PRUEBA DE TTR A TRANSFORMADOR PARA CONOCER VALORES DE CONTINUIDAD DE LOS DEVANADOS PRIMARIO Y SECUNDARIO

El ADN de tu Transformador: La Guía Definitiva de la Prueba de Relación de Transformación (TTR)

Imagine el corazón de su operación industrial o de la red eléctrica que alimenta su ciudad. Ese corazón es el transformador de potencia. Pero, ¿cómo saber si late correctamente? La respuesta está en decodificar su ADN, una tarea que se logra con una prueba fundamental: la prueba de relación de transformación (TTR).

Esta prueba es un diagnóstico eléctrico esencial que verifica la relación de vueltas (espiras) entre el devanado primario y el devanado secundario de un transformador. Para entenderlo mejor, podemos usar una analogía simple: es como "contar los engranajes de una transmisión". En una caja de cambios, la relación entre los dientes de los engranajes determina la velocidad y la fuerza de salida. De manera similar, en un transformador, la relación entre el número de espiras en el bobinado de entrada (primario) y el de salida (secundario) determina con precisión el voltaje de salida. Si un solo "engranaje" (espira) está dañado o mal conectado, todo el sistema puede fallar.

La importancia de la medición de TTR es crítica para el diagnóstico, la puesta en servicio y el mantenimiento de transformadores en México. Actúa como una "primera línea de defensa" que permite detectar problemas internos como espiras en cortocircuito, circuitos abiertos, conexiones incorrectas o defectos en el cambiador de tomas antes de que se conviertan en fallas catastróficas. Un resultado correcto en la prueba TTR proporciona una alta confianza en la integridad estructural de los devanados del transformador, mientras que una desviación, por mínima que sea, es una señal de alerta inequívoca que justifica una investigación más profunda. Esta guía completa explorará el procedimiento paso a paso para realizar la prueba, la correcta interpretación de resultados según las normas internacionales y los costos estimados de este servicio vital en el contexto mexicano para 2025.

Opciones y Alternativas: Otras Pruebas Eléctricas Clave para Transformadores

La prueba TTR es fundamental, pero forma parte de un conjunto de diagnósticos que, en conjunto, ofrecen una visión integral de la salud del transformador. Cada prueba analiza un aspecto diferente del equipo, y entender sus diferencias es clave para un programa de mantenimiento predictivo eficaz.

Prueba de Resistencia de Aislamiento (Megger)

Esta prueba consiste en aplicar un alto voltaje de corriente continua (CC) para medir la resistencia del sistema de aislamiento del transformador (de cada devanado a tierra y entre devanados). Su objetivo principal es evaluar la calidad y la integridad del aislamiento. Un valor de resistencia bajo puede indicar la presencia de humedad, contaminación o un envejecimiento severo del papel y el aceite aislante.

En comparación con la TTR, son pruebas complementarias. Mientras la prueba de relación de transformación (TTR) verifica la integridad del conductor (las espiras de cobre) y su correcta relación, la prueba de Megger verifica la capacidad del aislante para prevenir fugas de corriente. Un transformador podría tener una relación de espiras perfecta pero un aislamiento a punto de fallar, y viceversa.

Prueba de Resistencia Óhmica de Devanados

Este ensayo mide la resistencia en corriente continua (CC) de los devanados del transformador. Se utiliza un óhmetro de baja resistencia para obtener mediciones muy precisas. La prueba es crucial para detectar problemas en la continuidad del circuito eléctrico, como conexiones internas flojas, contactos de alta resistencia en el cambiador de tomas o incluso hilos de cobre rotos dentro de un devanado.

A diferencia de la TTR, que se enfoca en la relación de voltajes, la resistencia óhmica evalúa la condición física del conductor. Por ejemplo, una conexión mal apretada podría no afectar la relación de transformación en vacío, pero bajo carga generaría un punto caliente que podría llevar a una falla grave.

