy cercana del margen de incertidumbre del sistema de medida de parámetros del suministro.

e)

Seleccionada la clase de exactitud, se procede a determinar los errores para cada transformador mediante ensayos tipo y de rutina para la exactitud, para revisar la conformidad de los mismos con los requerimientos del sistema de medida.

f)

Finalmente, se somete a ensayo todo el sistema, incluido los transductores de corriente y tensión, y se comparan los valores que arroja el sistema general, el sistema de medida de los parámetros y la precisión de los transformadores de corriente y de potencial, los cuales deberían ser muy aproximados con el fin de poder establecer un funcionamiento adecuado del sistema de medida y de los transformadores de corriente (CT) y Potencial (PT).

la adecuada selección de transformadores de medida, pero no soluciona el problema actual con relación a las normas técnicas requeridas para transformadores de medida a considerar en la monitorización de la calidad de la energía eléctrica, debido a que la Norma Técnica Colombiana 5019, establece las condiciones de los equipos para la medición de energía eléctrica en las fronteras comerciales del SIN. Las exigencias vigentes en cuanto a la precisión de los equipos basan sus criterios en el nivel de tensión, en las transferencias promedio horarias y en la energía anual por punto de medida [8] [9]. Analizando el esquema actual y la propuesta de modificación al código de medida, se ha encontrado que no es fácil la determinación y selección de la clase de precisión para transformadores de medida exigidos por la regulación de monitorización de la calidad de la energía eléctrica, ya que se proyecta establecer dicho nivel para cada equipo por tipo de punto de medida, es decir, la propuesta de precisión de cada punto de medición mantiene la orientación de las resoluciones actuales (Res. CREG 025 de 1995 y Res. CREG 070 de 1998), lo cual adolece de los requerimientos técnicos aplicables a la medida de parámetros de calidad de potencia eléctrica en el país. En conclusión, no se está garantizando la adecuada selección, funcionamiento y operación de los transformadores de medida, al igual que las instrucciones para su instalación y las del resto de componentes de las unidades constructivas que requiere la CREG para monitorización de la calidad de la energía y la potencia suministrada. Fig. 1. Esquema propuesto para designar la clase de exactitud en CT’-s y PT’-s.

IV. CONCLUSIÓN

III. PROPUESTAS DE MODIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN VIGENTE COLOMBIANA

Actualmente Colombia no cuenta con normas que especifiquen y definan los requerimientos y parámetros que deben cumplir los transformadores de medida utilizados como instrumentos de monitorización de parámetros de calidad de potencia, sólo se cuenta con normas que permiten verificar el cumplimiento de fabricación de estos equipos, por tanto, se hace necesario establecer los lineamientos a cumplir por los equipos de medida en cuanto a su instalación, calibración, funcionamiento, selección, precisión y ensayos, para una adecuada implementación y funcionamiento en un sistema de medida de calidad de potencia.

Los últimos esfuerzos de la comisión de regulación de energía y gas – CREG, se han concentrado en revisar y/o modificar las resoluciones CREG 025 de 1995 y la resolución CREG 070 de 1998, con el único objetivo de garantizar la veracidad de la información suministrada en las transacciones de energía que tienen lugar en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) [14]. Con base a lo anterior y revisando el ámbito de aplicación de la propuesta de modificación al código de medida, en el documento no se precisan disposiciones que regulen eficientemente los requerimientos técnicos y procedimientos para la medida de estándares de calidad de potencia eléctrica entre el usuario final y las empresas prestadoras del servicio. Analizando la propuesta en cuanto a normas técnicas exigibles para transformadores de corriente y potencial, se encuentra que ésta demanda la aplicación de la Norma Técnica Colombiana NTC 5019, lo cual se constituye en un avance importante en unificación de criterios técnicos para

Toda la información proveniente de bases de datos, visitas técnicas, Internet, consultas en revistas especializadas, entre otras, proporcionan una débil guía acerca de la selección de transformadores de medida utilizados con instrumentos de medición de parámetros de calidad de potencia eléctrica.

135

La estimación de componentes armónicas en sistemas de monitorización de energía eléctrica, depende de la exactitud de los transformadores de medida, los cuales constituyen el primer elemento en el sistema de medida. La caracterización en frecuencia de transformadores de corriente y tensión se debe llevar a cabo para determinar los efectos de los CTs y PTs en la incertidumbre de los parámetros de calidad de energía eléctrica y de esta forma medir con la exactitud requerida el contenido armónico y evaluar los niveles de distorsión armónica de las señales de tensión y corriente.

Éstas se limitan a describir algunos conceptos y definiciones relacionados con el tema. La normativa Colombiana debe realimentarse para definir de forma adecuada las exigencias a cumplir por los transformadores de corriente y potencial. Desde esta perspectiva, es claro que en la actualidad no existe en Colombia una resolución o norma que defina adecuadamente las características, condiciones, parámetros y procedimientos que deben cumplir los transformadores de corriente y de potencial para ser utilizados como instrumentos de medida pertenecientes a un sistema de monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica.

