132315

I
PARAMETRIZACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE (CTs) Y DE POTENCIAL (PTs) DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE LA
ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.
Presentado ante:
Comité de trabajo de grado de la escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de
Telecomunicaciones. - UIS
Dilio José Méndez Abad
Javier Leonardo Socha Páez
ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y DE
TELECOMUNICACIONES
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
BUCARAMANGA
2009

II
PARAMETRIZACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE
CORRIENTE (CTs) Y DE POTENCIAL (PTs) DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE LA
ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.
Trabajo de grado para optar el título de Ingeniero Electricista
Estudiante de Ing. Eléctrica
Estudiante de Ing. Eléctrica
Ph.D. Gabriel Ordóñez Plata
Director del Trabajo de Investigación
ESCUELA DE INGENIERÍAS ELÉCTRICA, ELECTRÓNICA Y DE
TELECOMUNICACIONES
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
BUCARAMANGA
2009

VII
DEDICATORIA
Este logro lo dedico a Dios y a mi familia por acompañarme en todo momento en la
construcción de mi proyecto de vida, a todos los seres que han insistido en mi formación como
persona y me han brindado las fuerzas para culminar este ciclo.
Desde el fondo de mí corazón para mi familia por estar siempre al lado mío, a mis amigos por
creer en mí, a todos mis maestros por sembrar esa semilla del saber y para el ser más especial,
que con su enseñanza ha inspirado en mí lo mejor. Para ti mamá.

VIII
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por los dones que me ha regalado, a mi madre por haber creído en mí, a mi
hermana y aquellos amigos que con su apoyo incondicional han formado el ser que soy.
Agradezco a Dios y a todos los seres humanos que estuvieron a mi lado mientras comenzaba
esta larga travesía llamada estudio, al profesor Gabriel Ordóñez por tantas cosas aprendidas y
por los excelentes recuerdos que quedan al cumplir con esta valiosa etapa.

IX
TABLA DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN...................................................................................................... 1
2. TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y SU IMPACTO EN LA MONITORIZACIÓN
DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. ......................................................... 4
2.1. DEFINICIONES DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5019 [5]......... 6
2.2. CLASE DE EXACTITUD PARA CTs Y PTs SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS
NORMATIVOS EN COLOMBIA. .................................................................................. 9
2.3. PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA SELECCIONAR LA CLASE DE
EXACTITUD............................................................................................................... 12
2.4. PROPUESTAS DE MODIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN VIGENTE
COLOMBIANA. .......................................................................................................... 15
3. ENSAYOS SEGÚN LA NORMA IEC 60044-1 Y LA NORMA IEC 60044-2............17
3.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CT)................................................ 17
3.1.1. Ensayos de rutina............................................................................................. 18
3.1.1.1. Verificación de la marcación de los terminales.................................... 18
3.1.1.2. Ensayos a frecuencia industrial en devanados primarios y medición de
descargas parciales............................................................................................. 18
3.1.1.3. Ensayos a frecuencia industrial entre secciones de devanados
primarios y secundarios y en devanados secundarios. ....................................... 20
3.1.1.4. Ensayo de sobretensión entre espiras................................................... 20
3.1.2. Ensayos especiales. .................................................................................. 21
3.1.3. Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de corriente
para medida............................................................................................................ 22
3.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (PT). ............................................... 23

X
3.2.1. Ensayos de rutina. ..................................................................................... 23
3.2.1.1. Verificación de la marcación de los terminales.................................... 23
3.2.1.2. Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial del devanado
primario. 24
3.2.1.3. Ensayo de medida de descargas parciales......................................... 26
3.2.1.4. Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial de los
devanados secundarios y entre secciones. ......................................................... 27
3.2.2. Ensayos especiales. .................................................................................. 28
3.2.3. Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de potencial
para medida............................................................................................................ 28
3.3. ENSAYOS ESPECIALES APLICABLES A TRANSFORMADORES DE
MEDIDA SEGÚN EL NIVEL DE TENSIÓN Y LA FALTA DE LABORATORIOS
ACREDITADOS CON PATRONES DE CALIBRACIÓN CLASE A............................. 30
3.4. PROCEDIMIENTOS DE PRUEBAS Y PROTOCOLOS DE ENSAYOS PARA
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS EN TRANSFORMADORES DE MEDIDA CON
EL SISTEMA CPC 100 DE OMICRON. ..................................................................... 32
4. CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN CUMPLIR LOS TRANSFORMADORES DE
MEDIDA. ........................................................................................................................35
4.1. CONDICIONES TÉCNICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA. . 35
4.2. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs). ................. 36
4.2.1. Corriente primaria nominal (Ipn).................................................................. 37
4.2.2. Relación de transformación. ...................................................................... 39
4.2.3. Carga nominal o potencia del CT............................................................... 41
4.2.4. Corriente térmica nominal y corriente dinámica......................................... 42

XI
4.3. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN (PTs)........................ 43
4.3.1. Tensión primaria nominal........................................................................... 43
4.3.2. Tensión secundaria nominal. ..................................................................... 44
4.3.3. Relación de transformación nominal.......................................................... 44
4.3.4. Clase de exactitud. .................................................................................... 44
4.3.5. Carga nominal (Burden)............................................................................. 44
5. RESPUESTA EN FRECUENCIA DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA...........45
5.1. ANÁLISIS DE LA RESPUESTA EN FRECUENCIA DE CTs Y PTs................. 46
5.2. VERIFICACIÓN DEL ANCHO DE BANDA DE LOS CTs Y PTs. ..................... 47
5.3. EFECTOS EN LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA DEBIDO A LAS
CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUCCIÓN DEL NÚCLEO...................................... 62
5.3.1. Transformadores de medida ópticos.......................................................... 63
5.3.2. Sensores de corriente lineales................................................................... 64
6. CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA EN BAJA
TENSIÓN. ......................................................................................................................67
6.1. CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE EL ATP.................... 67
6.1.1. Curva de saturación mediante ATPDraw................................................... 70
6.1.2. Corriente de magnetización del CT............................................................ 71
6.1.3. Modelado del lazo de histéresis................................................................. 74
6.1.4. Relación de transformación y error de corriente en el CT.......................... 75
6.2. CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE MATLAB Y/O
SIMULINK. ................................................................................................................. 78
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...........................................................81

XII
REFERENCIAS..............................................................................................................84
ANEXOS ........................................................................................................................87

XIII
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Esquema propuesto para designar la clase de exactitud en CTs y PTs.
Figura 2. Circuito de ensayo para la medición de descargas parciales.
Figura 3. Componentes de la tarjeta de prueba “Relación TC” del CPC 100 de Omicron.
Figura 4. Datos del transformador del punto de conexión.
Figura 5. Estructura del sistema diseñado.
Figura 6. Montaje elaborado para las pruebas a los transformadores de medida.
Figura 7. Forma de onda de prueba generada para CTs.
Figura 8. Espectros para el transformador de corriente BBC In= 200 A.
Figura 9. Espectros de potencia para el transformador marca BBC con In= 200 A.
Figura 10. Espectro armónico para PT inductivo BBC 12 kV.
Figura 11. Espectro de potencias del PT inductivo BBC 12 kV.
Figura 12. Sistema implementado para analizar el comportamiento en frecuencia del
CT.
Figura 13. Respuesta en frecuencia del CT para condición de carga nominal.
Figura 14. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT bajo prueba con carga
del 75%.
Figura 15. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 50% de la carga
nominal.
Figura 16. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 25% de la carga
nominal.
Figura 17. Esquema para el análisis de CTs y PTs bajo la inyección de corrientes con
contenido de armónicos.
Figura 18. Forma de onda generada a inyectar en los transformadores de medida.
Figura 19. Lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba y su espectro en
frecuencia.

XIV
Figura 20. Relación de transformación obtenida a partir del espectro en frecuencia de
las señales en el lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba.
Figura 21. Transformador de corriente óptico.
Figura 22. Curva V- I del sensor con núcleo magnético.
Figura 23. Curva V – I del sensor con bobina Rogowski.
Figura 24. Modelo del transformador saturable del ATP.
Figura 25. Inclusión del transformador saturable.
Figura 26. Caja de herramientas para el “saturable 1 phase”.
Figura 27. Transformador saturable monofásico del ATP (saturable 1 phase).
Figura 28. Parámetros de la pestaña Attributes.
Figura 29. Curva de Saturación calculada por ATP.
Figura 30. Modelo de simulación para saturación del CT.
Figura 31. Opción medir corriente de magnetización.
Figura 32. Corriente de magnetización del CT.
Figura 33. Espectro armónico de la corriente de magnetización del CT.
Figura 34. Flujo instantáneo del CT.
Figura 35. Lazo de histéresis del modelo de simulación para saturación del CT.
Figura 36. Modelo en ATP para simular la relación de transformación en el CT.
Figura 37. Corrientes en el primario y secundario del CT 1200/5.
Figura 38. Variación del porcentaje de error de relación con respecto al porcentaje de
corriente nominal primaria del CT.
Figura 39. Ensayos de circuito abierto y cortocircuito en transformadores de corriente.
Figura 40. Herramienta de visualización, POWERGUI de Simulink.

XV
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Selección de transformadores de medida según NTC 5019.
Tabla 3. Propuesta de precisión de cada punto de medición.
Tabla 4. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para transformadores
de corriente para medida (clases 0,1 a 1).
Tabla 5. Pruebas de exactitud en CTs con base en la norma NTC 2205. Error de
Relación (Er%) y Desplazamiento Df (en minutos).
Tabla 6. Tensiones de ensayo de descargas parciales y niveles admisibles.
Tabla 7. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase de los transformadores
de tensión para medida.
Tabla 8. Exactitud en PTs con base en la norma NTC 2207. Error de Relación (Er%) y
error de fase.
Tabla 9. Relación de transformación de CTs para mediciones semi-directas.
Tabla 10. Transformador de corriente - Respuesta en frecuencia.
Tabla 11. Valores en pu del contenido armónico de la corriente de magnetización.
Tabla 12. Valor eficaz de la Ip y de la Is del CT 1200/5 obtenidas mediante ATP.

XVI
LISTA DE ANEXOS
ANEXO 1. Procedimientos de prueba para caracterizar y parametrizar los CTs y PTs,
con el fin de implementar un sistema de monitorización de parámetros de calidad de
potencia eléctrica según los requerimientos de la comisión de regulación de energía y
gas (CREG).
ANEXO 2. Protocolos de prueba para transformadores de corriente y tensión, con base
en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las respectivas
normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]).
ANEXO 3. Artículo presentado en el V Simposio Internacional de Calidad de la Energía
Eléctrica SICEL 2009, “Aspectos a tener en cuenta en la selección de
transformadores de medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica”.

XVII
TÍTULO: PARAMETRIZACIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES
DE CORRIENTE (CTs) Y DE POTENCIAL (PTs) DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN DE
LA ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.
*
AUTORES:
DILIO JOSÉ MÉNDEZ ABAD
JAVIER LEONARDO SOCHA PÁEZ **
Palabras Claves: Burden, Clase de exactitud, Error de magnitud y fase Respuesta en
frecuencia, Transformador de corriente CT, Transformador de potencial PT.
Resumen:
El proyecto trata sobre las características y parámetros que deben tener los
transformadores de corriente (CTs) y de potencial (PTs) como parte de un sistema de
monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica. Los CTs y PTs que
integran el sistema de medición y registro de datos adecuan las señales del sistema
introduciendo un error de magnitud y fase, dada la necesidad de precisión en las
medidas se hace necesario verificar que la relación de transformación y el ancho de
banda de los transductores permitan capturar de manera precisa y confiable las
componentes de frecuencia de las distintas perturbaciones de calidad de potencia
presentes en la red de distribución.
A partir del análisis realizado se establece su aplicabilidad para sistemas de
monitorización de la calidad de la energía eléctrica y se simulan diferentes
características (respuesta en frecuencia, clase de exactitud) para verificar el
comportamiento de los CTs y PTs. Se describen métodos para la caracterización de
transformadores de medida en baja tensión a través de varios programas específicos,
con el fin de analizar el comportamiento de los CTs y PTs que se emplearán para el
estudio en mención.
En los anexos 1 y 2 se encuentran los procedimientos de pruebas y protocolos de
ensayos desarrollados para implementar un sistema de monitorización de parámetros
de calidad de potencia eléctrica con base en las normas técnicas colombianas
vigentes (NTC 2205 y NTC 2207). Se realiza un análisis del estado actual de la
tecnología de los CTs y PTs con el fin de establecer sí la exactitud requerida para
cumplir con las exigencias de clase A está limitada principalmente por la respuesta de
éstos más que por otros factores.
*
Título del proyecto de grado en la modalidad proyecto de investigación.
**
Autores del proyecto de grado, Escuela de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y de
Telecomunicaciones, Director Ph.D. Gabriel Ordóñez Plata.

XVIII
TITLE: CHARACTERIZATION AND PARAMETERIZATION OF CURRENT
TRANSFORMERS (CTs) AND POTENTIAL (PTs) OF THE DISTRIBUTION
NETWORK OF ELECTRIFICADORA DE SANTANDER.
*
AUTHORS:
DILIO JOSÉ MÉNDEZ ABAD
JAVIER LEONARDO SOCHA PÁEZ **
Keywords: Burden, Class of accuracy, error magnitude and phase frequency
response, current transformer CT, potential transformer PT.
Abstract:
The project deals with the characteristics and parameters that must have current
transformers (CTs) and potential (PTs), as part of a system of monitoring quality
parameters of electric power. The CTs and PTs that integrate the system of measuring
and recording data aligns the signals of the system, introducing a magnitude error and
a phase error, given the need for measurement accuracy is necessary verify that the
transformation ratio and the band width of transducers going to allow capture accurate
mode and reliable of frequency components in power quality disturbances present in
the distribution network.
From the analysis establishes its applicability for monitoring systems of electrical
energy quality and simulates different characteristics (frequency response, accuracy
class) to verify the behavior of the CTs y PTs. Describes methods for the
characterization of measurement transformers in low voltage through several specific
programs in order to analyze the behavior of current transformers and potential that will
be used for the study of electric power quality.
In the Annexes 1 and 2 are the test procedures, test protocols developed to implement
a system of monitoring power quality parameters based on the current Colombian
technical standards (NTC 2205, NTC 2207). An analysis of the current state of
technology of the CTs and PTs with a view to establishing if the accuracy required for
meeting the requirements of class A is limited mainly by the response of theirs more
than for others factors.
*
Undergraduate Thesis.
**
Physical-Mechanical Engineering Faculty Electric, Electronic and Telecomunications
Engineering School, Director Ph.D Gabriel Ordóñez Plata.

1
1. INTRODUCCIÓN
Debido a la importancia de una adecuada calidad del servicio de energía eléctrica y
teniendo en cuenta la regulación establecida por la Comisión de Regulación de Energía
y Gas - CREG, los operadores de red deben proveer un suministro de tensión con altos
niveles de calidad y confiabilidad.
Es por ello que el operador de red, debe instalar los respectivos sistemas de
monitorización de la calidad de la energía eléctrica suministrada, de tal forma que sea
posible realizar mediciones, recolección de datos y reporte de valores para posterior
revisión por parte de la CREG. Los equipos de medición según resolución CREG 082
de 2002 corresponden a un sistema de medida y calidad, conformado por unidades de
registro de la calidad de potencia y sistema de procesamiento.
En este trabajo se exponen las características y parámetros que deben tener los
transformadores de medida como parte de un sistema de monitorización de los
parámetros de calidad de potencia eléctrica, realizando un análisis tanto de las
exigencias establecidas por las resoluciones 024 de 2005 [11] y 016 de 2007 [13] de la
comisión de regulación de energía y gas (CREG) como de los requisitos generales de
las normas técnicas colombianas vigentes y de normas internacionales.
La organización del documento con los resultados de este trabajo de grado se describe
a continuación.
El análisis de los aspectos técnicos de los transformadores de corriente y potencial a
tener en cuenta en un sistema de calidad de energía eléctrica es realizado en el
capitulo dos. Inicialmente se presentan algunas definiciones que son necesarias para
caracterizar y parametrizar los transformadores de medida (CTs y PTs); posteriormente
se analiza la normativa colombiana, las resoluciones CREG vigentes y las normas
internacionales correspondientes a transformadores de medida dentro del contexto de
calidad del suministro de energía eléctrica.

2
La descripción de los ensayos de rutina y especiales que deben realizarse a los
transformadores de corriente y potencial para dar cumplimiento a los requerimientos
exigidos por la comisión de regulación de energía y gas (CREG) son presentados en el
capitulo tres.
En el capítulo cuatro se analizan los aspectos técnicos de la normatividad vigente en el
país para la selección de transformadores de medición y se realiza una propuesta del
procedimiento que debería seguirse para la selección de estos equipos en sistemas de
monitorización de la calidad de la energía eléctrica.
La caracterización de la respuesta en frecuencia de los transformadores de corriente y
potencial, con el fin de verificar el ancho de banda y los niveles de las señales de los
transformadores de medida, parámetros importantes para garantizar la obtención de
datos con la incertidumbre requerida del sistema de calidad de energía eléctrica son
presentados en el capitulo cinco.
En el capítulo seis se describen métodos para la caracterización de transformadores de
medida en baja tensión a través de varios programas específicos, con el fin de analizar
el comportamiento de los transformadores de corriente y potencial que se emplearán
para el estudio de la calidad de la energía eléctrica.
El documento finaliza con las conclusiones del trabajo desarrollado así como el trabajo
futuro por desarrollar.
En los anexos 1 y 2 se encuentran los procedimientos y protocolos de prueba
propuestos para implementar un sistema de monitorización de parámetros de calidad
de potencia eléctrica con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205
y NTC 2207) y las respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2
[2]).

3
En el anexo 3 se adjunta el artículo: “Aspectos a tener en cuenta en la selección de
transformadores de medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica” que fue
presentado por los autores de este proyecto de grado en el V Simposio Internacional
sobre Calidad de la Energía Eléctrica (SICEL 2009).

