Probadores de factor de potencia/tangente delta de 12 kV de la serie DELTA4000
Confianza en el aislamiento de CA con DFR de banda estrecha (de 1 a 500 Hz)
Identificar problemas de desarrollo en el aislamiento que quedan ocultos a la frecuencia de línea (50/60 Hz)
Diseñado para todos los entornos
El diseño de dos piezas, con un peso de 14 kg y 22 kg, ahorra esfuerzo, espacio y gastos de envío
Resultados de medición precisos en condiciones de alto ruido
La supresión de ruido y los circuitos avanzados de adquisición de señales gestionan hasta 15 mA de corriente de interferencia o una relación señal/ruido de 1:20
Corrección de temperatura individual (ITC) patentada
Elimina la necesidad de tablas genéricas de corrección de la temperatura y permite al usuario calcular la dependencia real de la temperatura
Acerca del producto
El DELTA4000 es un conjunto automático de pruebas de factor de potencia/tangente delta de aislamiento de 12 kV diseñado para la evaluación inmediata del estado del aislamiento eléctrico. Además de las pruebas tradicionales de frecuencia de energía (50/60 Hz), el DELTA4000 utiliza un factor de potencia/tangente delta de 1 Hz para mejorar la evaluación de la frecuencia de energía de transformadores de alta tensión, bushings, interruptores, cables, pararrayos y máquinas giratorias. Mediante el uso de la misma conexión y el mismo software que las pruebas de frecuencia de energía, 1 Hz mejora la planificación de mantenimiento gracias a la reducción de la necesidad de tendencias históricas y bases de datos patentadas.
El diseño de frecuencia variable de alta potencia genera su propia señal de prueba independiente de la calidad de la frecuencia de línea, y el diseño del hardware utiliza la tecnología más reciente disponible para el filtrado digital de la señal de respuesta. Como resultado, la serie DELTA4000 produce resultados confiables y lecturas estables en el menor tiempo con la mayor exactitud, incluso en subestaciones con alta interferencia.
La serie DELTA4000 funciona con el software PowerDB para pruebas e informes automáticos o con el software Delta Control para pruebas manuales en tiempo real.
Las mediciones incluyen tensión, corriente, potencia (pérdida), factor de potencia/tangente delta, inductancia, factor de potencia y capacitancia. Los resultados de la prueba se almacenan de manera automática en la computadora y también se pueden descargar directamente en una unidad USB o una impresora.
El conjunto de pruebas DELTA4110 debe utilizarse con una computadora externa (no incluida), mientras que el DELTA4310A viene con su propia computadora integrada.
Especificaciones técnicas
- Input voltage
- 90 - 264 V, 45 - 66 Hz
- Max output current (AC)
- 300 mA (4 minutes)
- Max output voltage (AC)
- 12 kV
- Test type
- Capacitance and dissipation/power factor
FAQ / Preguntas frecuentes
Una prueba de factor de potencia/tangente delta (PF/TD, del inglés Power Factor/Tan Delta) de frecuencia variable es una ampliación de una prueba PF/TD tradicional, en la que las pruebas PF/TD se realizan en cada componente de aislamiento (por ejemplo, CH, CHL y CL) a varias frecuencias (por ejemplo, entre 1 y 500 Hz), incluida la medición de la frecuencia de línea. El nombre preferido de la prueba es respuesta de frecuencia dieléctrica de banda estrecha (NB DFR, del inglés NarrowBand Dielectric Frequency Response).
- Proporciona una indicación más temprana de un problema en el dieléctrico que una prueba de factor de potencia/tangente delta (PF/TD) de frecuencia de línea.