Prueba del Factor de Potencia del Aislamiento

También conocida como prueba de Tangente Delta, es un ensayo de corriente alterna (CA) que mide las pérdidas dieléctricas en el sistema de aislamiento. Es una de las pruebas más sensibles para evaluar la condición general del aislamiento, incluyendo boquillas, devanados y aceite. Un factor de potencia alto indica que el aislamiento ha perdido sus propiedades dieléctricas, a menudo por la absorción de humedad o contaminación con partículas conductoras, lo que provoca que se disipe más energía en forma de calor.

Esta prueba ofrece un diagnóstico mucho más profundo del estado del aislamiento que la prueba de Megger. Mientras que la TTR confirma que el transformador está construido correctamente para su función, el factor de potencia asegura que el aislamiento que permite esa función es saludable y eficiente.

Análisis de Gases Disueltos en Aceite (Cromatografía)

Considerada la "prueba de sangre" de un transformador, el Análisis de Gases Disueltos (DGA, por sus siglas en inglés) es un análisis químico del aceite aislante para detectar la presencia de gases específicos. El estrés térmico y eléctrico dentro de un transformador descompone el aceite y el papel aislante, generando gases. El tipo y la cantidad de cada gas indican con alta precisión el tipo de falla incipiente que se está desarrollando. Por ejemplo, la presencia de acetileno (C2​H2​) es un signo inequívoco de arqueo eléctrico, mientras que el etileno (C2​H4​) sugiere un sobrecalentamiento severo.

La gran diferencia con la prueba TTR a transformadores es que el DGA es predictivo. Puede detectar las condiciones de sobrecalentamiento que eventualmente causarán un cortocircuito entre espiras, a menudo con meses o años de antelación. La TTR, en cambio, detecta el problema una vez que el daño físico (el cortocircuito) ya ha ocurrido.

Procedimiento para Realizar la Prueba TTR Paso a Paso

La ejecución de una medición de TTR es un proceso metódico que exige un enfoque riguroso en la seguridad y la precisión técnica. A continuación, se desglosa el procedimiento de campo estándar, alineado con las mejores prácticas de la industria y la normativa mexicana.

1. Medidas de Seguridad: Desenergización y Libranza del Transformador

Este es el paso más crítico y no negociable. Antes de cualquier intervención, el transformador debe ser completamente desenergizado y aislado de todas las fuentes de energía, tanto en el lado de alta como de baja tensión. En México, este proceso se formaliza mediante un permiso de trabajo o libranza, un requisito indispensable según la NOM-029-STPS. Este procedimiento documentado incluye la apertura de interruptores y seccionadores, la aplicación de bloqueos físicos (candados) y etiquetas de advertencia para prohibir la re-energización. Una vez aislado, se debe verificar la ausencia de tensión en todas las terminales con un detector de voltaje de clase apropiada. Finalmente, se instalan puestas a tierra temporales para proteger al personal contra voltajes inducidos o una energización accidental.

2. Inspección Visual y Conexión del Equipo de Prueba TTR

Antes de conectar el equipo, se realiza una inspección visual de las boquillas del transformador para detectar fisuras, fugas de aceite o acumulación de suciedad que puedan afectar la calidad de la conexión. Las terminales deben limpiarse para asegurar un contacto eléctrico de baja resistencia. A continuación, se conecta el equipo de prueba TTR, como un medidor Megger, siguiendo el manual del fabricante y el diagrama de conexiones de la placa de datos del transformador. Típicamente, los cables marcados como "H" se conectan al devanado primario (alta tensión) y los "X" al devanado secundario (baja tensión). Es una regla de seguridad fundamental que el cable de tierra del equipo de prueba sea el primero en conectarse y el último en desconectarse.

3. Configuración de la Prueba (Tensión de Placa y Tipo de Conexión)

Los equipos de prueba modernos requieren la introducción de los datos de placa del transformador para calcular automáticamente la relación esperada y el porcentaje de desviación. Se deben ingresar los voltajes nominales para cada una de las posiciones del cambiador de tomas. Además, es crucial seleccionar el grupo de conexión vectorial correcto (por ejemplo, Dyn1, YNyn0), que también se encuentra en la placa de datos. Una configuración errónea del grupo vectorial es una de las causas más comunes de resultados de prueba incorrectos.