4
2. TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y SU IMPACTO EN LA
MONITORIZACIÓN DE LA CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
Con la leyes 142 [7] y 143 [6] de 1994, la CREG tomó el papel de entidad encargada de
regular el sector energético en el país, por esta razón una de sus facultades es la
emisión de la reglamentación que deben cumplir todos los agentes, equipos y usuarios
del sistema interconectado nacional.*
Con el fin de dar cumpliendo a lo mencionado la comisión de regulación de energía y
gas CREG mediante la resolución CREG 070 de 1998 establece el reglamento de
distribución de energía eléctrica, en la cual se adoptan algunas exigencias respecto a
la calidad del servicio del sistema de transmisión regional y/o de distribución local. En
este sentido se definen indicadores de calidad del servicio y el término correspondiente
a calidad de la potencia suministrada; de igual forma se establecen los criterios que
intervienen en la medición y evaluación de la calidad de potencia suministrada por el
operador de red.
Las exigencias para transformadores de medida ha presentado un panorama diferente
a la del resto de componentes del sistema de monitorización de calidad de la energía
eléctrica, es decir, las características que deben cumplir los transductores de medida
han permanecido vigentes sin modificaciones a partir de la emisión de la CREG 070 de
1998; debido a este contexto, es difícil determinar la correcta implementación de un
sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica, ya que no se
incorporan normas, artículos o procedimientos de selección para los transformadores
de corriente y potencial que permitan distinguir contradicciones de tipo metodológico y
técnico a la hora de evaluar, monitorizar o validar sus características de funcionamiento.
Lo anterior se evidencia en la interpretación de los parámetros establecidos para valorar
la calidad de la energía eléctrica definidos en las resoluciones 024 del 2005 [11] y 016
*
Los textos completos en los cuales se demuestra todo lo anteriormente planteado a la luz del análisis de
la ley 142 y la ley 143 de 1994, se encuentra alojada en www.creg.gov.co/ en donde se puede solicitar el
documento completo.

5
del 2007 [13], ya que se establecen exigencias en la clase de exactitud de dichos
parámetros considerando las especificaciones de clase A de la norma IEC 61000-4-30
[15], sin establecer ninguna exigencia de los equipos acondicionadores de la señal
como son los transformadores de medición de corriente y tensión, lo cual genera dudas
respecto a las características de los transformadores de medida que se deben instalar
en los sistemas de monitorización de la calidad de la energía eléctrica.
En este sentido, la regulación actual permite que sean los operadores de red (OR)
quienes establezcan las normas a utilizar para la selección del sistema de
monitorización, sin prever en algunos casos las implicaciones metrológicas que implican
estas decisiones.
Un ejemplo específico de lo mencionado anteriormente, es la falta de exigencias para
los transformadores de medida en cuanto a respuesta en frecuencia y clase de los
mismos, lo cual no permite el cumplimiento de las exigencias de clase de los
parámetros de valoración de la calidad de la energía eléctrica (clase A según [15]).
Desde esta perspectiva, es claro que en la actualidad no existe en Colombia una
resolución o norma que defina adecuadamente las características, condiciones,
parámetros y procedimientos que deben cumplir los transformadores de corriente y de
potencial para ser utilizados como acondicionadores de señal en sistemas de
monitorización de los parámetros de calidad de la energía eléctrica.
En este capítulo se realiza un análisis de los aspectos técnicos a tener en cuenta en los
transformadores de medida de corriente y potencial cuando se utilizan como
acondicionadores de señales en un sistema de monitorización de la calidad de energía
eléctrica. Adicionalmente se propone un procedimiento para seleccionar la clase de
exactitud de los transductores de medida (CTs y PTs), pues las normas técnicas
colombianas [3] [4] y los estándares internacionales [1] [2] no definen un método de
selección para establecer este parámetro.

6
2.1. DEFINICIONES DE LA NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5019 [5]
A continuación se presenta un resumen de las definiciones relacionadas con los
transformadores de medida de tensión y corriente (PTs y CTs) de acuerdo con la
Norma Técnica Colombiana NTC 5019.
Corriente a plena carga: Valor de corriente máxima en una instalación eléctrica
calculado con base en la capacidad instalada (corresponde a la potencia aparente
nominal del transformador de la instalación). El valor de esta corriente debe ser
calculado con base en la siguiente ecuación (para servicios trifásicos trifilares o
tetrafilares):
(1)
Donde,
Es la capacidad instalada, que corresponde a la potencia aparente nominal del
transformador.
Es la tensión fase a fase del transformador.
Transformador para instrumentos: Transformador previsto para alimentar
instrumentos de medida, medidores, relés y otros aparatos similares.
Transformador de tensión (PT): Transformadores para instrumentos en el cual la
tensión secundaria en las condiciones normales de uso, es sustancialmente
proporcional a la tensión primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero,
para un sentido apropiado de las conexiones. Además de esto, éste presenta relaciones
de transformación nominal cientos de veces más grandes que las encontradas para
transformadores de potencia y a su vez menores valores en cuanto a su Burden se
refiere (VA) con relación a los transformadores de potencia.

7
Tensión primaria nominal: Valor de la tensión primaria que aparece en la
denominación del transformador de potencial y en la cual se basa su funcionamiento.
Tensión secundaria nominal: Valor de la tensión secundaria que aparece en la
denominación del transformador de potencial y en la cual se basa su funcionamiento.
Relación de transformación nominal: Relación de la tensión primaria nominal y la
tensión secundaria nominal.
Relación de transformación real: Relación de la tensión primaria real a la tensión
secundaria real.
Clase de exactitud: Designación asignada a un transformador de tensión cuyos
errores permanecen dentro de los límites especificados para las condiciones de uso
prescritas. Y para seleccionarse se debe tener en cuenta el nivel de tensión del punto
de conexión en el sistema eléctrico y la magnitud de la carga a la cual se desea realizar
el estudio de potencia y/o energía consumida.
Carga nominal del PT (Burden): Valor de la carga real del circuito secundario
(incluyendo los cables de conexión del transformador al medidor) comprendida entre el
25% y el 100% de su valor. En el cual se basan los requisitos de exactitud del
transformador de potencial (establecidos en la NTC 2207).
Transformador de corriente (CT): Transformador para instrumentos en el cual la
corriente secundaria en condiciones normales de uso es sustancialmente proporcional a
la corriente primaria y cuya diferencia de fase es aproximadamente cero para una
dirección apropiada de las conexiones.
Corriente primaria nominal: Valor de la corriente primaria en la cual se basa el
funcionamiento del transformador de corriente, y además forma parte de los límites de
escogencia de un CT de acuerdo a la Ipc (corriente de plena carga) que por la línea de
distribución fluye hacia la carga.

8
Corriente secundaria nominal: Valor de la corriente secundaria en la cual se basa el
funcionamiento del transformador de corriente; normalizada a 5 A o en casos puntuales
la norma técnica colombiana (NTC 2205) permite 1 A.
Relación de transformación nominal: Relación de la corriente primaria nominal y la
corriente secundaria nominal.
Corriente primaria nominal extendida: Valor de la corriente primaria por encima del
valor de la corriente primaria nominal, hasta el cual se garantizan los requerimientos de
exactitud del transformador de corriente.
Clase de exactitud del CT: Designación dada a un transformador de corriente cuyos
errores permanecen dentro de los límites especificados bajo las condiciones de uso
prescritas. Y para seleccionarse se debe tener en cuenta el nivel de tensión del punto
de conexión en el sistema eléctrico y la magnitud de la carga a la cual se desea realizar
el estudio de potencia y/o energía consumida.
Carga nominal del CT (Burden): Valor de la carga real del circuito secundario
(incluyendo los cables de conexión del transformador al medidor) comprendida entre el
25% y el 100% de su valor. En el cual se basan los requisitos de exactitud del
transformador de corriente (establecidos en la NTC 2205).
Corriente térmica nominal de corta duración (Ith): Valor eficaz de la corriente
primaria que un transformador soportará durante un segundo sin sufrir efectos
perjudiciales, cuando el secundario esta en corto circuito.
Corriente dinámica nominal (Idyn): Valor pico de la corriente primaria que un
transformador soportará sin sufrir daño eléctrico o mecánico debido a las fuerzas
electromagnéticas resultantes cuando el devanado secundario esta en corto circuito. [5]

9
2.2. CLASE DE EXACTITUD PARA CTs Y PTs SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS
NORMATIVOS EN COLOMBIA.
La característica de la clase de exactitud y respuesta en frecuencia de los
transformadores de medida tanto de corriente como de tensión a ser utilizados en la
monitorización de la calidad de la energía eléctrica, constituye uno de los vacíos
existentes en las normas vigentes ([3] y [4]), las cuales han sido expedidas para
sistemas de medición de energía eléctrica considerando sólo la existencia de
componentes fundamentales en las señales de tensión y corriente. Por tanto, es
necesario que se desarrolle una norma técnica colombiana, en la cual se tengan en
cuenta estos parámetros. En realidad se requiere realizar una propuesta de
modificación a las normas actuales ([3] y [4]), donde se especifique cual debe ser la
clase de exactitud y el ancho de banda de estos transformadores (CTs y PTs) cuando
éstos sean utilizados para acondicionar las señales de tensión y corriente de un sistema
de monitorización de la calidad de la energía eléctrica.
En cuanto a la designación de la clase de exactitud para CTs, ésta se debe seleccionar
según los requerimientos de las normas técnicas colombianas NTC 5019 [5] y NTC
2205 [3]. La norma técnica colombina NTC 5019 [5] define que la clase de exactitud de
los CTs será establecida a partir del nivel de tensión del punto de conexión en el
sistema eléctrico y de la magnitud de la carga a la cual se desea efectuar medición de
potencia y/o energía consumida, conforme a la Tabla 1 (NTC 5019).
Tipo de
medición
Tipo de servicio
Nivel de
tensión
Relación del
CT
Transformadores de
medida
Tipo Cantidad Clase
Semi-directa
Trifásico
tetrafilar
BT
RTC≤400/5 A
CT 2 Ó 3
0,5 Ó 0,6
RTC>400/5 A 0,5S
Fuente: NTC 5019 (segunda actualización).

10
Las clases de exactitud normalizadas según la NTC 5019 son: 0,2; 0,2S*
; 0,5 y 0,5S.
Los índices corresponden a valores máximos, por tanto, se pueden instalar
transformadores con índices de clase inferior al exigido, por ejemplo, para clase 0,5 se
puede instalar un CT de clase 0,2.
Por otra parte, la Norma Técnica Colombina NTC 2205 [3] establece que la clase de
exactitud se designa tomando como referencia el mayor porcentaje de error de corriente
permitido a la corriente nominal establecida para la clase de exactitud implicada. Las
clases de exactitud normalizadas para CTs de medida son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 3 - 5
(ver Tabla 2).
Tabla 2. Selección de Transformadores de Medida según NTC 2205.
Tipo de
medición
Tipo de
servicio
Nivel de
tensión
Relación del
CT
Transformadores de medida
Tipo Cantidad Clase
No especifica No especifica No especifica No especifica CT
No
especifica
0,1; 0,2; 0,5; 1,0; 3,0;
5,0
Fuente: Norma Técnica Colombiana NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de
Corriente” Cuarta Actualización, ICONTEC, Colombia, 2004 [3].
La NTC 5019, es una guía de selección de transformadores para medición de energía
eléctrica, la clase de exactitud máxima permitida según esta norma es 0,6, para
transformadores que serán instalados en baja tensión y con relación de transformación
RTC≤400 A y 0,5S CTs con RTC≥400 A. Respecto al mismo tema, la NTC 2205 es
más flexible y permite una clase de exactitud en un rango extendido, el cual comprende
desde la clase 0,2 hasta clase 5, sin especificar los requerimientos de selección.
Ante esto surgen una serie de preguntas: ¿Cuál de las normas será aceptada como
base para seleccionar la clase de exactitud de los CTs?, ¿Qué método se debe emplear
para seleccionar la clase de exactitud?, ¿Cuáles son los argumentos planteados por la
CREG para considerar que los CTs deben cumplir con los valores y requisitos de la
*
Clase 0.2S: Clase de exactitud normalizada para transformadores de corriente que define un rango carga
extendido para CTs que sean inferiores a 15 VA (Burden).

11
NTC 2205, sí en esta norma no hay descripción ni especificación de los métodos de
selección de los parámetros de los CTs?
Como se puede observar del análisis realizado a través del capítulo, las exigencias
establecidas por la reglamentación colombiana [3] [4] no permiten seleccionar
adecuadamente algunas características (como la clase de exactitud, para la cual se ha
encontrado que no es fácil su selección) importantes para los transformadores de
medida de tal forma que se pueda garantizar el desempeño de los equipos (CTs y PTs)
en sistema de monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica.
De lo anterior se deduce que, existe la necesidad de presentar un esquema de criterios
diferentes a los utilizados para la medición de energía eléctrica (como los presentados
en la NTC 5019) con el fin de evaluar los principios básicos que sirven para
fundamentar la selección de la clase de exactitud para CTs y PTs.
En cuanto a la NTC 2205, esta adolece de criterios y requisitos técnicos para
seleccionar la clase de exactitud y establecer la respuesta en frecuencia de los
transformadores de medida, lo cual hace que en la actualidad no se tenga la capacidad
técnica para establecer la incertidumbre del sistema de monitorización de los
parámetros de calidad de la energía eléctrica y que en los niveles de tensión diferentes
al uno, es poco probable que se cumpla con las exigencias de clase A en los
parámetros de calidad de la energía eléctrica, por la incertidumbre introducida por los
transformadores de medición.

12
2.3. PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA SELECCIONAR LA CLASE DE
EXACTITUD.
Debido a que no existe una metodología para seleccionar la clase de exactitud de los
transformadores de corriente y de potencial, a través de la cual también se evalúe el
funcionamiento de los mismos en un sistema de medida de la calidad de la energía
eléctrica, se proponen las fases que se deben tener en cuenta para realizar una
adecuada selección e instalación de los transformadores que garanticen la obtención
de datos con la incertidumbre requerida en el proceso de medición de estos
parámetros.
Las fases a tener en cuenta para realizar la selección de la clase de exactitud para
transformadores de medida son las siguientes (ver Figura 1):
a) Describir los métodos de medida para cada tipo de parámetro de calidad de la
energía eléctrica.
b) Obtener los ensayos de incertidumbre en el margen de variación de las
magnitudes de influencia, para conocer los valores del sistema de medida.
c) Analizar los resultados de las medidas de los parámetros, y de esta forma
establecer el grado de exactitud de la medida.
d) Con el fin de garantizar la obtención de resultados fiables del sistema en general,
se procede a designar la clase de exactitud de los transformadores de medida,
esta selección se realiza teniendo en cuenta los resultados del numeral anterior,
es decir, la clase de exactitud de los transformadores debe ser menor de la
incertidumbre del sistema de medida de parámetros de la calidad de la energía
eléctrica.
e) Seleccionada la clase de exactitud, se procede a determinar los errores para
cada transformador mediante ensayos tipo y de rutina para la exactitud, para

13
revisar la conformidad de los mismos con los requerimientos del sistema de
medida.
f) Finalmente, se somete a ensayo todo el sistema, incluido los transductores de
corriente y tensión, y se comparan los valores que arroja el sistema general, el
sistema de medida de los parámetros y la precisión de los transformadores de
corriente y de potencial, los cuales deberían ser aproximados con el fin de poder
establecer un funcionamiento adecuado del sistema de medida y de los
transformadores de corriente (CT) y Potencial (PT).