- Distingue entre “semejantes al factor de potencia”. La NB DFR puede diferenciar el caso, por ejemplo, en el que un PF/TD de frecuencia de línea del 0,3 % es realmente aceptable (lo que representa un contenido de agua del 0,5 % en un transformador deteriorado) del caso en el que un PF/TD de frecuencia de línea del 0,3 % oculta una condición de humedad creciente (lo que representa un contenido de agua del 2,0 % en un transformador “como nuevo”). Para dos transformadores en diferentes etapas de vida, el mismo PF/TD significa cosas diferentes. Además, no es posible saber con certeza si un transformador está “nuevo” o “deteriorado”, y mucho menos en qué fase de “deteriorado” se encuentra, ya que la edad cronológica de un transformador no da una medida exacta. Afortunadamente, las pruebas de NB DFR eliminan la necesidad de saber y simplemente indican si el sistema de aislamiento es aceptable o no.
- Permite la posibilidad de determinar el PF/TD corregido por temperatura a 20 °C para el sistema de aislamiento en función de su estado real (mediante ITC, corrección individual de temperatura) y no a partir de tablas estándar.
Aunque las pruebas de NB DFR solo tardan un par de minutos más en completarse que las pruebas de PF/TD de frecuencia de línea, cuando deben probarse varios sistemas de aislamiento, el tiempo adicional acumulado necesario para realizar las pruebas de NB DFR puede considerarse un inconveniente. Las pruebas de PF/TD realizadas a 1 Hz son un compromiso inteligente. Agregar una medición de prueba a una prueba de PF/TD de frecuencia de línea requiere menos de un minuto más de tiempo de prueba. Sin embargo, la realización de pruebas de PF/TD con esta forma de onda de tensión aplicada que varía relativamente despacio (es decir, 1 Hz), proporciona una gran cantidad de información sobre el estado de un dieléctrico/aislamiento que no puede obtenerse a la frecuencia de línea.
Aunque una prueba de factor de potencia/tangente delta (PF/TD) de frecuencia de línea no es muy sensible a un problema dieléctrico emergente, sí lo es a la temperatura. Por ejemplo, se espera que una medición de PF/TD a una temperatura del aceite superior a 30 °C sea superior a una medición de PF/TD en el mismo componente aislante a 25 °C simplemente por la influencia de la temperatura. Por lo tanto, es importante compensar cualquier variación de temperatura entre las pruebas si se quiere establecer una tendencia de los datos de las pruebas y confiar en que un cambio en la PF/TD se debe realmente a un cambio en el estado del sistema de aislamiento. Esta variable de dependencia de la temperatura se elimina corrigiendo todos los resultados de las pruebas de PF/TD, incluidos los medidos a frecuencias fuera de línea, a sus valores equivalentes a 20 °C.
Durante años, la industria ha confiado en un par de curvas para corregir la dependencia de la temperatura de todos los transformadores: ya sean nuevos, envejecidos, ligeramente cargados, sobrecargados, limpios o contaminados, etc. Pero, aunque los factores de corrección genéricos estaban disponibles en el estándar IEEE C57.12.90-2006, sección 10.10.5, posteriormente se eliminaron en el estándar C57.12.90-2010 con la siguiente nota: “Nota 3.b) La experiencia ha demostrado que la variación del factor de potencia con la temperatura es sustancial y errática, por lo que ninguna curva de corrección se ajustará a todos los casos”. La conclusión es que los aislamientos nuevos y los viejos tienen sensibilidades diferentes a la temperatura, al igual que los sistemas de aislamiento contaminados frente a los secos y “limpios”. Las curvas de corrección de la temperatura y las tablas de corrección de la temperatura no tienen en cuenta estas diferencias.