4. Ejecución de la Medición en Cada Posición del Cambiador de Taps

Con el equipo conectado y configurado, se posiciona manualmente el cambiador de tomas (taps) en su primera derivación. Se inicia la prueba desde el medidor TTR, el cual aplica un voltaje de CA de bajo nivel y mide la relación resultante. Se registran los valores de relación medida, porcentaje de desviación y corriente de excitación. Este proceso debe repetirse metódicamente para todas las posiciones del cambiador de taps, sin omitir ninguna. Omitir derivaciones es un error grave que puede enmascarar un daño localizado en un contacto específico del cambiador.

5. Registro e Interpretación de los Resultados

Los resultados de cada fase y cada posición del tap se deben registrar de manera ordenada en una hoja de campo o directamente en la memoria del equipo. El valor principal a observar es la desviación porcentual, que compara la relación medida en campo con la relación teórica calculada a partir de los voltajes de placa. Una desviación consistente en todas las fases y taps puede indicar un error en los datos de placa, mientras que una desviación en una sola fase o tap apunta a un problema interno.

6. Verificación contra la Tolerancia de Norma (±0.5%)

El paso final del análisis en campo es comparar cada uno de los resultados de desviación porcentual con el criterio de aceptación universalmente reconocido, establecido en la norma IEEE C57.12.90. Dicha norma estipula que la diferencia entre la relación medida y la relación nominal no debe exceder el ±0.5%. Cualquier medición que caiga fuera de este rango se considera una falla y exige una investigación diagnóstica más profunda para determinar la causa raíz de la anomalía.

Listado de Equipo y Herramientas

Para ejecutar una prueba TTR de manera segura y eficaz, es indispensable contar con equipo especializado y herramientas de protección. La siguiente tabla sirve como una lista de verificación esencial para cualquier cuadrilla de pruebas eléctricas en México.

Cantidades y Rendimientos: Interpretación de Resultados

La interpretación de los resultados de una prueba TTR se basa en un criterio numérico muy claro, definido por estándares internacionales. La eficiencia de la prueba, por otro lado, depende de la preparación y experiencia de la cuadrilla.

La siguiente tabla resume los criterios de aceptación según la norma IEEE C57.12.90, que es el estándar de referencia en la industria a nivel mundial.

Rendimiento de Mano de Obra: El tiempo promedio para realizar una prueba TTR completa a un transformador de distribución por una cuadrilla especializada (un ingeniero o técnico y un ayudante) se estima entre 1.5 y 2.5 horas.

Esta estimación no solo incluye el tiempo de medición, que con equipos modernos puede ser de tan solo 30 minutos , sino todo el proceso de trabajo seguro: la reunión de seguridad previa, la ejecución y verificación de la libranza (bloqueo y etiquetado), la conexión y desconexión del equipo de prueba, la medición secuencial de todas las derivaciones en las tres fases, y el cierre formal del permiso de trabajo antes de la re-energización.

Análisis de Precio Unitario (APU) - 1 Servicio de Prueba TTR

Para comprender el valor de un servicio profesional de pruebas eléctricas, es útil desglosar sus componentes. El siguiente Análisis de Precio Unitario (APU) presenta una estimación para 2025 del costo de un servicio de prueba TTR para un transformador de distribución estándar en México.

Advertencia: Este es un ejemplo numérico y los costos reales pueden variar significativamente según la región, la complejidad del equipo, la urgencia del servicio y el proveedor. Los precios están expresados en Pesos Mexicanos (MXN) y no incluyen IVA.

Este análisis transparenta que el precio del servicio no solo cubre el tiempo del personal en sitio. Incluye la amortización de un equipo de prueba que puede costar más de $100,000 MXN , su calibración periódica, el seguro de responsabilidad civil, el vehículo especializado y el tiempo de ingeniería requerido para analizar los datos y generar un reporte técnico profesional. Un precio de servicio significativamente más bajo podría indicar compromisos en la calidad del equipo, la calibración o la calificación del personal.