14
Figura 1. Esquema propuesto para seleccionar la clase de exactitud en CTs y PTs.
No
Si
No
Si
Fuente: Autores.
1
Descripción de los métodos de medida
para cada tipo parámetro.
Clase de Exactitud Transformadores
Sistema Calidad de la Energía Eléctrica
Obtener los ensayos de incertidumbre en el
margen de variación de las magnitudes de
influencia.
2
Se establece el grado de exactitud de la medida de los parámetros
¿La exactitud es la requerida para el sistema de
medida de los parámetros?
Se designa la clase de exactitud de los transformadores
muy cercana del margen de incertidumbre del sistema
Revisar la conformidad de
los transformadores con
los requerimientos del
sistema de medida a
través de ensayos tipo y de
rutina para la exactitud.
Se somete a ensayo todo el sistema, incluido
los transductores de corriente y tensión.
Valores que arroja el sistema de
medida de los parámetros
Valores que arroja el
sistema general.
Precisión de los transformadores
de corriente y potencial
3
¿Los valores son aproximados?
Se establece un funcionamiento adecuado de todo el sistema incluyendo los
transformadores de medida.
1

15
2.4. PROPUESTAS DE MODIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN VIGENTE
COLOMBIANA.
Los últimos esfuerzos de la comisión de regulación de energía y gas – CREG, se han
concentrado en revisar y/o modificar las resoluciones CREG 025 de 1999 y la
resolución CREG 070 de 1998, con el objetivo de garantizar la veracidad de la
información suministrada en las transacciones de energía que tienen lugar en el
Sistema Interconectado Nacional (SIN) [14].
En el documento “Modificación al Código de Medida” (Propuesta para Discusión
documento CREG 104, 21 de diciembre de 2007) no se precisan disposiciones que
regulen eficientemente los requerimientos técnicos y procedimientos para la medida de
estándares de calidad de la energía eléctrica entre el usuario final y las empresas
prestadoras del servicio. Analizando esta propuesta en cuanto a normas técnicas
exigibles para transformadores de corriente y potencial, se encuentra que ésta
demanda la aplicación de la NTC 5019, lo cual se constituye en un avance importante
en unificación de criterios técnicos para la adecuada selección de transformadores de
medida (la NTC 5019 establece las características adecuadas de los equipos utilizados
para medición de energía eléctrica en las fronteras comerciales del SIN), pero no
soluciona el problema actual con relación a la carencia de normas técnicas que
permitan seleccionar transformadores de corriente y potencial con las exigencias
requeridas por un sistema de medida de parámetros de la calidad de la energía
eléctrica.
Las exigencias vigentes en cuanto a la precisión de los equipos basan sus criterios en
el nivel de tensión, en las transferencias promedio horarias y en la energía anual por
punto de medida [8] [9]. Analizando el esquema actual y la propuesta de modificación al
código de medida (Tabla 3), se ha encontrado que no es fácil la determinación y
selección de la clase de precisión para transformadores de medida exigidos por la
regulación de monitorización de la calidad de la energía eléctrica, ya que se proyecta
establecer dicho nivel para cada equipo por tipo de punto de medida, es decir, la

16
propuesta de precisión de cada punto de medición mantiene la orientación de las
resoluciones actuales (Res. CREG 025 de 1995 y Res. CREG 070 de 1998), las cuales
adolecen de los requerimientos técnicos aplicables a la medida de parámetros de
calidad de potencia eléctrica en el país.
Tabla 3. Propuesta de precisión de cada punto de medición.
Tipo de
punto de
medición
Volumen o transferencia
de energía mensual.
(C) (MWh-mes).
Mínima clase de exactitud
aceptada para los
componentes del sistema
Cambios propuestos
1 C>=15.000 0,2S CT/PT/Medidor activa
MEN: Igual excepto la
exigencia de equipo “S”.
No MEN: de 0,5 a 0,2S en
CT/PT y de 1,0 a 0,2S en
medidor
2 15.000>C>=500
0,2S CT/0,5S PT/0,5
Medidor activa
Todos: de 0,5 a 0,2S en CT.
De 0,5 a 0,5S en PT/Medidor.
No MEN: de 1,0 a 0,5S en
medidor
3 500>C>=50
0,5S CT/0,5S PT/0,5S
Medidor activa
MEN: De 0,5 a 0,5S en todos
los equipos.
No MEN:
C>166 MWh-mes: De 1,0 a
0,5S en Medidor.
C<166 MWh-mes: De 1,0 a
0,5S en CT/PT.
4 50>C>=5 0,5S CT/1,0 Medidor activa
No MEN: De 1,0 a 0,5S en
CT/PT.
5 C<5 1,0/2,0 Medidor activa Igual.
Fuente: Documento CREG-104 de 2007, Modificación al Código de Medida (Propuesta para discusión).
Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia.
En conclusión, no se está garantizando la adecuada selección, funcionamiento y
operación de los transformadores de medida, al igual que las instrucciones para su
instalación y las del resto de componentes de las unidades constructivas que requiere
la CREG para monitorización de la calidad de la energía y la potencia suministrada.

17
3. ENSAYOS SEGÚN LA NORMA IEC 60044-1 Y LA NORMA IEC 60044-2.
Los ensayos a que deben someterse los transformadores de medida deben tener en
cuenta las recomendaciones establecidas en las normas IEC 610044-1, IEC 610044-2,
NTC 2205 y NTC 2207 respectivamente.
Por consiguiente, a partir de los requisitos de estas normas, en este capítulo se
analizan los aspectos técnicos y características de los transformadores de corriente y
potencial que deben considerarse en un sistema de calidad de energía eléctrica, con el
fin de seleccionar adecuadamente (correcto funcionamiento y eficiencia) los
transductores de medida, es decir, se presenta el alcance y cubrimiento de la
normatividad antes mencionada: principios fundamentales, prácticas y requerimientos
de funcionamiento.
3.1.TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CT).
A través de la interpretación de la norma NTC 2205 (Transformadores de corriente), se
han establecido los ensayos de rutina y especiales a los que deben someterse los
CTs. Por tanto, cada CT deberá ser sometido a ensayos en un laboratorio de
calibración acreditado por la respectiva autoridad competente (Superintendencia de
Industria y Comercio) con base en los requerimientos contenidos en la norma NTC-ISO-
IEC-17025-Requisitos Generales de Competencia de Laboratorios de Ensayo y
Calibración.
Los ensayos se aplican a cada transformador individual después de que se han
sometido a ensayos dieléctricos. La secuencia de los ensayos de rutina no se ha
normalizado, pero se recomienda realizar la determinación de los errores después de
llevar a cabo los otros ensayos.

18
3.1.1. Ensayos de rutina.
De conformidad con la NTC 2205, a los transformadores de corriente se les debe
realizar los ensayos de rutina que se describen a continuación.
3.1.1.1. Verificación de la marcación de los terminales.
Esta prueba debe verificar que la marcación de los terminales sea correcta;
eventualmente en este ensayo se deben identificar:
a) Los devanados primario y secundario.
b) Las secciones del devanado, si las hay.
c) Las polaridades relativas de los devanados y secciones de devanados.
d) Las derivaciones intermedias, si las hay.
La marcación de los terminales del transformador de corriente debe ser como se indica
en la tabla 10 de la NTC 2205 y esta se realiza mediante letras mayúsculas seguidas o
precedidas por números en donde sea necesario; Así mismo, los terminales se
marcarán en la superficie o en su proximidad.
3.1.1.2. Ensayos a frecuencia industrial en devanados primarios y medición
de descargas parciales.
La duración del ensayo debe ser de 60 segundos. Para establecer los niveles de
tensión de prueba que se deben aplicar en el devanado primario, hay que tener en
cuenta la tensión más alta para el equipo según la tabla 3 de la NTC 2205. Para
transformadores con tensión eficaz (Um) menor de 0,72 kV, el valor eficaz de la tensión
nominal no disruptiva a frecuencia industrial es 3 kV.

19
Por otra parte, para los transformadores de corriente con tensión eficaz (Um
*
) mayor a
7,2 kV, los niveles permisibles y las tensiones de ensayos de descargas parciales se
especifican en la tabla 6 de la norma NTC 2205 (cuarta actualización). Los
procedimientos de ensayo serán los especificados en la NTC 2205 “Procedimiento de
Ensayo de Descarga Parcial”. En la Figura 2 se muestra el esquema que se utiliza para
realizar el ensayo de medición de descargas parciales.
Figura 2. Circuito de ensayo para la medición de descargas parciales.
Corriente” Cuarta Actualización, Icontec, Colombia, 2004 [3].
Los dispositivos mostrados en la Figura 2 son los siguientes:
T: Transformador de ensayo.
Ca: Transformador de medida que se va a ensayar.
Ck: Condensador de acople.
M: Instrumento de medición de descargas parciales.
Zm: Impedancia de medición.
Z: Filtro (no hay si Ck es la capacitancia del transformador de ensayo).
*
Tensión más alta para el equipo Um: Es el mayor valor de tensión eficaz, de fase a fase, para el cual se ha
diseñado el transformador, con respecto a su aislamiento.

20
3.1.1.3. Ensayos a frecuencia industrial entre secciones de devanados
primarios y secundarios y en devanados secundarios.
Para efectuar esta prueba, el valor eficaz de la tensión de ensayo debe ser 3 kV, la cual
corresponde a la tensión nominal no disruptiva a frecuencia industrial del aislamiento
entre secciones y de aislamiento de los devanados secundarios. Esta tensión se debe
aplicar durante 60 s sin interrupciones entre los terminales en cortocircuito de cada
sección de devanado, o cada devanado secundario y el sistema de puesta a tierra.
De igual forma que el ensayo a frecuencia industrial en devanados primarios, el chasis,
la cuba, el núcleo (si hay un terminal especial a tierra) y los terminales de los otros
devanados se deben conectar sólidamente al sistema de puesta a tierra.
Con esta prueba se está probando la condición del aislamiento entre devanados,
aislamiento entre devanados y tierra, y aislamientos entre salidas y el sistema de
puesta a tierra.
3.1.1.4. Ensayo de sobretensión entre espiras.
El valor de la tensión pico no disruptiva para aislamiento entre espiras debe ser 4,5 kV.
La norma NTC 2205 establece dos procedimientos para realizar el ensayo de
sobretensión entre espiras:
Procedimiento A: Aplicar una corriente sinusoidal en el devanado primario con los
devanados secundarios en circuito abierto. La frecuencia de la señal debe estar
comprendida entre 40 Hz y 60 Hz y el valor eficaz debe ser igual a la corriente primaria
nominal; esta corriente se aplica durante de 60 s.
Si el valor pico de la tensión de ensayo alcanza el valor de la tensión disruptiva (4,5 kV)
antes de alcanzar la corriente nominal, se debe limitar la corriente aplicada.
Procedimiento B: El devanado primario permanece en circuito abierto mientras se aplica
durante 60 s la tensión de ensayo prescrita con un valor de frecuencia que no supere

21
los 400 Hz a los terminales de cada devanado secundario, el valor eficaz de la corriente
secundaria no debe exceder la corriente secundaria nominal.
3.1.2. Ensayos especiales.
Los siguientes ensayos se deben llevar a cabo mediante acuerdo entre el fabricante y el
comprador; los requerimientos de estos ensayos solo aplican a transformadores de
corriente con tensión máxima para el equipo Um ≥ 72,5 kV a excepción del ensayo de
Impulso Recortado Tipo Rayo. Por tanto, para efectos del presente estudio solo es
necesario realizar el ensayo prescrito y se recomienda efectuar el ensayo de
medición de la capacitancia y del factor de disipación dieléctrica por su efectividad
en la medida de los parámetros y características fundamentales del aislamiento (revisar
capacitancias y sus propiedades, pérdidas dieléctricas, definir factor de potencia).
Los siguientes son ensayos especiales:
a. Ensayo de impulso recortado tipo rayo (Véase el numeral 9.1, NTC 2205, Cuarta
Act.)
b. Medición de la Capacitancia y del Factor de Disipación Dieléctrica (Véase el
numeral 9.2), requisitos aplican para Um ≥ 72,5 kV.
c. Ensayos de impulsos recortados múltiples sobre devanados primarios (Véase
anexo B), requisitos aplican para Um ≥ 300 kV.
d. Ensayos mecánicos (Véase el numeral 9.3), requisitos aplican para Um ≥ 72,5 kV.
e. Medición de las sobretensiones transmitidas (Véase el numeral 9.4), requisitos
aplican para Um ≥ 72,5 kV.

22
3.1.3. Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de corriente
para medida.
Estos ensayos son esenciales para obtener un adecuado funcionamiento de los
equipos en el proceso de medición de parámetros de calidad de la energía eléctrica,
debido a que con ellos se verifica la conformidad de la información de los CTs
seleccionados con las normas y estándares que aplican (IEC60044-1, NTC 2205) y de
esta forma avanzar en la determinación y selección de la clase de exactitud para
transformadores de corriente, requerida por la regulación de la calidad de la energía
eléctrica.
Tabla 4. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para transformadores de
corriente para medida (clases 0,1 a 1).
Clase de
Exactitud
± Error de Corriente porcentual,
al % de corriente nominal
presente abajo
± desplazamiento de fase al % de corriente nominal presente
abajo
Minutos Centirradianes
5 20 100 120 5 20 100 120 5 20 100 120
0,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 5 0,45 0,24 0,15 0,15
0,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10 0,9 0,45 0,3 0,3
0,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30 2,7 1,35 0,9 0,9
1 3 1,5 1 1 180 90 60 60 5,4 2,7 1,8 1,8
Fuente: Norma Técnica Colombiana NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores
de Corriente” Cuarta Actualización, Icontec, Colombia, 2004 [3].
Para determinar la exactitud de los CTs se deben realizar ensayos tipo para cada valor
de corriente establecido en la Tabla 4 con un valor de carga al 25% y al 100% (de la
carga nominal, sujeto a 1 VA mínimo) de la forma descrita en la Tabla 5 (protocolo de
ensayo para verificar la conformidad con la NTC 2205 [3]).

23
Tabla 5. Pruebas de exactitud en CTs con base en la norma NTC 2205. Error de Relación (Er%)
Y Desplazamiento Df (en minutos)
Modelo
Serie
Relación
Real
VA
fp
1% In 5% In 20% In 100% In 120% In
Aplicados* Er Df Er Df Er Df Er Df Er Df
Fuente: Autores.
3.2.TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (PT).
Estos ensayos se establecen de la siguiente manera: ensayos de rutina, se hacen a
cada uno de los PTs; ensayos especiales, se efectuarán en común acuerdo entre el
fabricante y el usuario. Para dar cumplimiento con lo establecido por la CREG en la
resolución 070/98, las pruebas estarán en conformidad a la norma técnica colombiana
(NTC 2207 tercera actualización).
3.2.1. Ensayos de rutina.
De conformidad con la NTC 2207, a los transformadores de tensión se les debe realizar
los ensayos de rutina que se describen a continuación.
3.2.1.1. Verificación de la marcación de los terminales.
Este ensayo aplica a los transformadores de tensión monofásicos y conjunto de éstos
montados como un sólo elemento y conectados a un transformador de tensión trifásico
o a los transformadores de tensión trifásicos que tienen un núcleo común para las tres
fases, habiendo identificado los devanados primario y secundario, derivaciones
intermedias y secciones del devanado si las hay.

24
Se establecen las letras mayúsculas A, B, C, y N para los terminales del devanado
primario y sus equivalentes en minúsculas (a, b, c, n) para el devanado secundario.
3.2.1.2. Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial del
devanado primario.
Al realizar este ensayo a través de tensión inducida, se tienen como límites que la
frecuencia de ensayo dos veces la frecuencia nominal, para que su duración sea de 60
s. Sin embargo si existe un exceso, se calculará la nueva duración para el ensayo como
se menciona a continuación:
El tiempo mínimo es de 15 s. Por otro lado, al realizarlo a tensión aplicada el tiempo
estipulado por la NTC 2207 (tercera actualización) es de 60 s. Teniendo en cuenta para
la tensión de ensayo la tabla 4 de dicha norma, en función de Um (tensión más alta para
el equipo). El Um será el nivel de MT (13,2 kV en el lado de alta y 220 V en el lado de
baja) este último, nivel de tensión no afecta al CT y por ello para la posterior etapa de
toma de datos a través de la tarjeta no se hace necesaria una tensión eficaz mayor a
220 V eficaces (medición semi-indirecta).
Para equipos en los cuales la tensión más alta de trabajo se encuentre en el rango de
3,6 kV ≤ Um ≤ 300 kV se procederá a utilizar las tensiones nominales no disruptivas al
impulso tipo rayo de acuerdo a la tabla 4 (numeral 6.1 NTC 2207, tercera actualización),
la prueba consiste en excitar al devanado primario o en presencia de secciones a todos
los terminales de éstas y el sistema de puesta a tierra, teniendo todos los terminales del
secundario conectados entre sí y al mismo tiempo al sistema de puesta a tierra,
buscando con ello la buena calidad de los aislamientos tanto entre secciones como en
conjunto del devanado ante una posible falla (caso de descargas parciales, fallas
trifásicas, etc.)

25
Es conveniente que la repetición de ensayos a frecuencia industrial del devanado
primario se haga al 80% de la tensión de ensayo especificada.
Cuando exista una diferencia importante entre Um y la tensión primaria nominal, se
limitará la tensión inducida a cinco veces la tensión primaria nominal.
Se establecen ensayos para transformadores de tensión sin conexión al sistema de
puesta a tierra y con conexión a él, como se describe a continuación.
Transformadores de tensión sin conexión al sistema de puesta a tierra:
a. Ensayo de tensión no disruptiva con fuente independiente: La tensión de ensayo
se debe aplicar entre todos los devanados del primario (en serie) y tierra. El
chasis la cuba (si existe), el núcleo (si está prevista su PAT*
) y todos los
terminales del devanado secundario, se conectarán entre sí y a tierra.
b. Ensayo de tensión no disruptiva inducida: A elección del fabricante, ésta se hará
excitando el devanado secundario con una amplitud lo suficientemente grande tal
que se induzca una tensión de ensayo establecida por la norma, en el devanado
primario o excitando directamente al devanado primario con dicha tensión de
ensayo, ésta se medirá en el lado de AT en cualquiera de los dos casos. El
chasis la cuba (si existe), el núcleo (si está prevista su PAT) un terminal de cada
devanado secundario y terminal del devanado primario, se conectarán entre si y
a tierra. El ensayo se hace excitando a la tensión de ensayo en cada terminal de
línea durante la mitad del tiempo requerido, con un tiempo mínimo de 15 s para
cada terminal.
Transformadores de tensión con conexión al sistema de puesta a tierra:
a. Ensayos de tensión aplicada: El terminal del devanado primario destinado a ser
puesto al sistema de puesta a tierra (PAT) debe ser capaz estando aislado de la
*
Abreviatura de puesta a tierra; su propósito es eliminar los potenciales de toque que pudieran poner en
peligro la vida y las propiedades del transformador. Se logra conectando al punto de conexión del sistema
eléctrico con sistema de puesta a tierra, todas las partes metálicas que pueden llegar a energizarse,
mediante un conductor apropiado a la corriente de corto circuito del propio sistema en el punto en
cuestión.

