Un transformador puede salir perfecto de fábrica y llegar dañado al sitio. O puede cumplir todos los parámetros en papel y fallar en servicio porque nadie verificó el aislamiento después del transporte. Las pruebas de aceptación —FAT en fábrica, SAT en campo— son la última línea de defensa antes de energizar un equipo que puede costar cientos de miles de dólares y cuya falla puede detener una planta completa.
Esta guía documenta los protocolos técnicos que VMS Energy aplica en proyectos EPC: qué pruebas se realizan, en qué etapa, cómo se interpretan los resultados y cuáles son los criterios de rechazo conforme a la serie IEC 60076 y las normas IEEE C57.
1. FAT vs SAT — diferencias y objetivos
Ambas etapas de prueba tienen objetivos distintos y complementarios. Confundirlas —o sustituir una por la otra— es un error que puede dejar vulnerabilidades no detectadas en el sistema.
| Criterio | FAT — Fábrica | SAT — Sitio |
|---|---|---|
| Cuándo | Antes del despacho, con el equipo terminado | Después de montaje, antes de la primera energización |
| Dónde | Instalaciones del fabricante | Sitio final de operación |
| Objetivo | Verificar cumplimiento con la hoja de datos del pedido | Confirmar integridad después de transporte e instalación |
| Normativa base | IEC 60076-1, IEC 60076-3, IEC 60076-2 | IEC 60076-1, IEEE C57.12.91, criterios del proyecto |
| Quién testifica | Ingeniero del cliente / supervisor EPC | Superintendente EPC + comisionador |
| Si falla | El fabricante repara antes de despachar | Equipo no se energiza; se investiga causa |
2. Relación de transformación (TTR)
FAT + SATLa prueba de relación de transformación (Turns Ratio Test, TTR) verifica que la relación entre las tensiones de primario y secundario de cada tap del cambiador coincide con lo declarado en la placa de datos. Es la prueba más fundamental —si la razón de transformación no es correcta, el transformador no funcionará para la aplicación para la que fue especificado.
Cómo se realiza
Se utiliza un equipo TTR (puente de relación de transformación) que inyecta una tensión CA de baja magnitud al primario y mide la tensión inducida en el secundario, calculando automáticamente la razón. La prueba se realiza en todas las posiciones del cambiador de taps: posición nominal, límite superior e inferior, y al menos una posición intermedia.
Razón de transformación medida vs declarada:
a = V1 / V2
Desviación (%) = |amedida − anominal| / anominal × 100
Tolerancia IEC 60076-1: ≤ ±0.5 % en posición nominal
Interpretación de resultados
- Desviación < 0.5%: Resultado conforme. Registrar en protocolo.
- Desviación 0.5%–1.0%: Zona de alerta. Repetir prueba, verificar conexiones del equipo TTR. Si persiste, investigar con el fabricante.
- Desviación > 1.0%: Causa de rechazo. Puede indicar espiras cortocircuitadas, conexión incorrecta del cambiador de taps o error en la placa de datos.
- Desequilibrio entre fases en el mismo tap: Desviación mayor de 0.3% entre fases sugiere problema interno en una de las columnas del núcleo.
3. Resistencia de devanados
FAT + SATLa medición de resistencia de devanados (DC Winding Resistance) detecta problemas en el circuito eléctrico interno del transformador: conexiones flojas, soldaduras deficientes, espiras cortocircuitadas o problemas en los contactos del cambiador de taps.
Procedimiento
Se inyecta una corriente directa estabilizada (típicamente 10–25 A) en cada devanado y se mide la caída de tensión resultante con un micro-ohmímetro de alta precisión (resolución mínima de 1 µΩ). El devanado debe estar completamente demagnetizado antes de la prueba; de lo contrario, las variaciones de flux inducen errores significativos. La medición se repite en cada tap del cambiador.