Una prueba de NB DFR permite determinar la corrección de temperatura única o individual (ITC, del inglés Individual Temperature Correction) de un sistema de aislamiento. Esto es significativo, ya que las pruebas han revelado que no solo cada transformador muestra una sensibilidad única a la temperatura y requiere una compensación de temperatura individual, sino que, durante su vida, la dependencia de la temperatura de un transformador puede cambiar. Generalmente, a medida que se deteriora el aislamiento, un aumento de la temperatura hace que el factor de potencia/tangente delta (PF/TD) aumente drásticamente. También es interesante el hecho de que cada uno de los componentes de aislamiento de un transformador (CH, CHL y CL) puede presentar diferentes dependencias de la temperatura. El método de ITC se basa en el hecho de que la forma de la respuesta dieléctrica (PF/TD en función de la frecuencia) para un gran grupo de materiales dieléctricos sólidos no cambia drásticamente con la temperatura. Además, a medida que cambia la temperatura, la respuesta se desplaza con respecto a la frecuencia mientras permanece intacta. Un valor del PF/DF medido a 60 Hz y 20 °C se producirá a una frecuencia diferente si cambia la temperatura. Por lo tanto, si se realizan pruebas a una temperatura de aislamiento distinta de 20 °C, se puede localizar el factor de potencia de 60 Hz equivalente a 20 °C en algún punto de la respuesta medida si se conoce la frecuencia a la que se produce a esa temperatura. Esta frecuencia se determina mediante la aplicación de la ecuación de Arrhenius.
de armónicos de la señal en cada prueba y, basándose en esta información, calcula un factor de dependencia de tensión (VDF, del inglés Voltage Dependence Factor). Si este valor es demasiado alto (por defecto >0,5), el número se vuelve rojo, indicando una dependencia de tensión del objeto de prueba. En esta situación, debe realizarse una prueba tip-up (tensión de paso) para verificar y cuantificar la dependencia de la tensión. Esta función garantiza que no se pase por alto un problema dieléctrico sensible a la tensión, especialmente en un activo que no es propenso a desarrollar problemas dieléctricos sensibles a la tensión y que, por lo tanto, no se somete rutinariamente a pruebas tip-up.
Absolutamente. De hecho, cuando se comprueba el PF/TD de un transformador, se cortocircuitan los devanados de alta tensión y baja tensión. Por lo tanto, el aislamiento entre cada espira del devanado no se estresa/no se evalúa. Las pruebas de corriente de excitación se realizan sin cortocircuitar los devanados y, por lo tanto, evalúan el estado del aislamiento de las espiras de los devanados. Además de evaluar la rotura total o parcial de este aislamiento entre espiras, una prueba de corriente de excitación puede detectar cortocircuitos entre el devanado y la conexión a tierra, así como problemas de rastreo en el aislamiento, por ejemplo, de un devanado de fase a otro adyacente. Más allá de las capacidades de prueba de aislamiento, una prueba de corriente de excitación a menudo se reconoce por su capacidad para detectar problemas en el núcleo de un transformador y el alcance del diagnóstico de la prueba con respecto a los cambiadores de tomas, tanto desactivados (DETC) como bajo carga (OLTC) es impresionante.
Lecturas y seminarios web adicionales
Solución de problemas
En primer lugar, compruebe que la muestra sometida a prueba y el DELTA estén correctamente conectados a tierra. Si el problema persiste, la causa podría ser el cable de alta tensión. La manipulación brusca en entornos de subestaciones generalmente causa daños físicos más que eléctricos. Para comprobar la integridad del cable, cuélguelo libre al aire libre y energícelo a no más de 5 kV. En condiciones de baja humedad, un buen cable normalmente no emite más de 4 a 8 picofaradios (pF), con un factor de disipación bajo (o tangente delta). Si la capacitancia excede estos niveles o el factor de potencia/tangente delta es mayor que un 2 %, el cable deberá devolverse a Megger para que se lo vuelva a terminar.
Verifique que la muestra sometida a prueba no tenga conexiones a tierra no deseadas. Realice una prueba al aire libre como se detalla anteriormente y vuelva a verificar las lecturas. Si las lecturas siguen siendo demasiado altas, es posible que el resorte del contacto de la guarda de la unidad DELTA de alta tensión se haya adelgazado. En este estado, es fácil que el resorte se dañe cuando el cable se presiona de manera brusca. Esto afecta la lectura de mediciones de GST, que también pueden verse afectadas por un cortocircuito de guarda a tierra. Deberá devolver la unidad DELTA a Megger para que la reparen.