26
cuba o el chasis, de resistir una tensión no disruptiva nominal de corta duración,
a frecuencia industrial de 3 kV (eficaces). El chasis la cuba (si existe), el núcleo
(si está prevista su PAT) y todos los terminales del devanado secundario, se
conectarán entre sí y a tierra.
b. Ensayo de tensión inducida: Se hará de acuerdo a lo especificado en el punto b
de transformadores no aterrizados, estipulado en numeral 9.2.2.1 NTC 2207
teniendo al terminal de PAT del primario conectado a tierra.
3.2.1.3. Ensayo de medida de descargas parciales.
Este ensayo se hace a equipos en los cuales la Um sea mayor a 7,2 kV. Para efectos de
este protocolo se tomará el lado de alta del transformador de distribución (13,2 kV). El
nivel de descarga parcial no excederá los descritos en la tabla 7 a la tensión de ensayo
de descarga parcial especificada en ésta, después de haber realizado un
preacondicionamiento (prefatiga) de acuerdo con los procedimientos del numeral 9.2.4
(NTC 2207 tercera actualización).
Procedimiento para transformadores de tensión con conexión al sistema de puesta a
tierra:
Después de una prefatiga se alcanzarán las tensiones de ensayo de descarga parciales
según la tabla 6 (NTC 2207). Midiéndose así los niveles para descargas parciales
correspondientes durante un intervalo de 30 s. Sin excederse nunca estas medidas de
los niveles provistos por la tabla 6.
Procedimiento A: Dichas tensiones se alcanzarán reduciendo la tensión después del
ensayo a tensión reducida.
Procedimiento B: Este ensayo se realiza después del ensayo de tensión no disruptiva
inducida, con una tensión aplicada del 80% de la tensión no disruptiva inducida por un

27
intervalo no menor a 60 s e inmediatamente se procederá a disminuirla hasta la tensión
de ensayo especificada por la tabla 6 (tensión de descargas parciales).
Tabla 6. Tensiones de ensayo de descargas parciales y niveles admisibles.
Nivel admisiblede descargas
Tipo deaislamiento
50
20
20
50
20
Sistema aislado o neutro no
efectivamente puestoa tierra
(factor de falla a tierra >1,5)
1,2Um
1,2Um
1,2Um/√3
Fase ytierra
Tensiones de ensayo de parciales
(valor eficaz)
kV
Um
1,2Um/√3
5 20
10
5
5
10
5
Fase ytierra
Entre fases
Entre fases 1,2Um
Conexiones deldevanado primarioTipode puesta a tierra del sistema
Sistemaconneutropuesto atierra(factor defallaatierra≤ 1,5)
sumergido en líquido sólido
Fuente: NTC 2207, tercera actualización
Cualquiera de los dos métodos a seguir deberá especificarse en el protocolo por parte
del fabricante según la NTC 2207 numeral 9.2.4.2.
Procedimiento para transformadores de tensión sin conexión al sistema de puesta a
tierra:
Se realizará bajo el mismo esquema de los transformadores con conexión al sistema de
puesta a tierra, salvo que se realizarán dos ensayos aplicando sucesivamente las
tensiones a cada uno de los terminales de AT dejando conectado el otro terminal de AT
con el de BT según figuras 2 a 4 de la NTC 2207 [4].
3.2.1.4. Ensayo de tensión no disruptiva a frecuencia industrial de los
devanados secundarios y entre secciones.
Se efectuará durante un tiempo de 60 s con la tensión de ensayo de manera sucesiva a
los terminales cortocircuitados de cada sección de devanado, o cada devanado
secundario y el sistema de puesta a tierra, teniendo en cuenta los numerales 6.1.3 y
6.1.4 de la NTC 2207 que aplican respectivamente una tensión de ensayo bajo dichas
características para el aislamiento de 3 kV (eficaces). El chasis la cuba (si existe), el

28
núcleo (si está prevista su PAT) y todos los terminales del devanado secundario o
secciones del mismo, se conectarán entre sí y a tierra.
3.2.2. Ensayos especiales.
Los siguientes ensayos se deben llevar a cabo mediante acuerdo entre el fabricante y el
comprador. Los requerimientos de estos ensayos solo aplican a transformadores de
potencial con tensión máxima para el equipo Um ≥ 72,5 kV a excepción del ensayo de
impulso recortado tipo rayo, por tanto, para efectos del presente estudio solo es
necesario realizar el ensayo prescrito y se recomienda (autores) efectuar la medición de
la capacitancia y del factor de disipación dieléctrica por su efectividad en la medición de
los parámetros y características fundamentales del aislamiento (revisar capacitancias y
sus propiedades, las pérdidas dieléctricas, definir factor de potencia).
Los siguientes son ensayos especiales:
a. Ensayo de impulso recortado tipo rayo (Véase el numeral 10.1 y de acuerdo al
numeral 6.1.2.4, NTC 2207, Tercera Act.).
b. Medición de la capacitancia y del factor de disipación dieléctrica (Véase el
numeral 10.2 de acuerdo al numeral 6.1.2.5, NTC 2207), requisitos aplican para
Um ≥ 72,5 kV.
c. Ensayos mecánicos (Véase el numeral 10.3, NTC 2207), requisitos aplican para
Um ≥ 72,5 kV.
d. Medición de las sobretensiones transmitidas (Véase el numeral 10.4, NTC 2207),
requisitos aplican para Um ≥ 72,5 kV.
3.2.3. Ensayos tipo y rutina para la exactitud de transformadores de potencial
para medida.
Estos ensayos son determinantes para verificar la conformidad de la exactitud de los
transformadores de tensión con las especificaciones descritas en la NTC 2207 y el

29
estándar IEC 60044-2 (ver tabla 7). Esto permite establecer la incertidumbre de los PTs
del sistema de monitorización de los parámetros de calidad de la energía eléctrica.
Tabla 7. Límites de error de corriente y desplazamiento de fase de los transformadores de tensión para
medida
Clase de Error de Tensión Desplazamiento de fase ±
Exactitud (relación) en porcentaje ± Minutos Centirradianes
0,1 0,1 5 0,15
0,2 0,2 10 0,3
0,5 0,5 20 0,6
1 1 40 1,2
3 3 Sin especificar Sin especificar
Tensión Inductivos” Tercera Actualización, Icontec, Colombia, 2004 [4].
Para determinar la exactitud de los PTs, se deben realizar ensayos tipo al 80%, 100% y
120% de la tensión nominal (ver Tabla 8), a la respectiva frecuencia nominal y con un
valor de carga del 25% y 100% respectivamente [4].
Los ensayos de rutina se pueden realizar mediante un número reducido de tensiones
y/o cargas, siempre que se haya demostrado por ensayos tipo efectuados en un
transformador similar, que tales ensayos bastan para verificar la conformidad con la
NTC 2207.
Tabla 8. Exactitud en PTs con base en la norma NTC 2207. Error De Relación (Et%) Y Error de fase.
%Vn
CARGA
(VA)*
Error de
Relación Error de Fase
(min)
%Vn
CARGA
(VA)
Error de
Relación Error de Fase
(min)Er(%) Er(%)
80 80
100 100
120 120
80 80
100 100
120 120
*Los ensayos se efectuarán con el 25% y el 100% de la carga de exactitud.
Fuente: Autores.

30
3.3.ENSAYOS ESPECIALES APLICABLES A TRANSFORMADORES DE MEDIDA
SEGÚN EL NIVEL DE TENSIÓN Y LA FALTA DE LABORATORIOS
ACREDITADOS CON PATRONES DE CALIBRACIÓN CLASE A.
Según la regulación de la monitorización de la calidad de la energía eléctrica, los
ensayos de rutina y especiales descritos anteriormente para transformadores de
corriente y potencial instalados en el nivel de tensión 1, deberían implementarse para
dar cumplimiento a lo exigido por la comisión de regulación de energía y gas CREG, sin
embargo, las normas técnicas [3] [4] que describen los métodos que se deben utilizar
para realizar las pruebas, especifican que los ensayos especiales solo aplican a
transformadores de corriente y potencial con Um ≥ 72,5 kV.
Esto se convierte en un agravante al momento de dar cumplimiento a la regulación
vigente para transformadores de medida utilizados en sistemas de valoración de
parámetros de calidad de la energía eléctrica, porque los ensayos exigidos por el ente
regulador (CREG) no aplican para todos los niveles de tensión, quedando el nivel 1 sin
ensayos que permitan valorar la condición y el cumplimiento de los requisitos para CTs
y PTs.
De igual forma, la ausencia en el país de laboratorios acreditados para realizar la
calibración de los parámetros clase A utilizados para valorar la calidad del servicio de
energía eléctrica, es otro problema importante ya que no es posible verificar los
parámetros de los equipos de medida en el lugar de la instalación.
Se requieren laboratorios acreditados (con patrones para calibrar equipos de medida
clase A) que permitan verificar y certificar el cumplimiento de los transformadores de
medida con las características técnicas exigidas por la CREG en cuanto a calidad de la
Por tanto, una buena práctica de ingeniería, demanda que el análisis del
funcionamiento adecuado del equipo de medición se realice en el sitio de la instalación,
con este procedimiento se evita el traslado de los equipos, disminuyendo las averías en
los mismos y reduciendo los desplazamientos y deformaciones de devanados en
transformadores de corriente y tensión, lo cual dificulta la interpretación de los

31
resultados de calibración para dar una valoración adecuada de la condición de los
equipos de medida empleados para monitorización de la calidad de la energía y la
potencia suministrada.
El procedimiento anterior puede ser utilizado como una herramienta para solucionar los
problemas registrados a partir del análisis del esquema actual, en el cual se
encontraron equipos en los que no es fácil su identificación, en especial la
determinación de la clase de exactitud.
Con este procedimiento se logra reducir el tiempo de prueba en el sitio a un mínimo, lo
cual se convierte en una herramienta importante para ingenieros y técnicos encargados
del diseño y operación de las redes eléctricas y equipos que conforman el sistema de
medición de parámetros de calidad de energía eléctrica.
A través de la auditoria realizada para determinar el estado del sistema de medición de
energía eléctrica en el país, se determinó que el cumplimiento de los requisitos
establecidos por la comisión de regulación de energía y gas CREG, solo ha sido
verificado mediante las características de placa de los equipos en un 67,4% de las
fronteras auditadas [14].
Los resultados de la auditoria de medidas realizada a 1757 fronteras en el año de 1999
son los siguientes [14]:
• El 14% de los transformadores de potencial no cumplían con la clase de
exactitud.
• El 13% de los transformadores de corriente no cumplían con la clase de
exactitud.
• El 2% de los medidores no cumplían con la clase de exactitud.
Es decir, no se está garantizando el cumplimiento de los requisitos de precisión de los
equipos y no ha sido posible realizar la calibración de los mismos en el lugar de la
instalación.

32
A continuación se presenta un equipo que permite reducir los tiempos de ensayo y
realizar el proceso de calibración en las fronteras del sistema de medición de energía
eléctrica así como en los sistemas de monitorización de calidad de la energía eléctrica
suministrada.
3.4.PROCEDIMIENTOS DE PRUEBAS Y PROTOCOLOS DE ENSAYOS PARA
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS EN TRANSFORMADORES DE
MEDIDA CON EL SISTEMA CPC 100 DE OMICRON.
Para utilizar adecuadamente los transformadores de corriente y potencial respecto al
error en la medición, hay que conocer características tales como la clase de exactitud,
al igual que los parámetros de la curva de magnetización (punto de saturación, factor de
seguridad del instrumento), entre otros. Para determinar los parámetros de los
transformadores de medida, se requiere un equipo que proporcione la exactitud
demandada por las normas técnicas colombianas (NTC 2205 y NTC 2207) y los
respectivos estándares internacionales (IEC 60044-1 e IEC 60044-2). De igual forma,
es importante que el equipo seleccionado ofrezca versatilidad en la implementación de
los ensayos y pruebas a transformadores de corriente y tensión.
Para la medición y registros de los ensayos se puede utilizar el CPC 100 de Omicron,
que posibilita pruebas automatizadas de transformadores de potencia, transformadores
de corriente (CT), transformadores de tensión (PT), resistencia y más. El equipo tiene
un PC integrado, y suministra hasta 800 A ó a través de un amplificador de corriente
llega a 2000 A y 2000 V. Sus rutinas de software permiten realizar pruebas a una
amplia gama de equipos de subestación y crean automáticamente informes de las
pruebas realizadas. Las tensiones y corrientes analógicas pueden medirse con alta
precisión. Sus contadores de resistencia se ajustan automáticamente al rango de la
medición, desde los µ hasta los k a fin de posibilitar una amplia variedad de
aplicaciones. La Figura 3 muestra los componentes de la tarjeta de prueba de este
equipo.

33
Figura 3. Componentes de la Tarjeta de prueba “Relación TC” del CPC 100 de Omicron.
Fuente: Erasmus LTDA, “Curso teórico – práctico del manejo del equipo de inyección primaria
CPC 100”, Bogotá – Colombia, septiembre de 2008.
Algunos de los parámetros de los transformadores de medición, que se pueden
caracterizar con el CPC 100 son:
Transformador de corriente (CT)
• Relación, carga y polaridad
• Error de fase y de magnitud
• Curva de excitación
• Resistencia del devanado
• Carga del secundario, Nivel de aislamiento (2 kV CA) y continuidad del
circuito del CT.
Transformador de tensión (PT)
• Relación y polaridad
• Error de fase y de magnitud
• Carga del secundario
• Nivel de aislamiento (2 kV CA) y continuidad del circuito del PT
En este trabajo se desarrollaron procedimientos de ensayo y protocolos de prueba con
base el equipo CPC 100 de Omicron. Los protocolos de prueba permiten definir los
procedimientos a realizar en los ensayos. Mediante este procedimiento, se elabora el

34
modelo conceptual que permite caracterizar el transformador de medida obteniendo los
parámetros necesarios para el modelo estos equipos (CTs y PTs).
Los transformadores de medida se pueden caracterizar y parametrizar en laboratorio y
en el sitio de la instalación mediante los procedimientos y protocolos de prueba
desarrollados por los autores en el presente trabajo de grado y mostrados en el anexo 1
y 2, obteniendo los parámetros de cada prueba especifica, por ejemplo, la prueba
“Curva de magnetización” permite determinar la característica de magnetización de
cada uno de los núcleos del transformador de corriente. La prueba “Relación de
Transformación (RTC) y Polaridad”, mide la RTC de cada uno de los núcleos del CT, y
de esta forma se pueden comparar los resultados con los datos suministrados por el
fabricante y obtener la exactitud del dispositivo ensayado (error de corriente y de fase).
De esta forma se tiene un método sistemático para la caracterización en el laboratorio y
en el sitio de la instalación de transformadores de medida, para utilizarlos en sistemas
de monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica según los
requerimientos de la comisión de regulación de energía y gas (CREG).
En el anexo 2 se presentan los protocolos de prueba para transformadores de corriente
y tensión, lo cual permite tabular, registrar y organizar los datos y resultados de las
pruebas en función de las necesidades del usuario. Los protocolos se han desarrollado
con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las
respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]).
A la falta de laboratorios acreditados para la calibración de los CTs y PTs, generar
informes de los resultados derivados de los ensayos en forma instantánea, es posible
con el CPC 100 de Omicron, reduciendo los costos y el tiempo de calibración de los
transformadores de medida a la vez que se obtienen resultados con la exactitud
requerida por la comisión de regulación de energía y gas (CREG) para sistemas de
monitorización de calidad de la energía eléctrica. En el anexo 1 se adjuntan los
procedimientos de pruebas para transformadores de corriente y tensión.

35
4. CARACTERÍSTICAS QUE DEBEN CUMPLIR LOS TRANSFORMADORES DE
MEDIDA.
Los principios generales y básicos para poder atender lo relacionado con los
transformadores de medida en un sistema de calidad de energía eléctrica están
contenidos en la NTC 2205 [3] para los transformadores de corriente y la NTC 2207 [4]
para los transformadores de tensión. Hay que resaltar que estas normas son la
traducción de las normas IEC 60044-1 [1] e IEC 60044-2 [2] para transformadores de
corriente y potencial respectivamente.
Por tanto, a partir de los requisitos contenidos en las normas anteriormente descritas y
los consignados en la resolución CREG 070 de 1998 [9], en este capítulo se analizan
los aspectos técnicos y las características de los transformadores de corriente y
potencial a tener en cuenta en un sistema de calidad de energía eléctrica, con el fin de
seleccionar adecuadamente (correcto funcionamiento y eficiencia) los transductores de
medida, es decir, se presenta el alcance y cubrimiento de la normatividad antes
mencionada (principios fundamentales, practicas y requerimientos de funcionamiento).
4.1. CONDICIONES TÉCNICAS DE LOS TRANSFORMADORES DE
MEDIDA.
El estudio y selección de las condiciones técnicas se desarrolla para transformadores
de medida (CTs y PTs) que serán instalados a un nivel de tensión I, del sistema de
distribución de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P (ESSA). La selección del nivel
de tensión I se realizó para dar cumplimiento a los objetivos del proyecto: “SISTEMA
METROPOLITANO DE TELEMETRÍA PARA LA MONITORIZACIÓN DE
PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA
TENSIÓN” – Contrato CF 404 ESSA/COLCIENCIAS/UIS.

