Por Dirección Técnica TEVKO — TEVKO · Grupo TEMISA · Publicado el
La prueba de relación de transformación —TTR, por sus siglas en inglés (Turns Ratio Test)— es una de las pruebas eléctricas más simples de ejecutar y, a la vez, una de las que más información entrega sobre el estado interno de un transformador. Su lógica es directa: un transformador transforma tensión en proporción al número de vueltas de sus devanados, así que midiendo la relación entre la tensión aplicada en el primario y la inducida en el secundario se obtiene la relación de vueltas real, que debe coincidir —dentro de una tolerancia estrecha— con la que declara la placa de datos. Cuando no coincide, algo cambió dentro de la máquina, y la magnitud y el patrón de la desviación apuntan a qué.
El principio físico es el de un transformador ideal: la relación de tensiones es igual a la relación del número de espiras. El equipo de prueba aplica una tensión conocida en el devanado de alta y mide la que aparece en el de baja (o viceversa), y calcula el cociente. Ese valor medido se compara contra la relación nominal de la placa para cada posición del cambiador de derivaciones. La norma de referencia, IEEE C57.12.90, establece que la desviación entre la relación medida y la calculada no debe exceder ±0.5%. Es una tolerancia exigente, y precisamente por eso la prueba es tan sensible: una diferencia de medio punto porcentual ya merece investigación.
¿Qué detecta una desviación fuera de tolerancia? El hallazgo más importante son las espiras en cortocircuito: cuando dos vueltas de un devanado se tocan por degradación del aislamiento, el número efectivo de espiras cambia y la relación se altera. También revela devanados abiertos, conexiones internas flojas o equivocadas, daño físico en los devanados tras un cortocircuito pasante, y —muy frecuentemente— problemas en el cambiador de derivaciones: un tap que no hace contacto, que quedó mal posicionado o cuyo mecanismo no conmuta a la posición correcta. Como la TTR se corre en todas las posiciones del cambiador, mapea el comportamiento del OLTC o del cambiador sin carga paso a paso.
La ejecución exige el transformador desenergizado y aislado de la red. Se prueban las tres fases y todas las posiciones del cambiador de derivaciones, registrando la relación medida, el error porcentual respecto a la placa, la corriente de excitación que toma la prueba y el desfase angular —que confirma de paso el grupo vectorial y la polaridad de las conexiones. La instrumentación moderna (de marcas como Omicron y Megger) automatiza el barrido de taps y calcula el error contra la placa en sitio, pero el valor del ensayo no está en el número que arroja el equipo, sino en compararlo correctamente contra tres referencias.
Interpretar la TTR es justamente ese ejercicio de comparación contra tres referencias. La primera es la placa de datos: la relación medida debe caer dentro de ±0.5% de la nominal en cada posición. La segunda es la comparación entre fases: las tres fases de un mismo transformador deben dar relaciones prácticamente idénticas; una fase que se desvía respecto a sus hermanas señala un problema localizado en ese devanado, aunque todas estuvieran dentro de tolerancia respecto a la placa. La tercera es el historial del propio activo: una relación que se ha movido respecto a pruebas anteriores cuenta una historia de evolución que un valor aislado no puede contar. Un buen protocolo presenta las tres lecturas, no solo el pass/fail contra la placa.
La TTR rara vez se interpreta sola; forma parte de un panel de diagnóstico. Si la relación se desvía, la pregunta siguiente es por qué, y ahí entran otras pruebas: la resistencia óhmica de devanados ayuda a distinguir un problema de conexión o de cambiador de un problema de espiras; la corriente de excitación y el factor de potencia del aislamiento complementan el cuadro; y si se sospecha deformación mecánica de los devanados, la respuesta en frecuencia (SFRA) lo confirma. La fortaleza de la TTR es que es rápida, barata y muy sensible, lo que la convierte en una prueba de tamizaje ideal: si sale limpia, descarta varias fallas de un plumazo; si sale sospechosa, dirige el resto del diagnóstico.
¿Cuándo se corre? La TTR es estándar en cuatro momentos. En las pruebas de aceptación de un transformador nuevo o reparado, para confirmar que la relación y el grupo vectorial son los correctos antes de energizar. De forma rutinaria, como parte del programa de mantenimiento periódico. Después de un evento —un cortocircuito pasante, una operación de protección, un disparo sin causa clara— para verificar que los devanados no sufrieron. Y obligatoriamente después de cualquier intervención mayor: tras un rebobinado o una reparación del cambiador, la TTR es una de las pruebas que valida que el trabajo quedó correcto y que la máquina puede volver a operar al nivel que el fabricante especificó.
TEVKO ejecuta la prueba de relación de transformación como parte de su diagnóstico de transformadores de cualquier fabricante, con instrumentación Omicron y Megger, corrigiendo e interpretando los resultados contra la placa, entre fases y contra el historial del activo, y entregando un protocolo documentado bajo IEEE C57.12.90. La TTR sola no resuelve un diagnóstico, pero es una de las primeras señales —y de las más confiables— para decidir si un transformador sigue sano o necesita una intervención más profunda.