Todos los valores se corrigen a la temperatura de referencia de 75°C según la fórmula de IEC 60076-1:
R75 = RT × (235 + 75) / (235 + T)
Donde: RT = resistencia medida a temperatura T (°C)
235 = constante para cobre (use 225 para aluminio)
La temperatura del devanado debe medirse en el momento de la prueba y registrarse en el protocolo
Criterios de aceptación
- Desequilibrio entre fases: máximo 2% para devanados trifas (IEC 60076-1)
- Comparación con valores de fábrica (en SAT): la variación no debe superar el 5% respecto al protocolo FAT corregido a la misma temperatura
- Diferencia entre taps: los valores deben variar monotonónicamente según el cambiador; saltos irregulares indican contactos deficientes
4. Impedancia de cortocircuito (Zcc) y pérdidas en carga
Solo FATLa prueba de impedancia de cortocircuito (o tensión de cortocircuito, Ucc) mide la impedancia interna del transformador expresada como porcentaje de la tensión nominal. Este valor determina la corriente máxima de cortocircuito que puede circular en el secundario, lo que es crítico para el dimensionamiento de equipos de protección.
Procedimiento
Con el secundario en cortocircuito, se eleva la tensión del primario hasta que circula la corriente nominal en ambos devanados. La tensión en ese punto, expresada como porcentaje de la tensión nominal, es la tensión de cortocircuito Ucc (%). La potencia consumida en ese estado es la pérdida en carga o pérdida en el cobre (Pcc), que incluye las pérdidas óhmicas en los devanados y las pérdidas adicionales por corrientes de Foucault.
Zcc (%) = Ucc / UN × 100
Icc(AT) = SN / (√3 × UN(AT)) / Zcc
Tolerancia IEC 60076-1: ±7.5% del valor declarado en placa para transformadores de distribución
Implicaciones prácticas del valor Zcc
| Zcc (%) | Corriente de cortocircuito | Regulación de tensión | Aplicación típica |
|---|---|---|---|
| 3.5 – 4.0 | Alta (25–29× IN) | Excelente (<3%) | Tableros con alta capacidad de ruptura, cargas variables sensibles |
| 4.5 – 5.75 | Media (17–22× IN) | Buena (3–5%) | Distribución industrial estándar, la mayor parte de proyectos EPC |
| 6.0 – 7.5 | Baja (13–17× IN) | Moderada (5–7%) | Alta potencia, interruptores de menor capacidad de ruptura, alimentación a cargas pesadas |
5. Pérdidas en vacío y corriente de excitación
Solo FATLa prueba de vacío (no-load test) se realiza con el secundario abierto, aplicando la tensión nominal al primario. Mide dos parámetros que caracterizan el núcleo magnético del transformador:
Pérdidas en el hierro
Potencia consumida por histéresis y corrientes de Foucault en el núcleo. Están presentes siempre que el transformador esté energizado, independientemente de la carga. Su valor no debe superar el 5% del garantizado.
Corriente de excitación
Porcentaje de la corriente nominal necesario para magnetizar el núcleo. Típicamente 0.2–2% en transformadores modernos. Valores elevados pueden indicar láminas de núcleo dañadas o incorrecta presión de apilamiento.
Importancia en el ciclo de vida
Las pérdidas en vacío representan el costo energético permanente del transformador. En proyectos con evaluación de Costo Total de Propiedad (TCO), un transformador con pérdidas en vacío 20% mayores puede costar varios miles de dólares adicionales en energía a lo largo de su vida útil. Por eso las especificaciones EPC exigentes establecen valores máximos garantizados de P’0, no solo tolerancias respecto al valor declarado.
6. Factor de potencia del aislamiento (tangente delta)
FAT + SATEl factor de potencia del aislamiento —colinente conocido como tangente delta (tan δ) o disipation factor (DF)— es la medida más sensible del estado del sistema de aislamiento del transformador. Cuantifica las pérdidas dieléctricas del aislamiento sólido (papel) y líquido (aceite o resina) expresadas como cociente entre la corriente resistiva (pérdidas reales) y la corriente capacitiva total.
tan δ = IR / IC = P / (U × Itotal)
Un aislamiento ideal sería puramente capacitivo: tan δ = 0
En transformadores nuevos: tan δ < 0.005 (0.5%) a 20°C — IEC 60250
Configuraciones de medición
La prueba se realiza con el transformador desenergizado, usando un puente de Schering o equipo equivalent. Se miden tres configuraciones clásicas:
- CH (Devanado AT a tierra, devanado BT cortocircuitado a tierra): Mide el aislamiento del devanado de alta tensión hacia tierra y hacia el devanado de BT.