36
Por tanto, es necesario que los transformadores de medida cumplan con las siguientes
condiciones técnicas en conformidad con lo indicado en la Resolución CREG 070 del
1998 [9] y las normas técnicas colombianas NTC 2207 [4] y NTC 2205 [3]:
a) Altura sobre el nivel del mar 900 a 1000 m.
b) Ambiente cálido húmedo.
c) Humedad relativa máxima 89%
d) Temperatura ambiente máxima 40º C.
e) Temperatura ambiente mínima -5º C.
f) Temperatura ambiente promedio 24º C.
g) Tensión nominal: De acuerdo al nivel de tensión donde se vaya a instalar, 220 V.
h) Frecuencia nominal: 60 Hz.
i) Corriente secundaria nominal: 5 A.
j) Tensión máxima de la red: 660 V.
k) Nivel de aislamiento a la frecuencia industrial, 1 minuto 3 kV, 60 Hz.
l) Factor de seguridad: Menor o igual a 5.
m) Clase térmica de material aislante E (120º C) IEC 60044.
n) Clase de precisión 0.5 ó menor IEC; 0.3 – 0.6 ANSI.
o) Número de secundarios 1.
p) Potencia de precisión (Burden) 5 VA ó mayor.
Adicionalmente y debido a las características del punto de conexión los
transformadores de medida serán del tipo intemperie.
4.2. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (CTs).
Para dar cumplimiento a los objetivos del proyecto “SISTEMA METROPOLITANO DE
TELEMETRÍA PARA LA MONITORIZACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN
LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN” es necesario seleccionar
adecuadamente los transformadores de corriente y potencial ya que éstos representan
el primer elemento en la cadena de monitorización y sus características de

37
funcionamiento influyen en la determinación de las perturbaciones de tensión en la red
de suministro eléctrico.
De acuerdo a los requisitos del prototipo metropolitano de telemetría, los
transformadores de corriente se deben instalar en los conductores del lado secundario
de los transformadores de distribución para medición semi-directa en baja tensión
(debido a que el prototipo estará monitorizando parámetros de calidad en las redes de
distribución de la ESSA con nivel de tensión I), permitiendo de esta forma definir
algunas características (como el Burden, el nivel de tensión de operación y la corriente
primaria del CT) en función de la instalación eléctrica en el punto de conexión y de las
características propias de la carga a conectar en el secundario del CT.
En este trabajo de grado se revisó el procedimiento de selección de transformadores de
corriente para facilitar el entendimiento de la norma NTC 2205 y las respectivas normas
internacionales [1] [2] en el momento de su aplicación; se presenta un ejemplo de
selección. El procedimiento de selección descrito para un CT se realiza a partir de
información del sistema de distribución de la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P
(ESSA); los datos han sido tomados a través del software ENERGIS “Sistema de
Información Geográfica para la Gestión de Redes de Distribución de Energía Eléctrica”
(Versión: 1.0 / Año: 2003) (ver Figura 4)*
.
A partir de la corriente para el punto de conexión (corriente a plena carga del sistema al
que estará conectado el CT) que se obtiene del software ENERGIS tal como se
muestra en la Figura 4 se determina la corriente primaria (Ipn) nominal.
4.2.1. Corriente primaria nominal (Ipn).
La corriente primaria nominal de los CTs se calcula con base en la NTC 5019 [5],
tomando como referencia los datos de los transformadores de potencia (punto de
conexión de los transformadores de corriente). La norma 5019 [5] señala que Ipn se
3
En la figura 4 se muestra el uso de la herramienta ENERGIS para obtener información del sistema de
distribución en el piloto del proyecto metropolitano de telemetría.

38
debe seleccionar de tal modo que la corriente a plena carga del sistema al que está
conectado el CT debe estar comprendida entre el 80% y el 120% de su valor, es decir:
0,8 Ipn ≤Ipc≤1,2 Ipn (2)
Donde:
Ipc: Corriente a plena carga del sistema eléctrico donde está conectado el CT.
Ipn: Corriente primaria nominal del CT seleccionado.
Lo anterior significa que para garantizar la precisión de la medida, se debe seleccionar
el CT que se ajuste a este rango. A manera de ejemplo, se toman los datos del
transformador de potencia de la Figura 4 con el objetivo de describir el método de
selección para Ipn según la NTC 5019.
El valor de la corriente de plena carga del sistema se evalúa con la ecuación 1.
Los datos de , e se toman del software ENERGIS (Figura 4), el cual permite al
operador de red (ESSA) un uso eficiente de la información requerida y generada por las
áreas de planeamiento, ingeniería, operaciones, mantenimiento y atención al cliente.
Los valores para este ejemplo son: Vff = 220 V, St = 100 kV e Ipc = 262,43 A.
Con estos valores se realiza el cálculo para la corriente primaria nominal; obteniéndose
un valor de Ipn = 300 A, que se ajusta a los requerimientos de la NTC 5019.
Con este valor de corriente se cumple que 0,8 Ipn ≤Ipc≤1,2 Ipn. Reemplazando los
valores correspondientes de Ipn e Ipc se obtiene que 0,8 * Ipn = 240 A e 1,2 * Ipn = 360 A
es decir que se cumple la desigualdad de la ecuación 2 que para este ejemplo es:
240 A ≤ 262,43 A ≤ 360 A.
De esta forma se ha seleccionado la corriente primaria nominal para los CTs con base
en los lineamientos de la NTC 5019.

39
Figura 4. Datos del Transformador del punto de conexión.
.
Fuente: Electrificadora de Santander S.A. E.S.P, Software EnerGis “Sistema de Información
Geográfica para la Gestión de Redes de Distribución de Energía Eléctrica” Versión: 1.0 / Año:
2003
4.2.2. Relación de transformación.
La relación de transformación nominal (RTC), se define en términos de la relación entre
la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal. De acuerdo a la
corriente primaria nominal calculada en el numeral anterior y a través de la
especificación de la corriente secundaria nominal (corriente secundaria nominal: 5 A),
se procede a calcular la RTC adecuada para los CTs mediante la relación:
60
5
300
===
s
p
I
I
RTC .

40
En las normas internacionales IEC y las correspondientes normas técnicas
colombianas, hay poca información relacionada con la clasificación de la relación de
transformación para CTs, éstas se limitan a describir algunos conceptos y definiciones
relacionados con el tema. La NTC 5019, precisa la relación de transformación para
mediciones semi-directas y para mediciones indirectas en función de la carga instalada
y la tensión en el punto de conexión.
Los valores de relación de transformación normalizados para transformadores de
corriente, se suministran en la Tabla 9 (según NTC 5019); en esta se ha resaltado la
clasificación de la relación de transformación efectuada anteriormente ( ),
de la cual es importante mencionar que el valor de RTC obtenido corresponde al
sugerido por la NTC 5019 en función de la carga instalada y la tensión en el punto de
conexión del CT (la capacidad instalada en kVA del piloto del proyecto analizado es 100
kVA, cuya relación de transformación corresponde en la Tabla 1 a ).
Tabla 9. Relación de transformación de CTs para mediciones semi-directas
Circuitos a 3 x 120/208 V Circuitos a 3 x 127/220 V
Capacidad Instalada (kVA) Relación de los CTs Capacidad Instalada (kVA) Relación de los CTs
28 A 43 100/5 30 A 45 100/5
44 A 65 150/5 46 A 68 150/5
66 A 86 200/5 69 A 91 200/5
87 A 129 300/5 92 A 137 300/5
130 A 162 400/5 138 A 182 400/5
163 A 194 500/5 183 A 228 500/5
195 A 259 600/5 229 A 274 600/5
260 A 324 800/5 275 A 365 800/5
325 A 389 1000/5 366 A 457 1000/5
390 A 467 1200/5 458 A 548 1200/5
468 A 648 1600/5 549 A 731 1600/5
Fuente: NTC 5019 (segunda actualización, tabla 4) [5].

41
4.2.3. Carga nominal o potencia del CT.
La carga o prestación del transformador de corriente es la potencia (o impedancia) que
el transformador debe tener en su circuito secundario, manteniéndose en su clase de
precisión (error de relación y error de ángulo). La prestación debe ser adecuada a la
carga que el transformador alimenta, en la carga se deben incluir los instrumentos, y los
cables de conexión desde los transformadores a los instrumentos [18].
Con base en lo anterior y con el objetivo de asegurar la operación confiable de los
instrumentos que forman parte del sistema de medición y registro de la calidad de
energía eléctrica, los transformadores de corriente deben estar cargados lo justo, si
están menos cargados que su prestación (Burden) no se saturarán en la forma que se
espera, si están más cargados perderán precisión.
Por tanto, la carga que se conecte en el circuito secundario del transformador de
corriente debe estar comprendida entre el 25 y el 100% de la carga nominal del CT
(para seleccionar la potencia nominal de un transformador de corriente, se deben sumar
las potencias nominales de todos los instrumentos conectados al secundario) para
garantizar su adecuado funcionamiento según los requisitos de la NTC 2205 (numeral
11.2: Límites de error de corriente y desplazamiento de fase para los CTs para medida)
y la NTC 5019 (numeral 6.4.1.3: Carga nominal).
La NTC 2205 [3] especifica que la potencia de precisión (Burden) debe ser 5 VA ó
mayor, para baja tensión, nivel I. Este valor está sujeto a condiciones de operación del
sistema de medida de calidad de la energía eléctrica.
Para garantizar que la carga real esté comprendida entre el 25% y el 100% de la carga
nominal, el límite inferior admisible (VAL =0,25 VAnom) se alcanza cuando la corriente de
carga es equivalente al 50% de la corriente nominal, pues en este valor la cargabilidad
es equivalente al 25% de la capacidad nominal del CT (debido a que I cuadrado por R
modela los VA, entonces al ser IL= 0,5 Inom se cumple el límite inferior dispuesto en la
NTC 2205):

42
VAL = 0,25 VAnom cuando IL = 0,5 Inom
Según la condición anterior, la corriente de carga puede variar entre el 50% y el 120%
garantizando de esta forma la clase de exactitud del CT. Para el caso en que la carga
conectada en el secundario del CT no se encuentre entre el 25% y el 100% y/o que la
corriente sea inferior al 50%, no se garantizarán los requisitos de exactitud y precisión
del CT establecidos en la NTC 2205.
Es decir, si los CTs en su condición normal de funcionamiento (corriente de plena
carga) operan con un nivel de carga (VA) menor al nominal, el porcentaje de corriente
deberá ser mayor al 50% de la nominal para garantizar su correcta operación.
El error de corriente y desplazamiento de fase no debe exceder los valores establecidos
en la NTC 2205 (cuarta actualización, tablas 11 y 12) cuando la carga secundaria es
cualquier valor entre 25% y 100% de la carga nominal.
4.2.4. Corriente térmica nominal y corriente dinámica.
El transformador de corriente puede presentar corrientes elevadas en sus devanados
en condiciones de cortocircuito. Para lo cual debe estar capacitado para resistir las
fallas que se presenten en el sistema o en la red a la que está conectado. Esta corriente
de cortocircuito, cuyo valor es varias veces mayor que la corriente nominal, produce
esfuerzos dinámicos y térmicos.
Para describir la capacidad de los transformadores de corriente ante eventuales
esfuerzos electrodinámicos, se debe asignar al CT una corriente térmica nominal de
corta duración (Ith) y una corriente asimétrica dinámica nominal (Idyn).
La corriente térmica nominal de corta duración (Ith), según la norma NTC 5019 deberá
seleccionarse de tal forma que:
[3]

43
En donde,
: Corriente máxima de cortocircuito en el punto del sistema donde va a ser conectado
el CT.
: El tiempo de duración del cortocircuito en segundos.
Es decir, La intensidad térmica del CT debe calcularse teniendo en cuenta la corriente
máxima de cortocircuito del sistema donde va a ser instalado el transformador de
corriente. Por ejemplo, según las condiciones anteriores y a partir de la información del
sistema de distribución del punto de conexión dado por la Figura 4, la corriente térmica
nominal de corta duración (con ) para los CTs debe ser:
Para el caso de la corriente dinámica nominal (Idyn), su valor debe seleccionarse de tal
forma que:
Por tanto, la capacidad de resistencia a los esfuerzos dinámicos es,
4.3. SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN (PTs).
La metodología y los parámetros de selección para transformadores de tensión son
análogos a los descritos en el numeral anterior para transformadores de corriente. Para
la correcta selección de los PTs la normativa de referencia ([4] y [5]) identifica cuales
son los principales parámetros que se deben someter a análisis, es decir, la normativa
colombiana establece los parámetros característicos de los transformadores de tensión
que se deben establecer.
4.3.1. Tensión primaria nominal.

44
Corresponde a la tensión nominal del sistema eléctrico al cual va a ser conectado
(según NTC 5019, numeral 6.4.2.1).
4.3.2. Tensión secundaria nominal.
La tensión secundaria nominal del PT debe corresponder a los rangos de
operación del medidor conectado a éste. La tensión secundaria normalizada es
120 V (NTC 5019, numeral 6.4.2.2).
4.3.3. Relación de transformación nominal.
La norma NTC 5019 (ver numeral 6.4.2.3) solo señala la definición, por tanto, la
relación de transformación nominal debe seleccionarse a partir de la relación de
la tensión primaria nominal a la tensión secundaria nominal. La NTC 2207 no
contiene información de la selección de éste parámetro.
4.3.4. Clase de exactitud.
La clase de exactitud de los transformadores de potencial debe seleccionarse en
forma análoga a la clase de exactitud de los transformadores de corriente (ver
numerales 3.1.1 y 3.1.2 del capitulo anterior).
4.3.5. Carga nominal (Burden).
En la NTC 5019 se específica que la carga nominal del transformador debe
seleccionarse de tal forma que la carga que se conecte en el circuito secundario
del transformador de tensión debe estar comprendida entre el 25% y el 100% de
la carga nominal (Burden) del PT para garantizar su adecuado funcionamiento
según los requisitos de la norma NTC 2207 (numeral 12.2: Límites de error de
corriente y desplazamiento de fase de los PTs para medida) y la norma NTC
5019 (numeral 6.4.2.4: Carga nominal).

45
5. RESPUESTA EN FRECUENCIA DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA.
Dos parámetros que se deben tener en cuenta en los acondicionadores de señal
(transformadores de medida) de los sistemas de monitorización de la calidad de la
energía eléctrica, para evitar medidas incorrectas, son la respuesta en frecuencia en
magnitud y fase.
Debido a las características técnicas de construcción de los transformadores de
potencial, estos tienen una respuesta en frecuencia por debajo de 1 kHz, aspecto
importante a tener en cuenta en el momento de seleccionar el tipo de PT, el cual debe
estar dimensionado para que no se sature. Una representación precisa del PT se puede
obtener en función de la carga aplicada, la cual debe ser de alta impedancia para
obtener una respuesta adecuada hasta frecuencias de 1 kHz.
El análisis de la respuesta en frecuencia para transformadores de corriente es más
complejo, pues varía en función de la clase de precisión, del tipo de CT, del número de
espiras, del material y la selección del núcleo y de la carga del circuito secundario. En
general los CTs presentan respuesta en frecuencia adecuada para la señal hasta
séptimo armónico (420 Hz). Para garantizar un margen de frecuencias elevadas se
deben utilizar transformadores de corriente tipo ventana con relación de
transformación elevada y bajo flujo remanente (por ejemplo, 10% de saturación del
núcleo).
Los transformadores de corriente (CTs) para utilizarlos con instrumentos de medida,
deben tener un ancho de banda igual o superior a la frecuencia del armónico más alto a
ser analizado. En la Tabla 10 se muestra el límite superior necesario de frecuencia
correspondiente al mayor armónico al que se desea efectuar medición.

46
Tabla 10. Transformador de corriente - Respuesta en frecuencia
Límite superior de frecuencia (Hz)
Mayor armónico
medido
3000 50
3780 63
6000 100
Fuente: Autores.
A continuación se presentan diferentes métodos que permiten analizar la respuesta en
frecuencia de los transformadores de medida para de esta forma determinar el ancho
de banda de los mismos.
5.1. ANÁLISIS DE LA RESPUESTA EN FRECUENCIA DE CTs Y PTs.
En esta parte del trabajo se realiza un análisis de la respuesta en frecuencia de
transformadores de medida con el objetivo de estudiar y conocer la respuesta de estos
equipos a perturbaciones como armónicos.
Es importante realizar el análisis descrito anteriormente debido a que no se establecen
en las normas técnicas colombianas ([3], [4] y [5]) y en las respectivas normas
internacionales ([1], [2] y [15]) requisitos y procedimientos de ensayo para verificar la
respuesta en frecuencia de los transformadores de medida de tal forma que se pueda
determinar los efectos de los CTs y PTs en la incertidumbre de los parámetros de
calidad de energía eléctrica.
En la Figura 5 se describe un método de caracterización en laboratorio de
transformadores de tensión y corriente en baja tensión que permite obtener una
evaluación de los niveles de distorsión armónica de las señales de tensión y corriente
en el sistema de distribución [22].

47
Figura 5. Estructura del sistema diseñado.
.
Fuente: J. Barros; “Caracterización en frecuencia de transformadores de tensión y corriente”,
Univ. De Cantabria, Santander – España, 1999.
El esquema de la Figura 5 del sistema propuesto por [22, J. Barros] realiza dos
funciones principales:
Generación de formas de onda de tensión y corriente con contenido de
armónicos.
Medida y almacenamiento de las formas de onda de las tensiones o corrientes
de los devanados primario y secundario del transformador bajo prueba para
evaluar su respuesta a las señales aplicadas.
Las formas de ondas generadas según el esquema (Figura 5) para el análisis de los
transformadores de medida y los resultados obtenidos de la evaluación de la distorsión
armónica a transformadores de corriente y potencial se pueden consultar en [22].
5.2. VERIFICACIÓN DEL ANCHO DE BANDA DE LOS CTs Y PTs.
Con el fin de conocer la respuesta de los transformadores de medida a diversas
perturbaciones (por ejemplo armónicos), se expone a continuación un método

48
alternativo, de tal forma que se realice un análisis del desempeño de los CTs y PTs
ante la inyección de corrientes y tensiones, con características que simulen disturbios
de calidad de energía eléctrica para establecer el ancho de banda de estos equipos y
de esta forma prever, cómo se puede afectar la incertidumbre de la medición de los
parámetros de calidad de la energía eléctrica por la inserción de los PTs y CTs.
El análisis se realizó teniendo en cuenta la información suministrada por el
PROGRAMA DE ADQUISICIÓN Y ANÁLISIS DE SEÑALES-PAAS de la
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA a partir del estudio realizado a CTs y PTs
instalados en las subestaciones y cabeceras de circuito del sistema de distribución de
CODENSA.
En este estudio se implementaron pruebas de laboratorio a transductores de medida de
diferente nivel de tensión (desde 34,5 kV hasta 230 kV) en el laboratorio Fabio
Chaparro-LABE de la Universidad Nacional en el cual se obtuvieron señales de prueba
de corriente y tensión de diferentes formas de onda con contenido de armónicos con el
objetivo de ser inyectadas en los devanados primarios y secundarios de los
transformadores de corriente y potencial respectivamente.
La metodología empleada por parte del grupo PASS-UN se presenta a continuación con
el objetivo de suministrar un procedimiento de ensayo que permita establecer el ancho
de banda y la relación de transformación de transformadores de medida de corriente y
tensión.
La obtención de la forma de onda distorsionada para transformadores de corriente se
realizó a través del circuito mostrado en la Figura 6, en donde se muestran varias
etapas:

49
Figura 6. Montaje elaborado para las pruebas a los transformadores de medida.
Fuente: Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre
verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs instalados en las
subestaciones de CODENSA.”
a. Una etapa que se encarga de la generación de corrientes con contenido de
componentes armónicos.
b. Un transformador elevador de corriente, el cual tiene el objetivo de incrementar la
magnitud de la señal de corriente inyectada y de esta forma alimentar el
transformador de medida bajo prueba.
c. La última etapa representa el transformador de medida bajo ensayo, al cual se le
realiza la medición de corriente en los dos devanados con el fin de analizar y
determinar el comportamiento ante señales con contenido de componentes
armónicas.
La forma de onda de prueba generada para transformadores de corriente se muestra en
la Figura 7. La cual tiene las siguientes características:

50
a. Es generada a partir de una onda sinusoidal a frecuencia industrial.
b. El tiempo activo por semiciclo es de 2 ms.
c. La magnitud depende del CT a evaluar con un límite superior de 400 A pico.
Figura 7. Forma de onda de prueba generada para CTs.
El esquema de la Figura 6 utiliza una fuente de tensión variable para inyectar corriente
en el devanado baja de un transformador elevador de corriente, ésta pasa a través de
un triac que se conecta intempestivamente dejando circular la corriente a través del
circuito en los últimos 2 ms de cada semiciclo de la señal sinusoidal de tensión,
generando una señal de corriente con contenido de armónicos.