Normativa, Permisos y Seguridad: Construye con Confianza

La ejecución de pruebas eléctricas en México está rigurosamente regulada para proteger tanto al personal técnico como a la integridad de las instalaciones. Conocer y cumplir con este marco normativo no es opcional, es una obligación legal y una práctica de ingeniería responsable.

Normas y Estándares de la Industria (IEEE y NOM)

La prueba TTR se rige por un conjunto de normas complementarias que definen el qué, el cómo y el marco de seguridad:

• IEEE Std C57.12.90: Es el estándar técnico internacional del Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos que dicta el procedimiento de prueba y los criterios de aceptación. Específicamente, esta norma establece la tolerancia universalmente aceptada de ±0.5% para la desviación de la relación de transformación.

• NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización): Esta es la Norma Oficial Mexicana que rige el diseño y la construcción de todas las instalaciones eléctricas en el país. Aunque no detalla el procedimiento de la prueba TTR, establece los requisitos de seguridad y diseño que deben cumplir los transformadores y subestaciones donde se realizan estas pruebas, asegurando un entorno de trabajo seguro.

• NOM-029-STPS-2011, Mantenimiento de las Instalaciones Eléctricas en los Centros de Trabajo: Esta norma de la Secretaría del Trabajo y Previsión Social es crucial, ya que se enfoca en la seguridad de las actividades de mantenimiento. Dicta los procedimientos obligatorios para la desenergización (libranza), el bloqueo y etiquetado, el uso de equipo de protección personal (EPP) y las prácticas de trabajo seguro para prevenir accidentes eléctricos.

¿Necesito un Permiso de Construcción?

No. La prueba TTR no es una actividad de construcción, sino una tarea de mantenimiento o puesta en servicio. Por lo tanto, no requiere un permiso de construcción municipal. Sin embargo, lo que sí es legalmente indispensable es un permiso de trabajo o libranza. Este es un documento interno, emitido por el responsable de la seguridad eléctrica de la instalación (el cliente), que autoriza la intervención y certifica que el transformador ha sido desenergizado, bloqueado y puesto a tierra de manera segura, cumpliendo con los protocolos de la NOM-029-STPS.

Seguridad en el Sitio de Trabajo (Riesgo Eléctrico)

El riesgo eléctrico es el peligro principal durante cualquier trabajo en una subestación, incluso con el equipo desenergizado. La NOM-029-STPS exige el uso de Equipo de Protección Personal (EPP) especializado y OBLIGATORIO para todo el personal involucrado :

• Casco de seguridad dieléctrico Clase E: Diseñado para proteger la cabeza contra impactos y reducir el peligro de exposición a conductores de alto voltaje.

• Botas de seguridad dieléctricas: Calzado sin partes metálicas y con suelas aislantes para proteger contra choques eléctricos por contacto con el suelo.

• Guantes dieléctricos: Son la primera línea de defensa para las manos. Su clase (00, 0, 1, 2, 3 o 4) debe ser seleccionada de acuerdo con el nivel de tensión de la instalación.

• Ropa de trabajo de algodón ignífuga: Se exige ropa de algodón o con tratamiento retardante al fuego (FR) porque, a diferencia de las fibras sintéticas, no se derrite y adhiere a la piel en caso de un arco eléctrico.

• Protección facial contra arco eléctrico: Una careta o pantalla facial diseñada para proteger la cara y el cuello de la intensa energía térmica y la proyección de partículas de un arco eléctrico accidental.

Costos Promedio del Servicio de Prueba TTR en México

A continuación, se presenta una tabla con los costos promedio estimados para 2025 por la contratación del servicio de prueba TTR en México. Es crucial recordar que estos valores son proyecciones y pueden variar considerablemente según la ubicación geográfica, el proveedor del servicio, la complejidad del equipo y el alcance total del trabajo.

Nota Importante: Los siguientes costos son estimaciones para 2025, expresados en Pesos Mexicanos (MXN) antes de IVA. Están sujetos a inflación, tipo de cambio y variaciones regionales. Siempre se recomienda solicitar una cotización formal.