- CL (Devanado BT, AT cortocircuitado a tierra): Mide el aislamiento del devanado de baja tensión.
- CHL (AT a BT, ambos flotando): Mide el aislamiento entre devanados, particularmente sensible a la condición del papel entre capas.
| tan δ (%) | Interpretación | Acción recomendada |
|---|---|---|
| < 0.5 | Excelente — aislamiento sano | Registrar como base. Energizar. |
| 0.5 – 1.0 | Bueno — aceptable en equipo nuevo | Registrar. Comparar con valores FAT. |
| 1.0 – 2.0 | Zona de precaución | Investigar si el valor FAT era menor. Revisar condiciones de almacenamiento y transporte. Considerar secado. |
| > 2.0 (equipo nuevo) | Inaceptable | No energizar. Reportar al fabricante. Posible daño o contaminación de aislamiento. |
| > 3× valor FAT (SAT) | Daño o humedad por transporte | No energizar. Proceso de secado o retorno a fábrica. |
7. Pruebas dieléctricas de alta tensión
Solo FAT (rutina)Las pruebas dieléctricas verifican que el aislamiento del transformador puede soportar las sobretensiones a las que estará sometido en servicio. IEC 60076-3 establece dos pruebas de rutina y pruebas de tipo adicionales para niveles de tensión elevados.
Applied Voltage Withstand
Se aplica una tensión CA separada a cada devanado durante 60 segundos. La tensión de prueba es función del nivel de aislamiento del devanado (NBI). Prueba el aislamiento entre devanados y entre cada devanado y tierra.
Induced Voltage
Se induce una tensión entre bornes del mismo devanado a frecuencia elevada (100–400 Hz) para evitar saturación. Prueba el aislamiento entre espiras, entre capas y entre devanados bajo condición de operación.
Pruebas de tipo — impulso de rayo (LI) e impulso de maniobra (SI)
Para transformadores con tensión nominal ≥ 72.5 kV, la prueba de impulso de rayo (Lightning Impulse, LI) es obligatoria como prueba de tipo. Se aplica un impulso de forma 1.2/50 µs con amplitud definida por el Nivel Básico de Impulso (NBI) del equipo. La onda debe ser registrada en osciloscopio digital de alta velocidad y comparada con la onda de referencia. Cualquier deformación de la onda es evidencia de falla interna.
8. Análisis de gases disueltos (DGA)
Prioritario en SATEl análisis de gases disueltos en aceite (Dissolved Gas Analysis) es la herramienta diagnóstica más informativa disponible para transformadores en aceite. Los distintos tipos de falla eléctrica o térmica generan gases característicos que quedan disueltos en el aceite y pueden ser identificados por cromatografía de gas (GC).
Gases clave y su significado
| Gas | Símbolo | Origen probable | Nivel de alerta (equipo nuevo) |
|---|---|---|---|
| Hidrógeno | H₂ | Descarga parcial en aceite, sobrecalentamiento leve | > 100 ppm |
| Metano | CH₄ | Sobrecalentamiento de aceite (<300°C) | > 120 ppm |
| Etileno | C₂H₄ | Sobrecalentamiento severo de aceite (>500°C) | > 50 ppm |
| Etano | C₂H₆ | Sobrecalentamiento moderado de aceite | > 65 ppm |
| Acetileno | C₂H₂ | Arco eléctrico en aceite | > 1 ppm (cualquier nivel es alarma) |
| Monóxido de carbono | CO | Degradación térmica del papel aislante (<300°C) | > 350 ppm |
| Dióxido de carbono | CO₂ | Degradación del papel (>300°C) o envejecimiento normal | > 2,500 ppm |
Método de interpretación: relación de Rogers y códigos IEC 60599
Los gases no se interpretan en forma aislada sino mediante relaciones entre ellos. El método de los códigos IEC 60599 (revisado de Rogers) clasifica la falla probable calculando tres cocientes: CH₄/H₂, C₂H₂/C₂H₄ y C₂H₄/C₂H₆. El método de Duval ofrece un triángulo gráfico que permite identificar el tipo de falla con mayor robustez cuando alguno de los cocientes es indefinido por valores cero.