Si el inversor se activa, el DELTA está consumiendo demasiada corriente. Una activación del inversor a menudo puede significar que un cable de conexión a tierra o de medición está conectado a un punto común donde se aplica la tensión de prueba. Verifique que la muestra sometida a prueba no tenga conexiones a tierra no deseadas. Además, compruebe que no haya dejado ningún cortocircuito conectado entre los puntos donde se está aplicando tensión y se está midiendo. Las conexiones a tierra no deseadas pueden ser conexiones a tierra de seguridad que quedan en el transformador; también pueden ser conexiones a tierra de la estación conectadas a neutro de un devanado en Y. Nota: Es posible que los devanados en Y tengan una conexión a tierra interna que no se vea; revise la placa de características para verificar que el devanado no esté conectado a tierra internamente. Algunos transformadores Y Y tienen sus neutros internos en cortocircuito entre sí. Si no se puede desconectar este cortocircuito interno, solo se podrá realizar una prueba de tipo GST.
Si se está realizando una prueba de excitación, el inversor puede activarse antes de alcanzar los 10 kV en un devanado, pero no en los otros. Este comportamiento puede deberse al diseño del transformador y a la corriente requerida para excitar los devanados. Si este es el caso, recomendamos probar los tres devanados en el mismo nivel de tensión (cerca la tensión de activación, pero siempre menos que esta) para obtener resultados comparables.
Si no hay conexiones a tierra o cortocircuitos no deseados, y el inversor se sigue activando mientras se realiza una prueba de aislamiento, realice una prueba al aire libre como se indicó anteriormente. Si el inversor se sigue activando, debe enviar el DELTA a Megger o a un centro de reparación autorizado.
Reinicie la unidad y vuelva a intentar la comunicación. Si utiliza una computadora externa, desconecte el cable de comunicación y vuelva a conectarlo antes de encender el DELTA. Un interruptor en la unidad de control le permite seleccionar el control interno con una computadora integrada (INT PC) o un control externo con su PC (EXT PC). Verifique que este interruptor esté en la posición correcta para la computadora que está utilizando. Si cambia el interruptor, deberá apagar el DELTA y volver a encenderlo. Hay dos métodos de comunicación entre una computadora y el DELTA; la configuración de seguridad de algunas empresas puede limitar uno o el otro. Si la conexión a través de USB no funciona, intente conectarse con un cable Ethernet o viceversa.
Por seguridad, debe conectar la conexión a tierra de prueba del DELTA a la misma conexión a tierra de la fuente de alimentación de la red que alimenta al DELTA. Hay un circuito interno que verifica esto. Asegúrese de que el cable de extensión y la toma de corriente tengan una conexión a tierra en funcionamiento. Si el DELTA se alimenta con un generador, debe conectar a tierra correctamente el generador a la conexión a tierra de la estación. Verifique que la conexión a tierra de prueba esté firmemente conectada; en ocasiones, puede haber pintura o corrosión en el punto de conexión, las que se deberán limpiar antes de realizar la conexión a tierra de prueba para lograr una conexión eléctrica firme.
El aislamiento ideal tiene un valor de factor de potencia/tangente delta de cero. Sin embargo, esto no es posible en el mundo real, por lo que, por pequeño que sea el factor de potencia/tangente delta, siempre será mayor que cero. Existen factores externos que pueden causar vías de fuga alternativas, que afectan los resultados de factor de potencia. Si tiene un factor de potencia negativo, tenga en cuenta que este es un valor fantasma, y deberá revisar las conexiones. En primer lugar, compruebe las conexiones a tierra, verifique que tiene una conexión firme entre la conexión a tierra de prueba y la conexión a tierra del activo, y limpie el punto de conexión si es necesario. Los valores de factor de potencia negativos también se pueden atribuir a factores ambientales, como la humedad alta y el exceso de polvo, que provocan una corriente de fuga externa. Limpiar o secar las superficies de los bushings externos con un trapo limpio y seco puede ayudar a minimizar estos efectos. El uso eficaz de los circuitos de guarda también puede ayudar a eliminar la corriente de fuga externa. Los valores negativos también se pueden atribuir a diseños específicos, por ejemplo, un blindaje de conexión a tierra electrostático entre los devanados de un transformador.