Usos y Aplicaciones de la Prueba TTR

La prueba de relación de transformación es una herramienta de diagnóstico versátil que se aplica en momentos clave a lo largo de todo el ciclo de vida de un transformador para garantizar su calidad, integridad y confiabilidad.

Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT)

La primera prueba TTR se realiza en las instalaciones del fabricante antes de que el transformador sea enviado. Es una prueba de rutina obligatoria según estándares como IEEE C57.12.00 para verificar que el equipo fue ensamblado correctamente y que la relación de espiras en cada tap coincide con las especificaciones de diseño. Este resultado se convierte en el "certificado de nacimiento" del transformador.

Puesta en Servicio y Aceptación en Sitio (SAT)

Una vez que el transformador llega a su destino final, se realiza una segunda prueba TTR antes de su energización. El propósito de esta prueba de aceptación en sitio es crucial: detectar posibles daños internos que hayan ocurrido durante el transporte y la instalación, como desplazamientos del núcleo o de los devanados que podrían alterar la relación de transformación. El resultado de la prueba SAT se convierte en el valor de referencia o "línea base" con el que se compararán todas las futuras pruebas de mantenimiento.

Mantenimiento Predictivo y Diagnóstico de Rutina

Como parte de un programa de mantenimiento predictivo, la prueba TTR se realiza periódicamente (típicamente cada 3 a 5 años) en transformadores en servicio. Al comparar los resultados actuales con la línea base establecida en la puesta en servicio, los ingenieros pueden identificar tendencias de degradación o problemas incipientes en el cambiador de tomas o en los devanados. Esta detección temprana permite programar reparaciones de manera controlada, evitando fallas inesperadas y costosos tiempos de inactividad.

Análisis Post-Falla (Después de un Cortocircuito o Incidente)

Cuando ocurre una falla severa en el sistema eléctrico (como un cortocircuito cercano), el transformador es sometido a enormes fuerzas electromecánicas que pueden deformar o dañar sus devanados. Después de un evento de este tipo, y una vez que el equipo ha sido desenergizado, la prueba TTR es una de las primeras herramientas de diagnóstico que se utilizan para evaluar la integridad interna del transformador y determinar si es seguro volver a ponerlo en servicio o si ha sufrido daños permanentes.

Errores Frecuentes en la Ejecución de la Prueba y Cómo Evitarlos

Una prueba TTR mal ejecutada puede llevar a un diagnóstico erróneo, con consecuencias que van desde la innecesaria sustitución de un equipo sano hasta la puesta en servicio de un transformador defectuoso. A continuación se describen los errores más comunes y cómo prevenirlos.

1. Conexiones Incorrectas o Flojas en las Terminales del Transformador

Un contacto deficiente debido a terminales sucias, oxidadas o pinzas mal sujetas puede introducir una alta resistencia en el circuito de medición, alterando los resultados. Conectar los cables de prueba a las fases o devanados equivocados dará lugar a lecturas completamente inválidas.

• Cómo evitarlo: Limpiar a fondo todas las terminales del transformador antes de la conexión. Asegurarse de que las pinzas del equipo de prueba tengan un agarre firme y sólido. Verificar dos veces las conexiones contra el diagrama de la placa de datos del transformador antes de iniciar la prueba.

2. Configuración Errónea del Diagrama Vectorial en el Equipo TTR

Los transformadores trifásicos tienen diferentes configuraciones de conexión (estrella, delta, zigzag), conocidas como grupo vectorial (ej. Dyn11, YNyn0). Si se introduce un grupo vectorial incorrecto en el software del medidor TTR, el equipo calculará una relación teórica errónea y reportará una desviación porcentual falsa, llevando a un "falso negativo".

• Cómo evitarlo: Revisar meticulosamente el grupo vectorial especificado en la placa de datos del transformador y asegurarse de que sea el mismo que se ha configurado en el equipo de prueba antes de realizar cualquier medición.

3. Realizar la Prueba con el Transformador Energizado (¡Peligro Mortal!)

Este es el error más grave y potencialmente fatal. Intentar conectar un equipo de prueba a un transformador que no ha sido completamente desenergizado y aislado expone al personal a un riesgo extremo de electrocución y arco eléctrico.