51
La configuración descrita permite elevar el nivel de corriente en el secundario del
transformador elevador, dependiendo de la relación asignada para el ensayo (no
superior a 400 A). El transformador elevador tiene las siguientes características:
a. Burden: 20 VA.
b. Relación de Transformación: 200 /5 A.
c. Marca: Magrini Galilleo.
Las resistencias shunt se utilizan con el objetivo de hacer las medidas de las ondas de
entrada (inyectada) y de salida. Es importante tener en cuenta los límites de carga para
el transformador bajo prueba al momento de elegir la resistencia de medida puesta en
el lado de baja del mismo evitando saturarlo (en este esquema el valor de la resistencia
es de 498 mΩ).
Se realizaron pruebas de pulso transferido de corta y larga duración bajo un porcentaje
de carga del: 25%, 50% y 75% respectivamente. Siempre con medición de las señales
en los dos devanados del CT al mismo tiempo para tener una sola referencia para la
tensión. Tras establecer una rutina de ensayo se procesan los datos obtenidos con el
algoritmo FFT (obtención de espectros en frecuencia para los transformadores de
medida ensayados).
Con los espectros de frecuencia de las señales temporales se puede determinar el
ancho de banda como el rango de frecuencias en el que se concentra la mayor parte de
la potencia de la señal. Para determinar el ancho de banda del CT es necesario calcular
la potencia de la señal a través de la ecuación 4.
[4].
Donde es la transformada de Fourier de la señal en el tiempo. Por tanto, la
metodología presentada permite calcular la relación de transformación de los CTs y PTs
así como el ancho de banda de los mismos a partir de los espectros en frecuencia de
los transformadores de medida.

52
Un resumen de los resultados obtenidos por el grupo PASS-UN de la Universidad
Nacional se presenta a continuación. La Figura 8 muestra las componentes armónicas
de las corrientes de los dos devanados para condiciones de carga del 25% y 50%.
Figura 8. Espectros para el transformador de corriente BBC In=200 A.

53
A partir de los espectros en frecuencia de la Figura 8 y mediante el cálculo de la
potencia de las señales a partir de la ecuación 4, se analizó el rango de frecuencias en
el cual el dispositivo funciona adecuadamente. La Figura 9 muestra la potencia de las
componentes armónicas de las corrientes de los dos bobinados del transformador de
corriente sometido a prueba (con carga del 75%).
Figura 9. Espectros de potencia para el transformador marca BBC con In=200 A.

54
De la Figura 9 se puede observar que la mayor concentración de la potencia de la onda
inyectada al CT se encuentra hasta aproximadamente la frecuencia 420 Hz, es decir,
hasta la componente armónico de orden séptimo, esta misma característica se
mantiene en la señal de salida. Por tanto, el ancho de banda de los CTs ensayados
está comprendido entre 60 Hz y 420 Hz.
El ancho de banda para los PTs inductivos sometidos a ensayos presentó un
comportamiento similar a los CTs, es decir, el ancho de banda de estos equipos está
comprendido entre 60 Hz y 420 Hz; los resultados del espectro armónico y de potencia
para PTs inductivos se muestran en las figuras 10 y 11 respectivamente (con carga del
75%).
Figura 10. Espectro armónico para PT inductivo BBC 12 kV.

55
Figura 11. Espectro de potencias del PT inductivo BBC 12 kV.
Como complemento al análisis experimental expuesto anteriormente, a continuación se
presentan los resultados obtenidos mediante simulaciones de algunos de los métodos
expuestos y otros a partir de un método basado en barrido de frecuencia con amplitud
de fuente constante; éstas se realizaron a transformadores de medida de corriente a
través del software ATPDraw, los resultados obtenidos con el modelo del transformador

56
saturable del ATP son comparables a los obtenidos en el laboratorio Fabio Chaparro-
LABE de la Universidad Nacional.
El circuito de la Figura 12 se utilizó para establecer la respuesta en frecuencia en
magnitud y fase para transformadores de medida; el método de análisis utilizado
inicialmente es el barrido en frecuencia con amplitud de fuente constante mediante la
opción Frecuency Scan del ATPDraw. Para establecer la respuesta en frecuencia del
transformador de corriente ensayado se inyectó una señal de baja amplitud con un
barrido en frecuencias que va desde los 10 Hz hasta los 10 kHz.
Figura 12. Sistema implementado para analizar el comportamiento en frecuencia del CT.
Fuente: Autores.
La respuesta en frecuencia obtenida para el CT bajo condición de carga nominal
(Burden) se detalla en la Figura 13.
Figura 13. Respuesta en frecuencia del CT para condición de carga nominal.
Fuente: Autores.

57
Las respuestas obtenidas para el transformador de corriente con una condición de
carga del 75% de la carga nominal (Burden) a partir del barrido en frecuencia se
presentan en la Figura 14 (respuesta en frecuencia en magnitud y fase); el CT
ensayado tiene una relación de transformación nominal de 1200/5 A y una clase 1.
Figura 14. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT bajo prueba con carga del 75%.
Respuesta en frecuencia de fase
Fuente: Autores.

58
Es de resaltar que el CT recorta la señal de corriente en un 33% a partir de 500 Hz, de
igual forma para 1 kHz dicha señal se ha atenuado en un 77% de su valor nominal y
finalmente para 10 kHz la señal presenta una atenuación del 98% (Ver Figura 14).
La respuesta en frecuencia del transformador de corriente para valores de carga al 50%
y 25% de la carga nominal del CT se muestra en las Figuras 15 y 16 respectivamente.
Figura 15. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 50% de la carga nominal.
Fuente: Autores.
Figura 16. Respuesta en frecuencia en magnitud y fase del CT con 25% de la carga nominal.
Fuente: Autores.

59
De las Figuras 13,14,15 y 16 se observa que el transformador de corriente de medida
presenta una respuesta en frecuencia adecuada hasta 420 Hz (componente armónica
de orden siete para la frecuencia de 60 Hz), es decir, el CT atenúa en este rango de
frecuencias menos del 25% de la magnitud de la señal de corriente, presentando una
mejor respuesta en frecuencia para una condición de carga del 75% de la carga
nominal (Burden); por tanto, el ancho de banda de este CT se puede considerar
que es hasta 420 Hz.
Para analizar el comportamiento en frecuencia de los transformadores de medida por el
método implementado por el grupo PASS-UN, se simuló inyección de diferentes formas
de ondas de corriente con contenido armónico, es decir, se utilizó la representación de
cargas típicas (rectificadores o inversores de diferentes clases) para generar la onda
inyectada en el lado de alta corriente del transformador de medida.
La obtención de la forma de onda distorsionada para transformadores de corriente se
realizó con el circuito mostrado en la Figura 17*
.
Figura 17. Esquema para el análisis de CTs y PTs bajo la inyección de corrientes con contenido
de armónicos.
Fuente: Autores.
*
Los datos del CT para la realización de esta prueba, se encuentran en el capítulo seis; en éste también se muestra
el ingreso de datos y la obtención de diferentes características de los transductores de medida a través del
ATPDraw.

60
La forma de onda de prueba generada para transformadores de corriente se muestra en
la Figura 18.
Figura 18. Forma de onda generada a inyectar en los transformadores de medida.
Fuente: Autores.
A partir de los espectros en frecuencia de los transformadores de medida bajo estudio,
se analizó el rango de frecuencia en el cual el dispositivo funciona adecuadamente, es
decir se determinó el ancho de banda que permite registrar las perturbaciones de
calidad de la energía eléctrica de manera precisa y confiable. Con base en lo anterior
se presentan los espectros armónicos de corriente en los devanados del CT bajo
prueba cuya relación de transformación nominal es 1200/5 A (ver Figura 19).
Figura 19. Lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba y su espectro en frecuencia.

61
Fuente: Autores.
Otro parámetro que se analizó a partir de la función de transferencia del CT obtenida
con el espectro en frecuencia del mismo (la función de transferencia se obtuvo como la
división del armónico N de la señal de salida del instrumento entre el armónico N de la
señal de entrada) es la relación de corrientes (relación de transformación del CT).
En la Figura 20 se muestra la gráfica de la relación de transformación para el CT bajo
prueba.
Figura 20. Relación de transformación obtenida a partir del espectro en frecuencia de las
señales en el lado de alta y baja corriente del CT bajo prueba.
Fuente: Autores.
La relación nominal del CT es 1200/5 A, lo cual es equivalente a la relación 240/1
(entrada/salida), es decir RTC=0,0041666666 (salida/entrada, para el caso estudiado);

62
por tanto, la relación de transformación del CT a las frecuencias armónicas se
mantiene con un bajo porcentaje de error.
Como conclusión de este apartado, con los espectros en frecuencias de las señales
temporales (por ejemplo, los espectros descritos en la Figura 19) se puede determinar
el ancho de banda de los transformadores de medida y la función de transferencia del
mismo, de tal forma que se obtenga la relación de transformación y la incertidumbre de
la medición debido a la inserción de CTs y PTs.
5.3. EFECTOS EN LOS TRANSFORMADORES DE MEDIDA DEBIDO A LAS
CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUCCIÓN DEL NÚCLEO.
El ancho de banda de los transductores de medida (CTs y PTs) depende de las
características magnéticas del núcleo. Es decir, la relación entre la corriente de
magnetización y la tensión de fase es función de la curva de magnetización propia del
material con que se ha construido el núcleo del transformador de medida (por ejemplo,
acero silicoso de grano orientado). Para analizar los efectos que se presentan con
transformadores de medida debido a las características de construcción del núcleo, la
dificultad se encuentra en obtener los datos representativos para modelar el
comportamiento del mismo.
El desarrollo de nuevas tecnologías de fabricación de CTs y PTs convencionales no ha
resuelto este problema (característica no lineal y poca sensibilidad). Una posible
solución es la implementación de transformadores de medida con un ancho de banda
adecuado que permita obtener las perturbaciones inherentes a la calidad del suministro
presentes en el sistema eléctrico.
La reducción de los errores incorporados por los transformadores de medida en la
corriente o tensión secundaria, depende de la implementación de transformadores de
medida no convencionales que emplean una serie de metodologías diferentes de
captación de corriente o tensión

63
A continuación se presentan transformadores de medida que ofrecen mayor linealidad y
sensibilidad en gran parte del rango de medición y que solucionan algunos de las
limitaciones de los transformadores de medida construidos con núcleo de material
ferroso el cual provoca un comportamiento no lineal entre el campo magnético B y la
excitación.
5.3.1. Transformadores de medida ópticos.
Entre los transformadores de medida no convencionales desarrollados en los últimos
años esta el transformador óptico, el cual es un instrumento que garantiza en un rango
extendido de frecuencia la obtención de medidas a través de los equipos de calidad sin
perder linealidad ni confiabilidad. En la Figura 21 se muestra la operación de un
transformador de corriente óptico.
De la Figura 21 se deduce que el esquema de funcionamiento del captador óptico está
constituido por cinco fases: una fuente de luz, un sistema de transmisión óptica, un
elemento sensor, el sistema de recepción óptica y por último la etapa de procesamiento
de la señal.
Figura 21. Transformador de corriente óptico.
Fuente: “Modulo II - transformadores de instrumentos”, Universidad Tecnológica Nacional,
Buenos Aires-Argentina; Disponible en http://www.frlp.utn.edu.ar/materias/tydee/moduloii.pdf
Estos componentes se integran de la siguiente manera: la luz es emitida por un diodo
emisor de luz (LED) en el módulo electrónico y transmitida al sensor a través de un
cable de fibra óptica. La luz se polariza a la entrada del sensor y su intensidad es
modulada por el campo magnético al propagarse en una trayectoria cerrada alrededor

64
del conductor. A continuación, la luz retorna al módulo electrónico, donde la intensidad
de luz modulada es procesada para generar una señal de salida de tensión o corriente
analógica, proporcional a la corriente que pasa a través del sensor [23].
En resumen, los transformadores de medida ópticos permiten realizar mediciones con
clase de por lo menos 0,2 sobre el ancho de banda requerido en procesos de medición
de parámetros de calidad de la energía eléctrica, lo cual garantiza una adecuada
reproducción de la forma de onda de corriente o tensión.
5.3.2. Sensores de corriente lineales.
Otro tipo de sensores lineales de corriente con características óptimas para efectuar
medición de corriente bajo diferentes circunstancias y requerimientos de medición es el
transformador que utiliza anillos de Rogowski; su funcionamiento es equivalente al de
un transformador convencional pero con núcleo no magnético. Su sensibilidad a la
inducción magnética es, por lo tanto, mucho menor. Esto se soluciona elevando el
número de espiras utilizado en el secundario [23].
En las Figuras 22 y 23 se comparan las prestaciones en cuanto a sensibilidad y
linealidad de los transformadores de medida de corriente construidos con núcleo de
hierro al silicio (Si) de grano orientado pero de distinto montaje (Figura 22) y el sensor
lineal de corriente basado en la bobina de Rogowski (Figura 23).
Figura 22. Sensor de corriente con núcleo magnético para medición de energía.
Fuente: Marder F, - Franco A, Lombardero Oscar G; Dpto. de Ing. Eléctrica - Facultad de Cs.
Exactas y Naturales y Agrimensura, Universidad Nacional del Nordeste, Argentina [24].

65
Se observa que los transformadores de corriente presentan respuestas no lineales y de
poca sensibilidad en la zona de bajas corrientes debidas al proceso de magnetización
del material (Hierro al Si de grano orientado). Por tanto, los transformadores de
corriente convencionales no permiten realizar mediciones en un rango amplio sin perder
linealidad y sensibilidad, todo esto conduce a que estos instrumentos no den una
respuesta adecuada a los requerimientos que un sistema de medida de calidad de la
energía eléctrica demanda.
Figura 23. Sensor lineal de corriente para medición de energía.
Fuente: Marder F, - Franco A, Lombardero Oscar G; Dpto. de Ing. Eléctrica - Facultad de Cs.
Exactas y Naturales y Agrimensura, universidad Nacional del Nordeste, Argentina [24].
La Figura 23 muestra que la curva V-I del sensor basado en la bobina de Rogowski
tiene una respuesta lineal en todo el rango de funcionamiento ya que no existe material
magnético que saturar siendo casi tres veces más amplia que la de los CTs con núcleo.
Adicionalmente la bobina de Rogowski no requiere energía del sistema para funcionar,
por lo que el rendimiento del instrumento es elevado [24].
En resumen, los sensores de corrientes basados en la bobina de Rogowski son
instrumentos adecuados para actuar como sensor lineal de corriente en un rango
amplio de funcionamiento del equipo y pueden ser implementados en cualquier tipo de
aplicación debido a su adaptabilidad en diferentes escenarios de medición y bajo
consumo de potencia.

66
Una solución alternativa a reemplazar los transformadores por acondicionadores de
medida no convencionales es la de mejorar su exactitud usando técnicas de
compensación. Este proceso se implementa en la etapa de procesado de las señales
con el fin de compensar el error debido a transformadores de corriente y potencial y de
esta forma obtener correctamente el estado de calidad del sistema de energía. Algunos
autores ([20] y [21]) sugieren métodos que tienen el objetivo de calcular la onda teórica
(carente de error) en base a estimar para cada muestra la diferencia entre la onda real
registrada y la onda teórica. Sumando a cada muestra registrada el valor
correspondiente de esta diferencia se obtiene la forma de onda que se habría registrado
en caso de que el transformador de medida no hubiese introducido error en la corriente
y/o tensión secundaria, sin embargo esta solución no mejora la limitación de la
respuesta en frecuencia de los CTs y PTs..
Como conclusión de este apartado, se ve la necesidad de mejorar los equipos de
adecuación de las señales del sistema de monitorización de parámetros de calidad de
energía eléctrica, es decir se requiere mejorar las características de los
transformadores de medida. La mejor solución es reemplazar los transductores (CTs y
PTs) por nuevos, ópticos (con características lineales y un amplio rango de
funcionamiento), de clase 0,2 para un amplio rango de corrientes desde 4000 A hasta
menos de 5 A, sin embargo esta solución aún es costosa y esta en proceso de
desarrollo.