Este error indica una falla de comunicación entre la unidad de control del DELTA y la unidad de alta tensión (HV, del inglés High Voltage), normalmente debido a un defecto en el cable de control. Si el cable de control no se coloca de manera correcta al enchufarlo, las clavijas coaxiales se le dañarán cuando se manipulen para girarlo o bloquearlo posteriormente. Esta acción también puede dañar el receptáculo de la unidad. Si experimenta este problema, deberá reemplazar el cable de control.
Interpretación de los resultados de la medida
Capacitancia y factor de potencia/tangente delta*
* También conocido como factor de disipación
Siempre evalúe la capacitancia (que se correlaciona con la “corriente de carga total” medida) antes de evaluar el factor de potencia. La capacitancia, entre otros beneficios, confirma que se esté midiendo lo que se desea. Cuando se compara con un resultado de capacitancia medido anteriormente, no debería haber un cambio apreciable. Una medición de capacitancia anterior podría ser una realizada por los OEM (del inglés Original Equipment Manufacturers, fabricantes de equipos originales) o una realizada durante la vida útil del activo sometido a prueba. Si la capacitancia es drásticamente diferente, revise sus conexiones de prueba, asegúrese de que el activo sometido a prueba esté aislado de manera física y eléctrica, y que esté conectado a tierra de forma correcta, y repita la prueba. Si la capacitancia parece razonable, evalúe cuánto ha cambiado respecto de las pruebas anteriores, si es que hubiera cambiado.
Ejemplo: En el caso de un transformador, un cambio en la capacitancia sobre el 1 al 2 % es preocupante. En el caso de un bushing, un cambio en la capacitancia superior al 5 % es preocupante, y uno superior al 10 % obliga al reemplazo del buje.
En la mayoría de los casos, un resultado de prueba de factor de potencia/tangente delta más bajo indica que el sistema de aislamiento está en mejor condición que uno con un factor de potencia/tangente delta más alto. El factor de potencia/tangente delta se evalúa con base en su “valor con corrección de temperatura”. El factor de potencia/tangente delta aumenta en presencia de contaminación y a medida que el aislamiento se deteriora, y es sensible a la temperatura. Por lo tanto, para descartar la temperatura, como la causa de un aumento en el factor de potencia/tangente delta respecto de un valor anterior o de referencia, es importante analizar los resultados de la prueba de factor de potencia/tangente delta que reflejan un resultado equivalente a 20 °C. Estos resultados de prueba se denominan “de factor de potencia/tangente delta con corrección de temperatura”. El instrumento de prueba DELTA de Megger determina estos valores automáticamente, aplicando un algoritmo de corrección, que utiliza como sus entradas valores medidos que reflejan la condición real del activo sometido a prueba.
Compare el valor de “factor de potencia/tangente delta con corrección” con un valor medido anterior o con una tabla de estándares de resultados de pruebas de factor de potencia/tangente delta típicos del activo sometido a prueba. Cualquier aumento debe contemplarse con escepticismo. Esta es una buena prueba para identificar el estado del aislamiento eléctrico que está decisivamente en mal estado. Esta no es una buena prueba para determinar de manera concluyente si el estado de un aislamiento es bueno o malo. Para obtener información más decisiva, realice una prueba de factor de potencia/tangente delta de 1 Hz con el DELTA de Megger.
Las pruebas de factor de potencia/tangente delta realizadas con una fuente de tensión de 1 Hz son mucho más sensibles a la presencia de contaminantes, como la humedad, que las pruebas de factor de potencia/tangente delta realizadas con una fuente de tensión de frecuencia de línea.