9. Criterios de aceptación y banderas rojas
El protocolo de aceptación debe documentar los criterios de paso/falla antes de iniciar las pruebas, no durante su análisis. A continuación, un resumen consolidado de los umbrales de rechazo más relevantes:
| Prueba | Etapa | Criterio de rechazo |
|---|---|---|
| Relación de transformación | FAT + SAT | Desviación > 0.5% en tap nominal; desequilibrio entre fases > 0.3% |
| Resistencia de devanados | FAT + SAT | Desequilibrio entre fases > 2%; variación vs FAT > 5% |
| Impedancia Zcc (%) | FAT | Desviación > 7.5% del valor garantizado (IEC 60076-1) |
| Pérdidas en carga (Pcc) | FAT | Excede valor garantizado en más de 10% (IEC 60076-1) |
| Pérdidas en vacío (P’0) | FAT | Excede valor garantizado en más de 10% |
| Tangente delta (tan δ) | FAT + SAT | > 2.0% en equipo nuevo; > 3× valor FAT en SAT |
| Prueba dieléctrica (ACWV) | FAT | Cualquier falla (disruptiva o destello) durante la prueba |
| Acetileno (DGA) | SAT | Cualquier concentración > 1 ppm o incremento entre muestras |
| H₂ o CO (DGA) | SAT | Supera niveles de alerta de IEC 60599 antes de la primera carga |
10. Caso de estudio: SAT de transformador 2 500 kVA, Dyn11
Transformador DEEMSA 2 500 kVA, 34.5 kV / 480 V, Dyn11, ONAN, Zcc 5.75%
Contexto: Proyecto EPC para planta de procesamiento mineral en Sonora, 1 500 msnm. Transformador transportado en camión plataforma desde Monterrey (560 km). La unidad llegó sin incidentes aparentes según el acelerométro de impacto, pero se ejecutó el protocolo SAT completo según especificación del proyecto.
Resultados del SAT:
- Inspección física: Sin daños mecánicos visibles. Presión de nitrógeno (conservador sellado): 2.1 psi positivos — correcto, indica sello intacto.
- TTR (relación de transformación): Fases A: 71.87 (nominal: 71.88), B: 71.89, C: 71.87. Desviación máx. 0.013% — CONFORME
- Resistencia de devanados (AT a 23°C): A: 14.82 Ω, B: 14.85 Ω, C: 14.83 Ω. Desequilibrio: 0.20% — CONFORME
- Tangente delta (CH): 0.38% — FAT registrado: 0.31%. Variación: +22.6%, dentro de la tolerancia de 3×. CONFORME
- Rigidez dieléctrica del aceite (antes de energizar): 52 kV/mm — límite mínimo 30 kV/mm (IEC 60156) — CONFORME
- Humedad en aceite: 8.2 ppm — límite 35 ppm para 34.5 kV (IEC 60422) — CONFORME
- DGA antes de energizar: Todos los gases < 5 ppm. Acetileno: no detectado — CONFORME
- DGA a 24 horas de operación: H₂: 12 ppm, CH₄: 8 ppm, todos los demás gases < 5 ppm, acetileno: no detectado — NORMAL
Conclusión: Transformador aprobado para operación comercial. Se documenta el DGA basal como referencia para el programa de mantenimiento predictivo a 6 meses.
Preguntas frecuentes sobre pruebas FAT y SAT
¿Qué diferencia hay entre FAT y SAT en transformadores?