• Cómo evitarlo: Adherencia absoluta e intransigente a los procedimientos de seguridad de libranza (bloqueo y etiquetado) estipulados en la NOM-029-STPS. Siempre se debe utilizar un detector de tensión para confirmar la ausencia de energía en todas las terminales antes de tocarlas.

4. No Probar Todas las Posiciones del Cambiador de Taps

Para ahorrar tiempo, algunos técnicos pueden caer en la tentación de probar únicamente la posición nominal del cambiador de tomas. Esto es un error crítico, ya que los problemas como contactos desgastados o devanados dañados pueden ser específicos de una sola posición del tap.

• Cómo evitarlo: La prueba TTR se considera incompleta y no concluyente a menos que se mida y registre el resultado de cada una de las posiciones del cambiador de taps. Cada resultado individual debe cumplir con la tolerancia del ±0.5%.

Checklist de Control de Calidad y Seguridad

Este checklist proporciona una guía práctica para verificar los puntos clave de seguridad y calidad antes, durante y después de la ejecución de una prueba de relación de transformación.

ANTES de la Prueba:

• [ ] Verificar que se ha emitido y firmado el permiso de trabajo (libranza) por personal autorizado.

• [ ] Asegurar que el transformador está completamente desenergizado y aislado de todas las fuentes de energía.

• [ ] Comprobar con un detector de tensión la ausencia total de voltaje en TODAS las terminales de alta y baja tensión.

• [ ] Confirmar que las puestas a tierra de seguridad han sido correctamente instaladas.

• [ ] Inspeccionar que todo el personal cuente con el EPP dieléctrico adecuado y en buen estado.

DURANTE la Prueba:

• [ ] Asegurar la correcta conexión del equipo de prueba según el diagrama del transformador y que las pinzas estén firmes.

• [ ] Comprobar que el grupo vectorial configurado en el medidor TTR coincide con el de la placa de datos.

• [ ] Garantizar que se está realizando la medición en CADA una de las posiciones del cambiador de taps.

• [ ] Mantener una comunicación clara y constante entre los miembros de la cuadrilla.

DESPUÉS de la Prueba:

• [ ] Comprobar que los resultados de desviación porcentual de cada tap estén dentro de la tolerancia del 0.5%.

• [ ] Retirar primero el equipo de prueba y, posteriormente, las puestas a tierra de seguridad.

• [ ] Cerrar formalmente la libranza o permiso de trabajo antes de autorizar la re-energización del equipo.

• [ ] Garantizar que el reporte final incluya todos los datos de placa, las condiciones ambientales y los resultados completos obtenidos.

Mantenimiento y Vida Útil: Protege tu Inversión

La prueba TTR no es solo un ensayo técnico; es una herramienta estratégica de gestión de activos que protege una de las inversiones más significativas en cualquier sistema eléctrico: el transformador de potencia.

Frecuencia de la Prueba en el Mantenimiento Predictivo

La periodicidad con la que se debe realizar una prueba TTR depende de la etapa del ciclo de vida del activo y su criticidad. Una guía general recomendada es:

• Al momento de la instalación (prueba base): Es indispensable para establecer el punto de referencia inicial con el que se compararán todas las mediciones futuras.

• Después de cualquier reparación mayor o evento de falla: Se realiza para verificar que la integridad del transformador no se vio comprometida durante el incidente o la intervención.

• Como parte de un programa de mantenimiento predictivo, cada 3 a 5 años: Esta frecuencia permite monitorear la salud del equipo, detectar tendencias de degradación y planificar acciones correctivas antes de que ocurra una falla.

Durabilidad y Vida Útil del Transformador

Un transformador de potencia está diseñado para una vida útil que puede superar los 30 o 40 años. Sin embargo, alcanzar e incluso extender esta durabilidad depende de un monitoreo proactivo de su condición interna. La prueba TTR es una herramienta clave en este proceso. Al detectar problemas como cortocircuitos incipientes en los devanados o fallas en el cambiador de tomas, permite tomar decisiones de mantenimiento informadas que corrigen problemas menores antes de que se conviertan en fallas catastróficas, asegurando así la longevidad de la inversión.