Al igual que con una prueba de factor de potencia/tangente delta de frecuencia de línea, los resultados de una prueba de factor de potencia/tangente delta de 1 Hz se deben comparar con resultados de pruebas anteriores, si los hay. De no haberlos, Megger ha desarrollado las siguientes directrices para evaluar los resultados de pruebas de factor de potencia/tangente delta de 1 Hz con corrección de temperatura.
OIP Bushing Insulation Condition | 1 Hz DF at 20 ℃ |
---|---|
As new | 0.2 - 0.5 |
Good | 0.5 - 0.75 |
Aged | 0.75 - 1.25 |
Investigate | >1.25 |
OIP Transformer Insulation Condition | 1 Hz DF at 20 ℃ |
---|---|
As new | 0.2 - 0.75 |
Good | 0.75 - 1.25 |
Aged | 1.25 - 2.0 |
Investigate | >2.0 |
El análisis de la corriente de excitación (Iex) y los resultados de la prueba de pérdida para los transformadores trifásicos se basa principalmente en el reconocimiento de patrones. El análisis de los resultados de la prueba de “Iex y pérdida” para los transformadores monofásicos se realiza principalmente comparando estas mediciones con resultados anteriores.
Un patrón de fase es el patrón exhibido por los resultados de la prueba de corriente de excitación (o de pérdida) medidos para las tres fases de un transformador. Se espera un patrón de fase alto-bajo-alto (H-L-H, del inglés High-Low-High) para la mayoría de los transformadores. Por ejemplo:
21.6 mA – 10.7 mA – 21.3 mA and 145.3 W – 71.4 W – 146.9 W
Por el contrario, se puede obtener un patrón L-H-L para un transformador de forma de núcleo de cuatro patas o para un transformador de forma de núcleo de tres patas típico cuando no se siguen las conexiones de prueba precisas para preparar esta prueba. Un patrón de fase de tres lecturas similares es característico para transformadores de forma de núcleo de cinco patas o de concha con devanados secundarios que no son delta. Si la medición arroja tres lecturas diferentes, esto generalmente indica un problema. Sin embargo, en estos casos, es necesario descartar que la causa raíz no sea una magnetización excesiva del núcleo. Otra causa de que las tres lecturas sean diferentes es que la corriente de excitación, que generalmente es una corriente capacitiva, esté dominada por su componente inductivo. En estos casos, si los resultados de la prueba de pérdida exhiben un patrón de fase esperado, los resultados de la prueba de excitación atípica deben aceptarse como normales para el transformador.
Cuando se realizan pruebas en un transformador de cambio de toma de carga (LTC, del inglés Load Tap-Changing), también se evalúa el "patrón de LTC". Este es el patrón que presentan los resultados de la prueba de corriente de excitación (o de pérdida) medidos en una sola fase, a medida que el cambiador de toma con carga (OLTC, del inglés On-Load Tap Changer) pasa por cada una de las posiciones de toma. Existen 12 posibles patrones de LTC que dependen del diseño del OLTC. Once de estos patrones representan variaciones normales que se pueden observar en los resultados de las pruebas para OLTC de tipo reactivo, que se utilizan principalmente en Norteamérica. Para los OLTC de tipo resistivo, que son de uso más amplio en todo el mundo, a continuación se proporciona un patrón de OLTC esperado.
Guías de usuario y documentos
Software y firmware
DELTA41XX and DELTA43XX
Delta Control Installer
latest version
The Megger Valley Forge, USA factory and select Megger Authorized Service Centers (ASCs) can perform updates. If you do not feel capable of performing updates properly, please contact your nearest Megger sales representative for information on where to return your instrument for updates.
Carefully read all instructions and backup your data before performing any updates.
Only update the firmware or software if you are experiencing difficulty with your instrument or if you have a specific need to do so.
!! WARNING !!