La ausencia en el país de laboratorios acreditados para realizar calibración de los parámetros utilizados para valorar la calidad del servicio de energía eléctrica, es otro problema importante ya que no es posible verificar los parámetros de los equipos de medida en el lugar de la instalación.

Debido a que no existe un método para definir la clase de exactitud para transformadores de corriente y de potencial y que permita evaluar el funcionamiento de los mismos en el sistema de medida de calidad de potencia, se ha suministrado a manera de propuesta un procedimiento con una serie de pasos para establecer el adecuado funcionamiento de estos equipos, que permita una adecuada selección e instalación de los transformadores para garantizar la obtención de datos con la clase de exactitud requerida en el proceso de monitorización de la calidad de la energía eléctrica.

V. REFERENCIAS [1]

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (IEC). “Standard International 60044-1 Part 1: Current Transformers”. [2] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (IEC). “Standard International 60044-2 Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”. [3] Norma Técnica Colombiana NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente” Cuarta Actualización, Icontec, Colombia, 2004. [4] Norma Técnica Colombiana NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos” Tercera Actualización, Icontec, Colombia, 2004. [5] Norma Técnica Colombiana NTC 5019, “Selección de Equipos de Medición de Energía Eléctrica” Segunda Actualización, Icontec, Colombia, 2007. [6] Ley 143 de 1994 Congreso de la República de Colombia. Colombia. [7] Ley 142 de 1994 Congreso de la República de Colombia. Colombia. [8] Resolución 025 de 1995 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [9] Resolución 070 de 1998 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [10] Resolución 082 de 2002 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [11] Resolución 024 de 2005 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [12] Resolución 049 de 2006 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [13] Resolución 016 de 2007 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [14] Documento CREG-104 de 2007, Modificación al Código de Medida (Propuesta para discusión). Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia. [15] IEC 61000-4-30 “Técnicas de ensayo y de medida Métodos de medida de la calidad de suministro”, IEC 61000-4-30(2003), CENELEC, Bélgica, abr. 2003.

En cuanto a las normas técnicas exigibles por la CREG, la norma NTC 5019 no tiene todas las especificaciones técnicas que deben cumplir los transformadores de medida para la monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica, sin embargo, este documento presenta varios criterios técnicos adecuados para la selección de transformadores de medida. Parámetros como la saturación, la respuesta en frecuencia y de fase y los niveles de las señales, los cuales se deben tener en cuenta cuidadosamente con el objetivo de obtener medidas adecuadas a través de los transformadores de medida, no se han contemplado en las norma técnicas colombianas y en las respectivas resoluciones CREG. A nivel internacional existe poca información acerca de éstos parámetros como parte de la selección de transformadores de corriente y de potencial, sólo se mencionan algunos aspectos técnicos en la norma IEC 61000-4-30, pero al igual que las resoluciones CREG, esta norma se limita en su contenido y remite cualquier aspecto y requerimiento a las respectivas normas IEC 60044-1 (Current Transformers) e IEC 60044-2 (Inductive Voltage Transformers).

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VI. AUTORES Dilio José Méndez Abad. Nació en Corozal, Sucre, Colombia. El 15 de Agosto de 1982. Estudiante de último nivel de Ingeniería Eléctrica de la escuela de Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander y está vinculado al Grupo de Investigación en Sistemas de Energía Eléctrica (GISEL) de la UIS, con el cual se encuentra desarrollando su proyecto de grado sobre Caracterización y Parametrización de Transformadores para Medida en Sistemas de Monitorización de Calidad de la Energía Eléctrica. Convenio ESSA – UIS – COLCIENCIAS

César Antonio Duarte Gualdrón. Ingeniero Electricista UIS, Magíster en Potencia Eléctrica UIS. Profesor Asistente de la Escuela de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones Universidad Industrial de Santander. Investigador del grupo GISEL. Áreas de Trabajo: Tratamiento de señales, calidad del servicio de energía eléctrica y formación basada en competencias.

Gabriel Ordóñez Plata. Ingeniero Electricista UIS 1985, Distinción Cum Laude; Especialista Universitario en Técnicas de Investigación Tecnológica UPCO 1993, Doctor Ingeniero Industrial UPCO 1993, Madrid (España) 1993. Profesor Titular de la Escuela de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander (UIS). Investigador del Grupo de Investigación en Sistemas de Energía - GISEL. Miembro IEEE. Áreas de trabajo: Tratamiento de señales, mediciones eléctricas, calidad del servicio, gestión tecnológica y formación basada en competencias.

Javier Leonardo Socha Páez. Nació en Bucaramanga, Santander, Colombia. El 2 de Febrero de 1986. Estudiante de último nivel de Ingeniería Eléctrica de la escuela de Eléctrica, Electrónica y Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander y está vinculado al Grupo de Investigación en Sistemas de Energía Eléctrica (GISEL) de la UIS, con el cual se encuentra desarrollando su proyecto de grado sobre Caracterización y Parametrización de Transformadores para Medida en Sistemas de Monitorización de Calidad de la Energía Eléctrica. Convenio ESSA – UIS – COLCIENCIAS.

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