67
6. CARACTERIZACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA EN BAJA
TENSIÓN.
En este capítulo se describen diferentes métodos para la caracterización de
transformadores de medida a través de dos programas de simulación, con el fin de
analizar el comportamiento de los CTs y PTs que se emplearán en sistemas de
monitorización de la calidad de la energía eléctrica.
6.1. CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE EL ATP.
Debido a la incipiente literatura, existente en la temática del modelamiento de los
elementos que están involucrados en el estudio de transformadores de medida, se
presentarán los detalles de preparación e ingreso de datos para los transformadores de
corriente en el software ATP (Alternative Transients Program, versión no comercial del
EMTP). Se presenta solamente la caracterización de transformadores de corriente para
medida debido a que el nivel de tensión en el punto de conexión (nivel I) es el requerido
por el sistema metropolitano de telemetría, es decir, las señales de tensión que recibe
el sistema de monitorización de calidad de energía son las mismas que recibe la carga,
por tanto, no se requiere transformar las señales de tensión que recibe el sistema de
monitorización. Sin embargo, el modelo en ATP para representar los PTs es análogo al
utilizado para los CTs (ver Figura 24).
Para el estudio de CTs y PTs, el programa ATP tiene una aplicación que simula algunas
características y parámetros de los transformadores, con el propósito de establecer una
adecuada selección y un análisis del comportamiento del mismo ante diversos
disturbios y condiciones, ya que están relacionados con el acondicionamiento y
adquisición de las señales analizadas en estudios de calidad de energía eléctrica.
El ATP permite representar el transformador de medida de corriente (también el de
tensión) a través del elemento de transformador saturable de acuerdo a la Figura 24.

68
Figura 24. Modelo del transformador saturable del ATP.
Fuente: R. Folkers, SEL, “Determine Current Transformer Suitability Using EMTP Models,
presented a la 26th
Westerm Protective Relay Conference, Oct 26-28 de 1999 [19].
En la Figura 24 se observa que el modelo tiene en cuenta tanto las pérdidas en el
cobre como en el núcleo. Para ello utiliza resistencia en los devanados del primario y
secundario, y adicionalmente tiene en cuenta la saturación del núcleo utilizando un
modelo de inductancia no lineal.
Haciendo uso de la caja de herramientas de la interfaz ATPDraw, se incluye el
transformador saturable de la forma descrita en la Figura 25.
Figura 25. Inclusión del transformador saturable.
Fuente: Autores.
Un ejemplo de la asignación de parámetros para crear el modelo del transformador de
corriente puede verse en la Figura 26. Para editar cada uno de los componentes se
abre la caja de herramientas con el botón derecho del mouse.

69
Figura 26. Caja de herramientas para el “saturable 1 phase”.
Fuente: Autores.
Los datos y parámetros para representar el transformador de corriente son los
siguientes:
Lp y Ls: Inductancia en el circuito primario y secundario.
Rp y Rs: Resistencia en el circuito primario y secundario.
Rmag: Resistencia de magnetización.
Vrp y Vrs: Voltajes nominales del primario y secundario.
I0: Corriente que circularía por la rama de magnetización.
F0: Flujo de la rama de magnetización en estado estacionario.
En la Figura 27 se muestra la imagen del transformador saturable del ATP utilizado
para el modelado del transformador de corriente.
Figura 27. Transformador saturable monofásico del ATP (saturable 1 fase).
Fuente: Autores.

70
6.1.1. CURVA DE SATURACIÓN MEDIANTE ATPDraw.
La curva de saturación y por tanto, la característica de excitación del transformador de
corriente, se pueden obtener a partir de los datos suministrados por el fabricante
(valores eficaces de tensión y corriente) o por las pruebas de saturación realizadas
en laboratorio y/o campo.
Figura 28. Parámetros de la pestaña Attributes.
.
Fuente: Autores.
Para obtener e incluir la curva de saturación del transformador en ATP, se abre la caja
de herramientas del “saturable 1 fase” (Figura 26) y se establece el valor RMS=1 en la
pestaña Attributes. Posteriormente se ingresa a la pestaña Characteristics (Figura 28)
donde se ingresan los valores eficaces de la curva V vs I ascendentemente sin incluir el
punto (0,0).
Para visualizar la curva de saturación se utiliza el botón View de la pestaña
Characteristics, Figura 28. En esta figura también se observa los datos de la prueba de
vacío realizada al transformador para obtener la gráfica de la curva de saturación (ver
Figura 29).

71
Figura 29. Curva de Saturación calculada por ATP.
Fuente: Autores.
6.1.2. CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN DEL CT.
El elemento del transformador saturable “saturable 1 fase”, permite obtener la corriente
de magnetización del modelo de simulación para saturación del CT, seleccionando
medir corriente en la pestaña Attributes del transformador (ver Figura 31).
Figura 30. Modelo de simulación para saturación del CT.
Fuente: Autores.

72
En el modelo para saturación de la Figura 30 se utilizó una fuente de alimentación AC
type 14, la cual corresponde a una fuente sinusoidal de amplitud constante. Los otros
parámetros en el programa ATP del circuito de la Figura 30, hacen parte de la
representación de los sistemas de control mediante la opción de los TACS (Transients
Analysis Control System).
Figura 31. Opción medir corriente de magnetización.
Fuente: Autores.
La forma de onda y valores de la corriente de magnetización para el modelo en ATP del
transformador saturable se muestra a continuación (Figura 32), observándose el efecto
de la saturación del núcleo del transformador de corriente. La gráfica se realiza
mediante el comando PlotXY, el cual es una herramienta para obtener las gráficas de
todos los archivos de salida PL4.
Figura 32.
0 10 20 30 40 50 60 70[ms]
-3
-2
-1
0
1
2
3
[A]
Corriente de Magnetización del CT
Fuente: Autores.

73
El estudio de las componentes armónicas presentes en la corriente de magnetización
también es obtenida mediante el PlotXY y se han graficado en por unidad (I p.u.) del
armónico 1 (fundamental) en un determinado rango de frecuencias (ver Figura 33),
cubriendo las 30 primeras componentes armónicas.
Figura 33. Espectro armónico de la Corriente de Magnetización del CT.
0 5 10 15 20 25 30
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
harmonic order
Fuente: Autores.
En la Tabla 11, se detallan los valores de los diferentes componentes espectrales en
función de la frecuencia fundamental.
Tabla 11. Valores en p.u. del contenido armónico de la corriente de magnetización.
Harm. Amplitude Phase
0 9,73E-04 0,00E+00
1 1 -89,8
2 1,88E-03 89,946
3 0,74688 -89,349
4 1,79E-03 89,825
5 0,51746 -88,879
6 1,69E-03 89,619
7 0,28238 -88,318
8 1,66E-03 89,387
9 0,11007 -87,61
10 1,67E-03 89,193
11 8,22E-03 86,379
THD=96,238%
Fuente: Autores.

74
6.1.3. Modelado del lazo de histéresis.
Para analizar los efectos que se presentan con transformadores de medida debido a las
características de construcción del núcleo el lazo de histéresis proporciona información
del comportamiento no lineal del mismo. Es importante conocer y modelar dicho
comportamiento porque éste representa el fenómeno de saturación que se presenta en
los transformadores de medida.
La saturación que se puede presentar en los transformadores de medida con núcleo
magnético es debida por diversos factores como: La magnitud de la corriente primaria,
la carga conectada al secundario, la frecuencia y las propias características del
núcleo, entre otros. La saturación genera error de magnitud de la corriente secundaria
con respecto a la primaria, así como deformación de la onda primaria.
En el transformador de corriente, la rama en paralelo al secundario, representa los
fenómenos que ocurren en el núcleo del CT y es conocida como rama de
magnetización. Esta rama está compuesta por una resistencia que representa las
pérdidas en el hierro por calor en las láminas del núcleo y una inductancia que
representa el propio fenómeno de la inducción electromagnética. La inductancia de
magnetización no es constante. Esta no linealidad representa la saturación propiamente
dicha. El comportamiento no lineal del núcleo es estudiado utilizando la curva de
histéresis.
El lazo de histéresis es construido mediante la integración de la tensión en la rama de
magnetización, con lo cual se obtiene el flujo instantáneo del transformador de corriente
(Figura 34), esto se logra por medio de un modelo integrador realizado con la
herramienta TACS, seleccionando el elemento Transfer Functions y posteriormente
General. La corriente de magnetización se obtiene de la misma forma que en la Figura
31.

75
Figura 34. Flujo instantáneo del CT.
Fuente: Autores.
Figura 35. Lazo de histéresis del Modelo de simulación para saturación del CT.
Fuente: Autores.
6.1.4. Relación de transformación y error de corriente en el CT
Para comprobar la relación de transformación del transformador de corriente (RTC), se
emplea el modelo de la Figura 36. En la figura 37 se muestran la corriente primaria y

76
secundaria del transformador 1200/5, donde puede observarse que se satisface la
relación de transformación para el CT.
Figura 36. Modelo en ATP para simular la Relación de Transformación en el CT.
Fuente: Autores.
Figura 37. Corrientes en el primario y secundario del CT 1200/5.
0 10 20 30 40 50[ms]
-300
-200
-100
0
100
200
300
[A]
Corriente Primaria
0 10 20 30 40 50[ms]
-1.00
-0.75
-0.50
-0.25
0.00
0.25
0.50
0.75
1.00
[A]
Corriente Secundaria
Fuente: Autores.

77
Otra forma de verificar la validez de la relación de transformación, sería mediante la
comparación del valor eficaz de las corrientes que circulan por los devanados primario y
secundario respectivamente. En la tabla 12, se encuentran los valores eficaces
obtenidos a través del ATP, mediante la herramienta TACS, en donde se selecciona
Devices y posteriormente Rms meter-66 (ver Figura 36).
Tabla 12. Valor eficaz de la Ip y de la Is del CT 1200/5 obtenidas mediante ATP.
Tiempo (ms) Ip (A-rms) Is (A-rms) %Error %Ip
0,31513 9,2056 0,038744 1,00982011 3,83566667
1,1555 63,538 0,26544 0,26377916 26,4741667
2,6261 172,32 0,71853 0,07381616 71,8
4,7269 238,52 0,99381 -0,00234781 99,3833333
6,6176 177,79 0,74028 -0,06907025 74,0791667
9,0336 31,555 0,13193 0,34289336 13,1479167
10,294 126,76 0,52883 0,12559167 52,8166667
12,71 237,17 0,98828 0,00725218 98,8208333
14,286 211,47 0,88074 -0,04369414 88,1125
16,597 56,915 0,23646 -0,2892032 23,7145833
23,95 133,46 0,55542 -0,11928668 55,6083333
33,088 70,747 0,29407 -0,24057557 29,4779167
40,441 145,99 0,60767 -0,10219878 60,8291667
48,8634 155,6 0,647775 -0,08611825 64,8333333
Fuente: Autores.
Con los valores eficaces, es posible calcular el error de transformación del CT para
diferentes porcentajes de la corriente primaria nominal (Ipn). Los resultados se muestran
en la tabla 12 para un valor del 60% de la carga nominal (Burden). Se puede observar
en la Figura 38, que el error de corriente (%Er) aumenta para porcentajes bajos de
corriente primaria nominal, es decir, a menor corriente primaria real (Ip) el error
introducido por el transformador de corriente aumenta. Por tanto, para valores de
corriente primaria real por debajo del 50% de la Ipn, no se está garantizando los
requisitos de exactitud o precisión del CT.

78
Figura 38. Variación del %Er con respecto al porcentaje de corriente nominal primaria del CT.
Fuente: Autores.
Es claro que para bajas corrientes se afecta directamente la precisión del transformador
de corriente. La Figura 38 ilustra lo anterior.
6.2. CARACTERIZACIÓN DE COMPONENTES MEDIANTE MATLAB Y/O
SIMULINK.
Algunos de los modelos realizados en la plataforma de MATLAB (SIMULINK), como
parte complementaria para una adecuada selección de transformadores de corriente y
teniendo como parámetro primordial la saturación se muestran a continuación.
El esquema para realizar los ensayos de circuito abierto y corto circuito en
transformadores de medida de corriente en el software Simulink de Matlab se muestra
en la Figura 39.

79
Figura 39. Ensayos de circuito abierto y cortocircuito en transformadores de corriente.
Fuente: Autores.
En este modelo se obtienen las potencias consumidas en los ensayos de corto
circuito y circuito abierto, además es posible visualizar la curva de histéresis que
es obtenida mediante la integración de la señal de tensión en la rama de
magnetización, obtenida en función de la corriente de excitación.
El bloque del Saturable Transformer de Simulink permite obtener las graficas de: las
corrientes de excitación y magnetización, las corrientes primaria y/o secundaria, el
flujo magnético entre otros. Los resultados se compararon con el programa
ATPDRAW, obteniendo valores similares.
Como herramienta de visualización opcional de resultados se implemento el bloque
POWERGUI, con el cual se obtienen los valores de corriente y tensión pico y/o RMS
de los elementos y fuentes (ver Figura 40).

80
Figura 40. Herramienta de visualización, POWERGUI de Simulink.
Fuente: Autores.
También se puede obtener información de las componentes armónicas, la distorsión
armónica total (THDV) entre otros, a partir del análisis de la FFT implementada a
partir de bloques y visualización en POWERGUI.
Con el circuito saturación-Simulink, se obtiene la curva de histéresis mediante la
implementación directa de la corriente de magnetización y el flujo ligado al núcleo
del CT. También es posible obtener la curva de histéresis a partir del flujo en función
de la corriente efectiva en la rama de magnetización.
Con este software también se construyen curvas de histéresis con las
características que el usuario desee y almacenarlas en diferentes archivos .MAT. Es
permitido utilizar la misma característica para cada bloque de transformador o
implementar diferentes archivos para cada CT. Hay que seleccionar la casilla
“Simulate hysteresis” en las mascaras de los bloques de los transformadores y
especificar un archivo .MAT para ser utilizado por el modelo.

81
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La realización del trabajo de grado ha permitido, a partir del análisis de las
metodologías propuestas por las normas técnicas colombianas para la selección de
transformadores de medida, establecer su aplicabilidad para sistemas de monitorización
de la calidad de la energía eléctrica. En el análisis realizado se ha encontrado la
necesidad de proponer pruebas adicionales para estos equipos para garantizar una
adecuada monitorización de la calidad de la energía eléctrica. A continuación se
presentan las conclusiones del trabajo realizado y se proponen algunas
recomendaciones para la realización de futuros estudios relacionados con los
7.1. Conclusiones.
Las conclusiones de este trabajo son las siguientes:
Debido a que no existe un método para seleccionar la clase de exactitud para
transformadores de corriente y de potencial, que permita evaluar el funcionamiento
de los mismos en el sistema de medida de calidad de la energía eléctrica, se ha
suministrado a manera de propuesta un procedimiento con una serie de pasos que
permitan una adecuada selección e instalación de los transformadores para
garantizar la obtención de datos con la clase de exactitud requerida en este proceso.
Se desarrollaron procedimientos de prueba y protocolos de ensayo con base en el
equipo CPC 100 de OMICRON, con el objetivo de proporcionar el funcionamiento
del equipo y de esta forma caracterizar y calibrar adecuadamente en laboratorio y
en sitio los transformadores de medida. Los procedimientos de prueba se han
remitido a la Electrificadora de Santander S.A. E.S.P. con el fin de que se puedan
realizar las pruebas de desempeño a los CTs que se encuentran instalados en los
transformadores del sistema de distribución de la Electrificadora en el área
metropolitana.

82
Parámetros como la respuesta en frecuencia y los niveles de las señales, los cuales
se deben tener en cuenta con el objetivo de obtener medidas adecuadas a través de
los CTs y PTs con la incertidumbre requerida en el proceso de monitorización, se
han modelado en ATPDraw para así comparar los datos obtenidos con los
resultados de los modelos implementados en el laboratorio Fabio Chaparro-LABE de
la Universidad Nacional; con estos resultados se verificó el ancho de banda de los
transductores de medida concluyendo que los equipos no reflejan correctamente el
estado de calidad del sistema debido a que no capturan de manera precisa y
confiable las componentes de frecuencias de las distintas perturbaciones de calidad
de energía presentes en el sistema de distribución.
Se identificaron criterios técnicos que ayudan en la selección de CTs y PTs ya que
en las NTC exigibles por la CREG es difícil establecer las especificaciones que
deben éstos cumplir para la monitorización de parámetros de calidad de la energía
eléctrica y en algunos casos es difícil su interpretación. Por tanto, este proyecto da
algunas recomendaciones que deben cumplir los transformadores de medida y los
procedimientos de selección de CTs y PTs de las normas y resoluciones que
regulan la calidad de la energía eléctrica.
La implementación de transformadores de medida con la exactitud requerida para
cumplir con las exigencias de clase A según las resoluciones CREG 024 de 2005 y
016 del 2007 es costosa por las características de los equipos requeridos en el
proceso de monitorización y por la falta de patrones nacionales que permitan
realizar la calibración, ya que los existentes sólo son adecuados para señales que
trabajen a una frecuencia industrial de 60 Hz.
Debido a la falta de procedimientos normalizados que garanticen la selección de
transformadores de medida con las características y parámetros adecuados, los
resultados de este trabajo de grado han permitido desarrollar, ajustar y validar los
modelos presentados como metodología para realimentar la información de los
estándares y normas establecidas para el análisis de la calidad de la energía
eléctrica.

83
Como producto del trabajo se presentó a evaluación una ponencia, la cual fue
aceptada y presentada en el V Simposio Internacional sobre Calidad de la Energía
Eléctrica - SICEL 2009. El título de la ponencia es: “Aspectos a tener en cuenta
en la selección de transformadores de medida para monitorizar la calidad de
energía eléctrica” y en el anexo 3 se incluye la publicación.
7.2. Recomendaciones.
Se necesita mejorar los equipos de adecuación de las señales del sistema de
monitorización de parámetros de calidad de energía eléctrica colombiana a la luz de
las exigencias CREG en cuanto a clase A se refiere. La mejor solución es
reemplazar los transductores (CTs y PTs) por nuevos, bien sean ópticos (con
características lineales y un amplio rango de funcionamiento), de clase 0,2 para un
amplio rango de corrientes desde 4000 A hasta menos de 5 A, aunque en el proceso
dicha solución sea costosa o desarrollar un estudio real y a fondo para replantear la
idea de clase A en Colombia y su impacto económico.
Para cumplir con las exigencias de calidad de energía eléctrica establecidas por la
reglamentación colombiana a través de la Comisión de Regulación de Energía y
Gas (CREG), se deberían implementar métodos de compensación en la etapa de
procesado de la señal para reducir el error debido a la inserción de transformadores
de corriente y potencial en el proceso de monitorización de parámetros de calidad
de la energía eléctrica, esto provee una alternativa al cambio de transformadores de
medida lo cual resulta costoso ya que en Colombia no se cuenta con los equipos y
laboratorios acreditados para medir con la exactitud requerida (clase A).
La normativa colombiana deberá realimentarse para así llegar a manejar de una
manera homogeneizada patrones tales como: Burden y respuesta en frecuencia
para la realización de ensayos y posterior calibración de CTs y PTs, bajo la luz de
estudios en Calidad de la Energía llevados actualmente en el mundo.