El FAT (Factory Acceptance Test) se realiza en las instalaciones del fabricante, antes de que el equipo sea despachado. Verifica que el transformador fue construido conforme a la hoja de datos del pedido. El SAT (Site Acceptance Test) se ejecuta en el sitio de instalación, después del transporte y montaje, confirmando que el equipo llegó sin daños y que la instalación es correcta antes de la primera energización comercial. Algunos parámetros se miden en ambas etapas; otros son exclusivos de cada una.
¿Qué tolerancia acepta IEC 60076 en la relación de transformación?
Conforme a IEC 60076-1, la desviación máxima aceptable en la relación de transformación (TTR) es de ±0.5% respecto al valor declarado, cuando se mide en la derivación nominal. Desviaciones mayores indican cortocircuito entre espiras o conexión interna incorrecta y son causa de rechazo.
¿Cuándo se realiza el DGA y qué gases son los más críticos?
El DGA aplica solo a transformadores en aceite. En FAT, se puede tomar opcionalmente como valor basal. En SAT, es obligatorio antes de la primera energización y se repite 24–72 horas después. El gas más crítico es el acetileno (C₂H₂): cualquier concentración —incluso 1 ppm— es señal inequívoca de arco eléctrico y causa inmediata de investigación. Hidrógeno (>100 ppm), etileno (>50 ppm) y CO (>350 ppm) son los siguientes en prioridad.
¿Qué es la tangente delta y cuándo preocupa?
La tangente delta (tan δ) mide las pérdidas dieléctricas del aislamiento. Un aislamiento perfecto tendría tan δ = 0; la humedad, contaminación y envejecimiento lo elevan. En transformadores nuevos, el valor debe ser menor a 0.5% (0.005) a 20°C. Un valor mayor a 2.0% en equipo nuevo es causa de rechazo. En SAT, un valor mayor a tres veces el registrado en el FAT indica posible ingreso de humedad durante el transporte o almacenamiento y requiere investigación antes de energizar.
¿Cómo se mide la resistencia de devanados y qué detecta?
Se usa un micro-ohmímetro que inyecta corriente DC estabilizada y mide la caída de tensión. Los valores se corrigen a 75°C (IEC 60076-1). La prueba detecta conexiones flojas, soldaduras deficientes, espiras cortocircuitadas y contactos defectuosos en el cambiador de taps. El desequilibrio entre fases no debe superar 2%. En SAT, la variación respecto al protocolo FAT no debe ser mayor al 5%.
¿El resultado del FAT garantiza que el transformador llegará bien al sitio?
No. El FAT garantiza que salió de fábrica conforme a especificación. El transporte puede provocar golpes, vibración, humedad por falla en el sello de presión positiva, o llenado de aceite incorrecto en campo. Por eso el SAT es mandatorio e independiente del FAT. Como mínimo, el SAT debe incluir TTR, resistencia de devanados, tangente delta y —en transformadores en aceite— análisis de aceite dieléctrico (rigidez, humedad, DGA) antes de la primera energización.
¿Qué pruebas dieléctricas son obligatorias en FAT?
Conforme a IEC 60076-3, las pruebas dieléctricas de rutina obligatorias en FAT son: prueba de tensión aplicada (ACWV), que somete cada devanado a una tensión CA separada durante 60 segundos; y prueba de tensión inducida (ACPD/IVPD), que induce tensión elevada entre bornes del mismo devanado a frecuencia elevada para probar el aislamiento entre espiras. Para transformadores de AT (≥ 72.5 kV), se añaden pruebas de impulso de rayo (LI) e impulso de maniobra (SI) como pruebas de tipo.
¿Necesita un protocolo FAT/SAT para su proyecto?
VMS Energy diseña, supervisa y ejecuta protocolos de prueba de aceptación conforme a IEC 60076 e IEEE C57 para transformadores de distribución y potencia en proyectos EPC. Desde la especificación técnica hasta el comisionamiento y primera energización.