Verificación de relación y ángulo de fase de transformadores de instrumento

Qué es

La verificación de relación y ángulo de fase es la medición en campo de la fidelidad con que un transformador de corriente o de potencial reproduce en el secundario su magnitud primaria. La relación es el factor de escala entre primario y secundario, y la placa indica una relación marcada, con varias derivaciones en las unidades de relación múltiple. En la práctica, la relación verdadera difiere un poco de la marcada, y la magnitud secundaria además está desplazada en el tiempo respecto de la primaria por un pequeño ángulo. El error de relación y el error de ángulo de fase definen en conjunto la clase de exactitud de la unidad. La prueba se aplica a transformadores de corriente y de potencial de tableros, a transformadores de corriente tipo boquilla de otros equipos y a los transformadores de instrumento que alimentan los relés de los protectores de red. Se realiza con el transformador desconectado de la carga secundaria, o considerando la carga, de modo que el error medido describa al transformador en condiciones que las normas reconocen. En muchas aceptaciones la relación se verifica a nivel de campo, y el ángulo se confirma cuando de él dependen la exactitud de la medición o el desempeño de la protección.

Por qué se realiza

Los errores de relación o de ángulo se traducen directamente en errores en lo que ven los medidores y los relés. Un transformador de medición cuya relación se desvía una pequeña fracción causa errores de facturación constantes durante años. Un error de ángulo distorsiona la medición de potencia y energía, sobre todo con factor de potencia bajo, y perturba los relés direccionales y de distancia que dependen de la relación de fase entre voltaje y corriente. Un transformador instalado con una relación distinta de la supuesta en el diseño, o una unidad de relación múltiple dejada en la derivación equivocada, volverá erróneos los ajustes de los relés en todo el esquema. La verificación también detecta espiras en cortocircuito en un devanado, conexiones internas equivocadas y daños de transporte. Encontrar cualquiera de estos problemas durante la puesta en servicio, antes de confiar en el circuito, evita operaciones incorrectas de la protección y el costo de corregir datos de facturación después del hecho.

El principio

Un transformador ideal entregaría una magnitud secundaria exactamente proporcional a la primaria y exactamente en fase con ella. Un transformador de instrumento real necesita una pequeña corriente de excitación para magnetizar su núcleo, y esa corriente hace que la corriente secundaria difiera ligeramente en magnitud y se adelante o se atrase respecto de la primaria. La diferencia de magnitud es el error de relación, que suele expresarse como fracción del valor verdadero, y el desplazamiento en el tiempo es el error de ángulo de fase. Los transformadores de potencial tienen además un error por la caída de voltaje en la impedancia de sus devanados cuando circula carga. Ambos errores dependen de la carga conectada, del nivel de la magnitud primaria y del estado del núcleo. Como los errores son pequeños, no se aprecian con una medición ordinaria y deben hallarse por un método de comparación. Un enfoque compara el transformador con una referencia de exactitud superior conocida, otro inyecta una magnitud primaria conocida y mide el secundario con un instrumento exacto, y otro mide la relación entre los voltajes aplicado e inducido. Todos reducen la cuestión a la misma comparación entre lo que entra y lo que sale.

Cómo se realiza

El circuito se desenergiza, se aísla y se pone a tierra conforme a los procedimientos de seguridad del propietario, y el transformador se desconecta de relés y medidores salvo que el procedimiento pida dejar la carga. En los transformadores de corriente se inyecta una corriente conocida por el primario, ya sea pasando un conductor por la ventana o conectando a través de una barra o del conductor de la boquilla, y se mide la corriente secundaria con un instrumento exacto, o bien un analizador diseñado para el caso mide directamente la relación y el ángulo. Cuando no es práctico contar con una fuente de alta corriente, la relación puede verificarse aplicando un voltaje al secundario y midiendo el voltaje inducido en el primario, método aceptable para confirmar en campo la relación marcada. En los transformadores de potencial se aplica un voltaje conocido y seguro al primario, o se energiza el transformador desde una fuente de prueba, y se mide el voltaje secundario. Se mide cada fase y cada derivación en uso. El circuito secundario de un transformador de corriente nunca se abre con corriente primaria circulando. Se anotan la calibración del instrumento, la disposición de los conductores y la carga conectada durante la prueba, pues todos afectan el resultado.

Qué se registra

El registro muestra el transformador y la fase probados, la derivación o relación en servicio, el método empleado y la magnitud aplicada. Contiene la relación calculada, el error de relación de cada fase y derivación y el ángulo de fase donde se midió, junto con la carga conectada durante la medición. Se anotan el instrumento y su estado de calibración, la fecha y las condiciones ambientales, así como el estado en que se encontró la unidad, por ejemplo si era nueva, reparada o retirada de servicio. Conservar el método junto con el resultado importa, porque la relación obtenida por un método de voltaje en el secundario no es estrictamente la misma magnitud que la obtenida haciendo pasar corriente por el primario.

Cómo se juzgan los resultados

Los resultados se comparan con la relación marcada en la placa y con la clase de exactitud asignada a la unidad. El error de relación y el error angular medidos deben ser coherentes con esa clase para la carga aplicada, y las tres fases de una misma instalación deben coincidir estrechamente entre sí, ya que una fase que se aparta de sus vecinas apunta a un defecto. La comparación con resultados anteriores de la misma unidad revela deriva. En la medición de facturación la evaluación es más estricta y puede implicar factores de corrección basados en los errores medidos. Las clases, la manera de definir los errores y las condiciones de validez se encuentran en IEEE C57.13-2016 e IEEE C57.13.1-2017 y, para las unidades de alta exactitud, IEEE C57.13.6-2005. ANSI/NETA ATS-2025 y ANSI/NETA MTS-2023 exigen la verificación de relación en transformadores de instrumento y protectores de red; consulte sus copias con licencia para conocer los valores y los criterios aplicables.

Variaciones

En la aceptación, la relación se verifica en todos los transformadores de corriente y de potencial, y el ángulo se añade donde la clase o la aplicación lo exigen, como en la medición de facturación y en la protección direccional. En el mantenimiento, la prueba se repite después de reparaciones, de una falla pasante o cuando se sospecha del comportamiento de un medidor o de un relé. Los transformadores de corriente se miden inyectando corriente o por el método de voltaje, y las unidades tipo boquilla dentro de otros equipos se miden desde los terminales disponibles. Las unidades de relación múltiple se comprueban en cada derivación que se vaya a usar. Los transformadores de potencial, incluidos los alimentados desde divisores capacitivos, dependen más de la carga, de modo que la carga conectada durante la prueba debe parecerse a la real. Los transformadores de los protectores de red son unidades pequeñas, a menudo encerradas, que alimentan las entradas de los relés, y su verificación sigue la misma lógica con los límites y las definiciones de clase que dan las normas mencionadas. Las unidades de alta exactitud y de clase de medición se juzgan con clases más estrictas que las de clase de protección.