Incorrect installation of updates and incomplete updates may cause an error and make the equipment unusable.
If damage occurs from improper updates, customer is responsible for repair costs.
Transformer Test Instrument Software Updates for MWA330A and DELTA4310A
Update Instructions
Please read these instructions before performing the update, you can download them here.
DELTA and MWA Updater
latest version
The following components have been updated:
PowerDB ________________ V11.2.10
MTOTestXP ______________ 2019.12.03.1
Delta Manual Control ______________ 2.0.9.51.0
Instrument Config ______ 1.0.20023.1919
Splash Screen __________ 1.0.21075.830
Factory Config _________ 1.0.21122.850
Megger Update Manager __ 1.0.21165.1032
Recommendations
- Megger recommends that you return your instrument annually for calibration verification.
- Any instrument returned for re-calibration will be updated with the latest firmware and software versions.
- Certified Factory Calibration is valid for one year.
Attention
Incorrect installation of updates or incomplete updates may cause the equipment to become unusable.
If damage occurs from improper updates, the customer may be responsible for repair costs.
Software updates for MWA330A and DELTA4310A
Download this zip file, extract, and run the executable.
256bit Hash:
be0628b2014fffeca839036dae42c3d1a6c5c73d79a2e5f2fc6d0716667ef9d3
FAQ / Preguntas frecuentes
La manera más eficaz de analizar los resultados de la prueba de factor de potencia/tangente delta es comparándolos con resultados de pruebas anteriores o los datos de los fabricantes. Sin embargo, los resultados de factor de potencia/tangente delta dependen de la temperatura, por lo que las comparaciones solamente son válidas para las pruebas realizadas a la misma temperatura. El método ideal sería estandarizar las temperaturas de las pruebas y realizarlas siempre a la misma temperatura específica, es decir, 20 °C. Sin embargo, esperar a que la temperatura del activo alcance los 20 °C cada vez que se necesite realizar una prueba no es pragmático, por lo que, en su lugar, se utiliza la compensación. Tradicionalmente, esto ha supuesto utilizar tablas de compensación, pero estas son, en el mejor de los casos, promedios, y a menudo introducen errores. Por este motivo, los comités de estándares ya no recomiendan utilizar factores de corrección de temperatura de tablas de consulta.Afortunadamente, los conjuntos de pruebas como DELTA y TRAX proporcionan compensación de temperatura inteligente (ITC, del inglés Intelligent Temperature Compensation) automática. La ITC aprovecha el hecho de que una medición de factor de potencia/tangente delta realizada a cierta temperatura y frecuencia corresponde a la misma medición realizada a una temperatura y frecuencia diferentes. La ITC proporciona resultados significativamente más exactos y confiables con compensación de temperatura que las tablas de compensación.
Existen varias maneras de medir la temperatura del aislamiento, y se aplican diferentes métodos según las circunstancias de su prueba. Cuando inicialmente retira un transformador del servicio, su temperatura interna puede ser mucho mayor que la temperatura ambiente. Además, la temperatura en la parte superior del transformador puede variar significativamente de la temperatura en la parte inferior. El objetivo es determinar la temperatura promedio del material aislante. Si puede medir la temperatura del devanado en varios puntos, puede tomar un promedio de estos valores. La temperatura ambiente puede ser suficiente como la temperatura del aislamiento si el transformador ha estado fuera de línea durante un día o más y se comienza la prueba en la mañana. Una forma común de medir la temperatura es utilizar un termómetro infrarrojo y tomar una lectura a cada lado del transformador para determinar una temperatura promedio. Debido a que el factor de potencia depende de la temperatura, es importante realizar la medición con la mayor exactitud posible y ser coherente desde una sesión de medición hasta la siguiente.