Sostenibilidad e Impacto Ambiental

El mantenimiento predictivo, con la prueba TTR como uno de sus pilares, tiene un impacto ambiental y de sostenibilidad profundamente positivo. Una falla catastrófica en un transformador puede ser un desastre ecológico, provocando derrames de miles de litros de aceite aislante que contaminan el suelo y los mantos acuíferos, así como incendios que liberan gases tóxicos a la atmósfera.

Al detectar problemas internos de forma temprana, la prueba TTR previene estas fallas. Esta prevención directa evita la contaminación ambiental y, además, promueve la sostenibilidad económica y de recursos. Extender la vida útil de un transformador existente evita la enorme huella de carbono y el consumo de recursos (cobre, acero, aceite) asociados con la fabricación y el transporte de un equipo de reemplazo de varias toneladas. Por lo tanto, realizar una prueba TTR no es solo una buena práctica de ingeniería; es una acción responsable con el medio ambiente.

Preguntas Frecuentes (FAQ)

A continuación, se responden algunas de las preguntas técnicas más comunes sobre la prueba de relación de transformación.

¿Qué es la polaridad de un transformador y cómo afecta la prueba TTR?

La polaridad se refiere a la dirección instantánea del voltaje en el devanado secundario con respecto al devanado primario. Puede ser aditiva o sustractiva. Los equipos TTR modernos detectan y muestran automáticamente la polaridad. Una polaridad incorrecta es extremadamente peligrosa si se intenta conectar transformadores en paralelo, ya que crearía un cortocircuito directo. La prueba TTR verifica que la polaridad sea la correcta según el diseño.

¿Por qué la relación de transformación medida no es exactamente igual a la de la placa?

La placa de datos muestra una relación teórica basada en el número de espiras (TTR - Turns Ratio). La prueba en campo mide la relación de voltajes (TVR - Voltage Ratio). Debido a pequeñas caídas de tensión y pérdidas magnéticas en el núcleo del transformador, la TVR medida siempre será ligeramente diferente de la TTR teórica. La tolerancia estándar de ±0.5% está diseñada para tener en cuenta estas pequeñas y aceptables desviaciones de la idealidad.

¿Qué es un cambiador de taps bajo carga (OLTC)?

Un Cambiador de Tomas Bajo Carga (OLTC, por sus siglas en inglés) es un dispositivo mecánico complejo que permite ajustar la relación de transformación mientras el transformador está energizado y alimentando carga. Se utiliza para regular el voltaje en la red. Un Cambiador de Tomas Desenergizado (DETC) requiere que el transformador se apague para cambiar de posición. La prueba TTR es fundamental para ambos, pero especialmente crítica en los OLTC para verificar el correcto funcionamiento de su intrincado mecanismo.

¿Qué pasa si la prueba TTR falla?

Un resultado fuera de la tolerancia de ±0.5% es una falla. Esto significa que el transformador no debe ser energizado (o debe ser retirado de servicio inmediatamente si ya estaba operando). Una falla en la TTR actúa como un disparador para una investigación más profunda con otras pruebas, como la resistencia óhmica de devanados y el análisis de respuesta de frecuencia de barrido (SFRA), para diagnosticar la causa exacta del problema antes de planificar una reparación.

¿Se puede realizar la prueba TTR a un transformador de corriente (TC) o de potencial (TP)?

Sí. La prueba TTR se aplica de manera rutinaria a los transformadores de instrumento (TC y TP). Para estos equipos, tener una relación de transformación precisa es aún más crítico, ya que su función es proporcionar una señal de corriente o voltaje reducida y precisa para los sistemas de medición y protección de la subestación. La prueba TTR verifica que esta precisión se mantenga.

¿Influye la temperatura en la prueba TTR?