Al seleccionar una tensión de prueba, el requisito más importante es permanecer dentro de la clasificación de tensión de línea a tierra del devanado del transformador. Dentro de ese rango, lo mejor es utilizar la tensión más alta que proporcione el instrumento de prueba. Algunos problemas de aislamiento son sensibles a la tensión y se pueden pasar por alto si no se han estresado suficientemente los materiales. El estándar de facto es de 10 kV, siempre y cuando el devanado sometido a prueba esté clasificado para esta tensión o más. Si la tensión nominal de línea a tierra es inferior a 10 kV, deberá reducir la tensión de prueba según corresponda. Para lograr consistencia y facilidad de comparación, una vez que haya designado una tensión de prueba, debe utilizarla para todas las pruebas futuras de ese activo. El software Power DB determinará la tensión de prueba adecuada para usted si ingresa correctamente los datos de la placa de características en el software. Esta misma recomendación de selección de tensión de prueba se aplica a las mediciones de corriente de excitación. Como se explica en la sección de interpretación de resultados, el patrón de corriente de excitación puede variar debido al diseño del núcleo del transformador. Cuando se realizan pruebas de excitación, el inversor del DELTA puede activarse antes de alcanzar los 10 kV en un devanado, pero no en los otros. Si esto ocurre, disminuya la tensión de prueba (por ejemplo, a 8 kV) y repita la prueba. Si la prueba se realiza correctamente, es probable que la activación del inversor se deba al diseño del transformador. Cuando tenga que bajar la tensión de prueba para excitar correctamente una fase, recomendamos probar los tres devanados en el mismo nivel de tensión (por ejemplo, 8 kV). Es fundamental mantener la misma tensión de prueba para cada devanado de fase, dado que los resultados de corriente de excitación dependen de la tensión. Para analizar los resultados mediante patrones de fase, se deben probar las tres fases con la misma tensión. Debido a esta dependencia de la tensión, los resultados de corriente de excitación no se pueden comparar con los de otros instrumentos si utilizan una tensión de prueba diferente, p. ej., los resultados de corriente de excitación de un instrumento TTR. Además, la dependencia de la tensión no es lineal, por lo que tampoco se pueden comparar los resultados de corriente de excitación obtenidos a diferentes tensiones utilizando matemáticas.
Con un aislante ideal, el factor de potencia/tangente delta permanecería igual para una amplia gama de tensiones de prueba. Sin embargo, en el caso de material aislante antiguo o deteriorado, los resultados pueden variar a medida que cambia la tensión. Cuando se detecta dicha dependencia de tensión, se recomienda realizar pruebas adicionales, como pruebas tip-up, para evaluar con mayor exactitud el estado del aislamiento. Los conjuntos de pruebas para factor de potencia/tangente delta más recientes detectan automáticamente la dependencia de tensión y activan una alarma para alertar al usuario de que se recomienda realizar más pruebas.
Cuando se aplica una tensión de CA a un objeto de prueba, la diferencia de fase entre la tensión y la corriente resultante, en grados, es el ángulo de fase, y generalmente se designa como θ (zeta). El coseno de este ángulo (cos θ) es el factor de potencia, que se calcula en una prueba de factor de potencia de aislamiento a partir de la corriente medida total y la tensión aplicada. En un aislamiento perfecto, θ sería exactamente 90° y cos θ sería 0. En realidad, ningún aislante es perfecto, por lo que θ es inferior a 90° y cos θ es superior a cero. El valor de cos θ es un indicador del estado del aislamiento. También es posible trabajar con el ángulo de pérdida dieléctrica, 𝛿 (delta), que es igual a (90° - θ). Los conjuntos de pruebas que funcionan sobre esta base presentan el resultado como la tangente del ángulo de pérdida dieléctrica, es decir, tan 𝛿. Las pruebas de factor de potencia/tangente 𝛿 son básicamente las mismas, y los buenos instrumentos muestran ya sea tangente delta o factor de potencia. Vale la pena señalar que, para valores pequeños de 𝛿, tan 𝛿 es casi igual a cos θ, por lo que, en la mayoría de los casos, las dos pruebas arrojarán el mismo resultado numérico.