A diferencia de las pruebas de aislamiento como la resistencia o el factor de potencia, cuyos resultados varían significativamente con la temperatura, la medición de la relación de transformación es en gran medida independiente de la temperatura del devanado. No obstante, es una buena práctica registrar la temperatura ambiente y del aceite como parte de un informe de mantenimiento completo.

¿Cuánto cuesta una prueba TTR en México 2025?

Como se detalla en la sección de costos, una estimación para 2025 indica que el servicio para un transformador de distribución típico puede oscilar entre $4,000 y $6,500 MXN. Para transformadores de potencia más grandes, el costo puede ser de $7,000 a $15,000 MXN o más. Estos precios varían según la ubicación, el proveedor y si la prueba forma parte de un paquete de mantenimiento más amplio.

Videos Relacionados y Útiles

Para complementar la información teórica, los siguientes videos muestran la ejecución práctica de la prueba TTR en diferentes tipos de transformadores en México.

Cuando hacer la Prueba de Relación de Transformación (TTR)

Video de la empresa mexicana SERVELEC que explica los escenarios clave en los que se debe realizar una prueba TTR, incluyendo mantenimiento de rutina, post-falla y cambios en el tap.

Como hacer una prueba de TTR a un transformador trifásico

Demostración práctica de campo realizada por técnicos, mostrando la conexión de un medidor TTR a un transformador de distribución trifásico tipo poste y la medición en cada fase.

Prueba de TTR a transformador en pedestal

Video que muestra el procedimiento de prueba TTR en un transformador trifásico tipo pedestal, detallando la conexión de los cables de prueba en las terminales de alta y baja tensión.

Conclusión

A lo largo de esta guía, ha quedado claro que la prueba de relación de transformación (TTR) es mucho más que una simple medición; es una radiografía esencial para el corazón de cualquier sistema eléctrico: el transformador. Desde la verificación de la calidad en fábrica hasta el diagnóstico de fallas en campo, esta prueba proporciona una visión inequívoca sobre la integridad estructural de los devanados y el correcto funcionamiento del cambiador de tomas.

Hemos explorado el procedimiento detallado, subrayando que la seguridad, regida por la NOM-029-STPS, es el pilar sobre el que se construye cualquier intervención confiable. Asimismo, hemos desglosado los costos y la normativa aplicable, ofreciendo una perspectiva integral para los profesionales del sector en México. Su correcta ejecución e interpretación por personal calificado, siguiendo los estrictos criterios de la norma IEEE, no es una opción, sino una práctica de ingeniería indispensable. En última instancia, una prueba de relación de transformación (TTR) bien realizada es una inversión directa en la confiabilidad, seguridad y eficiencia de las redes eléctricas de México.

Glosario de Términos

• Prueba TTR: Abreviatura de Prueba de Relación de Transformación (del inglés Transformer Turns Ratio). Es una prueba eléctrica que mide la relación de vueltas entre los devanados de un transformador.

• Relación de Transformación: El cociente numérico entre el número de espiras del devanado primario y el número de espiras del devanado secundario. Este valor define la capacidad del transformador para aumentar o reducir el voltaje.

• Devanado: El conjunto de espiras o vueltas de un cable conductor (generalmente de cobre) que está enrollado alrededor del núcleo de un transformador. Existen al menos dos: el primario y el secundario.

• Cambiador de Taps (Derivaciones): Un dispositivo mecánico conectado al devanado que permite seleccionar diferentes puntos de conexión, cambiando así el número de espiras activas y ajustando finamente la relación de transformación y el voltaje de salida.

• IEEE: Acrónimo de Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos). Es una organización profesional internacional que desarrolla y publica estándares técnicos, como el IEEE C57.12.90, que rige las pruebas a transformadores.

• Libranza: Término comúnmente utilizado en el sector eléctrico de México para referirse al permiso de trabajo formal que autoriza y documenta la desenergización, bloqueo y etiquetado de un equipo para garantizar que se pueda intervenir de forma segura.

• Subestación Eléctrica: Una instalación que forma parte del sistema eléctrico de potencia, cuya función principal es transformar los niveles de tensión de la energía eléctrica (elevarlos o reducirlos) para su transmisión y distribución.