84
REFERENCIAS
[1] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (IEC). “Standard
International 60044-1 Part 1: Current Transformers”.
[2] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION (IEC). “Standard
International 60044-2 Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”.
[3] Norma Técnica Colombiana NTC 2205, “Transformadores de Medida.
Transformadores de Corriente” Cuarta Actualización, Icontec, Colombia, 2004.
[4] Norma Técnica Colombiana NTC 2207, “Transformadores de Medida.
Transformadores de Tensión Inductivos” Tercera Actualización, Icontec, Colombia,
2004.
[5] Norma Técnica Colombiana NTC 5019, “Selección de Equipos de Medición de
Energía Eléctrica” Segunda Actualización, Icontec, Colombia, 2007.
[6] Ley 143 de 1994 Congreso de la República de Colombia. Colombia.
[7] Ley 142 de 1994 Congreso de la República de Colombia. Colombia.
[8] Resolución 025 de 1995 Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG.
Colombia.
Colombia.
Colombia.

85
Colombia.
Colombia.
Colombia.
[14] Documento CREG-104 de 2007, Modificación al Código de Medida (Propuesta
para discusión). Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG. Colombia.
[15] IEC 61000-4-30 “Técnicas de ensayo y de medida Métodos de medida de la
calidad de suministro”, IEC 61000-4-30(2003), CENELEC, Bélgica, abr. 2003.
[16] OMICRON, CPC 100 Reference Manual. OMICRON, 2008.
[17] Ingrid Del Pilar Montañés Moreno, Jayson Steve Oliveros Ávila. Definición de un
procedimiento general de control a la gestión de medición en las fronteras comerciales
del mercado eléctrico colombiano, Universidad de la Salle, Bogotá D.C. 2008.
[18] Berrosteguieta, Jaime, “Introducción a los transformadores de medida”.
Electrotécnica Arteche Hnos., S.A. - Mungia. Disponible en: www.arteche.es. Fecha de
descarga: Junio 11 de 2008.
[19] R. Folkers, SEL, “Determine Current Transformer Suitability Using EMTP Models”,
presentado a la 26th
Westerm Protective Relay Conference, Oct 26-28 de 1999.
[20] Locci N.; Muscas C., “A digital compensation method for improving current
transformer accuracy”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 15, Nº 4, Julio 2000.

86
[21] Yu D.C. ; Cummins J.C. ; Wang Z. ; Yoon H. Kojovic L.A., “Correction of current
transformer distorted secondary currents due to saturation using artificial neutral
networks”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 16, Nº 2, Julio 2001.
[22] J. Barros, V.M. Moreno, T. Cora; “Caracterización en frecuencia de
transformadores de tensión y corriente”, Univ. De Cantabria, Depto. De Electrónica y
Computadores, Santander – España, 1999.
[23] “MODULO II - TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS”, Universidad
Tecnológica Nacional, Buenos Aires – Argentina; Disponible en
http://www.frlp.utn.edu.ar/materias/tydee/moduloii.pdf Fecha de descarga: 20 de marzo
de 2009.
[24] Marder F, - Franco A, Lombardero Oscar G; “Sensor lineal de corriente para
medición de energía”, Dto. de Ing. Eléctrica - Facultad de Cs. Exactas y Naturales y
Agrimensura – UNNE, 9 de Julio 2003, Corrientes - Argentina.
[25] Innovación Tecnológica en Gestión Integral de Calidad de Energía “Informe sobre
verificación del ancho de banda y relación de transformación de los PTs y CTs
instalados en las subestaciones de CODENSA.” Bogotá, Colombia, 2007.

87
ANEXOS
ANEXO 1. Procedimientos de pruebas para CTs y PTs.
Esta parte del trabajo contiene los procedimientos de prueba desarrollados con base en
el equipo CPC 100 de OMICRON, éstos se han desarrollado con el objetivo de
suministrar la metodología requerida para caracterizar y parametrizar los CTs y PTs y
de esta forma implementar dichos transductores adecuadamente en un sistema de
monitorización de parámetros de calidad de potencia eléctrica según los requerimientos
de la comisión de regulación de energía y gas (CREG).
Los procedimientos de prueba realizados se muestran a continuación:
I. PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA PARA CARACTERIZAR PARAMETRIZAR
TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE CORRIENTE (CTs).
i. Burden CT.
ii. Curvas de magnetización.
iii. Prueba de aislamiento (para CTs y PTs).
iv. Resistencia secundaria.
v. Transformación y polaridad.
vi. Resistencia de aislamiento MEGGER.
II. PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA PARA CARACTERIZAR PARAMETRIZAR
TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE POTENCIAL (PTs).
i. Burden PT.
ii. Polaridad.
iii. Relación de transformación, error de fase y de magnitud.
iv. Resistencia de aislamiento.
v. Resistencia devanados.
La presentación de los procedimientos está descrita en el orden relacionado
anteriormente, es decir, se presenta inicialmente los procedimientos de prueba para
transformadores de corriente y posteriormente los procedimientos relacionados con los
transformadores de potencial.

88
Operador de red Fecha:
OR
BUCARAMANGA-COLOMBIA Consecutivo: Página 1 de 3
Procedimiento de pruebas
Transformador de corriente
Burden CT
CLIENTE: No. ST:
OBRA/LUGAR: No. PEDIDO:
SISTEMA:
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE:
BURDEN
TIEMPO DE EJECUCIÓN: HORAS CONTINUAS
SI
NO
FECHA DE INICIACIÓN: HORA:
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
3. DEFINICIONES Y ABREVIATURAS
4. NORMAS Y REFERENCIAS
5. MATERIALES Y EQUIPOS UTILIZADOS
6. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES
7. PERSONAL RESPONSABLE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
Medir la carga del CT en VA y factor de potencia (cos Φ).
Verificar que los circuitos de corriente de los CT se encuentran cortocircuitados.
2. ALCANCE
Esta prueba aplica para transformadores de corriente inmersos en líquido y transformadores de
corriente tipo seco.

89
OR
Burden CT
3.1 DEFINICIONES
Clase: según las normas IEC es el porcentaje más alto de error de corriente a la corriente nominal.
Burden: Carga en VA del circuito secundario del CT.
3.2 ABREVIATURAS
CT: Transformador de Corriente
IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers”.
NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”.
IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”
EQUIPO OMICRON CPC 100.
CABLES DE PRUEBA Y ACCESORIOS.
Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma:
• Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 “Diagrama de conexiones prueba
CT Ratio Burden” se procederá a conectar el equipo CPC 100 al transformador de corriente.
• Se deben verificar que los links de las borneras de corriente del circuito se encuentran cerrados.
• El equipo de prueba inyecta una corriente secundaria y mide el voltaje de caída en el circuito
secundario.
• Con esta prueba se garantiza que el CT no tiene ningún circuito secundario abierto por cada uno
de sus núcleos.
• La duración de la prueba es aproximadamente 8 segundos.
• Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada CT.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios se verificará el circuito secundario.

90
OR
Burden CT
La prueba será ejecutada por un Ingeniero y un Técnico de Pruebas.
8. ANEXOS
8.1 DESCRIPCIÓN GRÁFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS
9. OBSERVACIONES

91
OR
CURVAS DE MAGNETIZACIÓN
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
VERIFICACIÓN CURVAS DE MAGNETIZACIÓN DEL TRANSFORMADOR SECUNDARIO
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto determinar la característica de magnetización de cada uno de los
núcleos del transformador de corriente.
2. ALCANCE

92
OR
3.1 DEFINICIONES
Curvas de saturación: La corriente de excitación del CT varía con el voltaje secundario. Uno suele
chequear la curva de excitación (o magnetización) aplicando un voltaje variable a las terminales
secundarias con el circuito primario abierto. La curva resultante muestra que a medida que se aumenta el
voltaje aplicado. La corriente de excitación aumenta de forma lineal hasta alcanzar la base de la curva. En
dicho punto el hierro se satura y la corriente aumenta en una tasa mayor.
3.2 ABREVIATURAS
IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”.
EQUIPO DE INYECCIÓN CPC 100.
MULTÍMETRO FLUKE.
• Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar el equipo
de medida CPC 100 al transformador de corriente.
• El equipo de prueba inyecta una serie de valores de tensión de acuerdo a los valores de ajuste
inicial y mide la corriente respectiva para los diferentes valores de tensión, los cuales permiten
construir la gráfica con la curva de magnetización del CT.
• Se hará la prueba para cada uno de los núcleos del CT.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba y se investigará la prueba
de fábrica.

93
OR
8. ANEXOS
8.1 Determinación de la curva de magnetización
9. OBSERVACIONES

94
OR
PRUEBA DE AISLAMIENTO
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
VERIFICACIÓN RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto determinar la capacidad dieléctrica que tiene el aislamiento, entre el
devanado primario y secundario o entre tierra y el devanado secundario del transformador de
corriente.
2. ALCANCE

95
OR
3.1 DEFINICIONES
Tensión de Soporte (Voltage Withstand): La tensión que un transformador de corriente es capaz de
soportar sin presentar fallas o una formación de arco cuando se prueba en condiciones específicas.
También se le llama tensión de resistencia o tensión de solidez.
OMICRON CPC 100.
• Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.3 se procederá a conectar el equipo de
medida CPC 100 al transformador de corriente.
• El equipo CPC 100 aplica la tensión de prueba a la salida durante el espacio de tiempo especificado.
• Durante la prueba, la tensión de prueba aumenta conforme a una característica de rampa desde 0 V
hasta Vprueba. Las medidas se toman de manera continua.
• Posteriormente Vprueba disminuye conforme a una característica de rampa.
• Tras introducir la tensión de prueba y la duración y pulsar el botón Start, la tarjeta de prueba
determina la corriente de fugas que circula por el aislamiento.
• Se debe introducir el umbral de corriente correspondiente a la corriente máxima de fuga (el CPC 100
se apaga automáticamente si se sobrepasa la corriente máxima de fuga).
• La tensión de prueba nominal máxima suministrada por el equipo de medida es 2 kV.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba y se investigará la prueba de
fábrica.

96
OR
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES

97
OR
RESISTENCIA DE DEVANADOS SECUNDARIOS.
CLIENTE: No. ST:
OBRA/LUGAR No. PEDIDO:
SISTEMA:
VERIFICACIÓN RESISTENCIA SECUNDARIA Y RESISTENCIA DEL CIRCUITO SECUNDARIO
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
Medir la resistencia del devanado secundario de cada uno de los núcleos del transformador de
corriente, y de esta forma poder comparar los resultados con los datos suministrados por el
fabricante.
2. ALCANCE

98
OR
3. ABREVIATURAS
3.1 ABREVIATURAS
OMICRON CPC 100.
• Acordonar el área de trabajo.
medida CPC 100 al transformador de corriente.
• El equipo de prueba inyecta un voltaje directo por el devanado secundario de acuerdo a los valores de
ajuste inicial y mide la corriente continua que circula por a través de este. Con la relación de estos dos
valores calcula la resistencia del devanado. La corriente inyectada en el secundario varía de acuerdo a
la relación de transformación propia del CT.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba.

99
OR
8. ANEXOS
8.1 DESCRIPCIÓN GRAFICA DEL PROCEDIMIENTO DE PRUEBAS
•
Determinación de la resistencia de los devanados
9. OBSERVACIONES

100
OR
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, EXACTITUD Y POLARIDAD
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y POLARIDAD
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
Medir la relación de transformación de cada uno de los núcleos del transformador de corriente, y de
esta forma poder comparar los resultados con los datos suministrados por el fabricante.
Verificar la exactitud de los CT`-s (Error de corriente y de fase) con base en la norma NTC 2205.
Carga conectada en VA y factor de potencia (cos(Φ)).
Verificar la polaridad de cada uno de los núcleos del transformador de corriente.
2. ALCANCE

101
OR
3.1 DEFINICIONES
Polaridad: La designación de la dirección instantánea relativa de la corriente que entra por el terminal
primario y sale por el terminal secundario durante la mayor parte de medio ciclo.
3.2 ABREVIATURAS
CT: Transformador de Corriente.
EQUIPO DE VERIFICACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, POLARIDAD Y EXCITACIÓN OMICRON CPC 100.
MULTÍMETRO DIGITAL FLUKE Y MINIPINZA DE CORRIENTE DE PRECISIÓN.
CT Ratio Burden” se procederá a conectar el equipo CPC 100 al transformador de corriente.
• Se deben cortocircuitar los devanados que se están probando.
• El equipo de prueba inyecta una corriente por el primario de acuerdo a los valores de ajuste inicial y
mide la corriente que circula por el devanado secundario que se está probando con magnitud y
ángulo. La corriente inyectada en el primario es de aproximadamente 100 A, pero varía de acuerdo
a la relación de transformación propia del CT.
• Con esta conexión del equipo verifica la polaridad del devanado secundario que se está probando,
con relación al devanado primario.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios tanto en la polaridad como en la relación se debe
considerar el cambio del equipo.

102
OR
La prueba será ejecutada por un Ingeniero y Técnico de Pruebas.
8. ANEXOS
Diagrama para la prueba de Relación de Transformación:
Accesorio para la prueba de Polaridad:

103
OR
RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto determinar la resistencia de aislamiento del transformador de corriente
bajo prueba y verificar si su valor es conveniente.
La resistencia de aislamiento debe ser de aproximadamente un M por cada 1 kV del voltaje de
operación, con un valor mínimo de un mega ohm. En la práctica las lecturas están
considerablemente arriba de este valor en equipos nuevos o cuando el aislamiento está en buenas
condiciones.
Para equipos con capacidades de 4,16 kV y mayor se utilizan tensiones de prueba entre 1 kV y 5 kV
o mayores.
2. ALCANCE

104
OR
3.1 DEFINICIONES
Resistencia de aislamiento: Debido a que ningún aislamiento es perfecto, cierta cantidad de corriente fluye
a través del elemento, tal corriente solo puede ser de un millonésimo de ampere, pero es la base para el
equipo de prueba de aislamiento, el cual se encarga de medir dicha resistencia.
Megger: Equipo de medida para resistencias altas, el cual mediante la aplicación de una tensión continua a
través del elemento a probar y la medición de corriente circulante a través del aislamiento del mismo,
determina la resistencia del elemento. Este equipo no ocasiona deterioros en el aislamiento.
IEC 60044-1, “Instrument Transformers-Part 1: Current Transformers ”
NTC 2205, “Transformadores de Medida. Transformadores de Corriente”
IEEE Std C57.13-1993, “IEEE Standard Requirements for Instruments Transformers”
Megger.
• No desconecte la conexión a tierra del tanque.
• Asegúrese de que el tanque se encuentre aterrizado.
• Desconecte todas las conexiones de alta y baja.
medida al transformador de corriente y se realizaran las siguientes pruebas:
Alta – baja
Alta – tierra
Baja – tierra
Entre devanados
• Se efectuara la medida seleccionando la escala apropiada.
• Se tomaran medidas de resistencia de aislamiento a los 60 segundos.
• Simultáneamente se tomarán medidas de temperatura ambiente y humedad en el momento de la
prueba.
• En el caso de que en la prueba alta – baja o baja – tierra la resistencia no cumpla con los valores
esperados se realizara la prueba individualmente para cada uno de los devanados.

105
OR
8. ANEXOS
1. Alta- Baja
1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2
2. Alta – Tierra
1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2
MEGGER
+
MEGGER
+

106
OR
3. Baja - Tierra
1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2
4. Entre devanados
1s1 1s2 2s1 2s2 3s1 3s2 4s1 4s2 5s1 5s2 6s1 6s2
9. OBSERVACIONES
A continuación se presentan los procedimientos de pruebas para transformadores de
potencial.
MEGGER
+
MEGGER
+

107
OR
Transformador de potencial
Burden PT
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
BURDEN
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
Medir la carga del PT en VA y el factor de potencia (cos(Φ)).
2. ALCANCE
Esta prueba aplica para transformadores de potencial inmersos en líquido y transformadores de
potencial tipo seco.

108
OR
Burden PT
3.1 DEFINICIONES
Burden: Carga en VA del circuito secundario del PT.
3.2 ABREVIATURAS
PT: Transformador de Potencial.
IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers”.
NTC 2207, “Transformadores de Medida. Transformadores de Tensión Inductivos”.
PT Burden” se procederá a conectar el equipo CPC 100 al transformador de potencial.
• Se introduce la tensión nominal del secundario y la tensión de prueba, posteriormente se pulsa el
botón STAR para iniciar la prueba.
• El equipo de prueba inyecta una tensión secundaria y mide la carga conectada en el secundario y
el factor de potencia (cos (Φ)), incluida la corriente del secundario y el ángulo entre tensión y
corriente.
• Salida utilizada hasta 130 V CA. Entrada utilizada: 10 V CA y 300 V CA.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios se verificará el circuito secundario.

109
OR
Burden PT
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES

110
OR
POLARIDAD
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
TRANSFORMADOR DE POTENCIAL:
VERIFICACIÓN DE LA POLARIDAD
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto chequear la polaridad de los transformadores de potencial y verificar
si cumple con lo establecido en la NTC 2207
2. ALCANCE

111
OR
POLARIDAD
3.1 DEFINICIONES
Polaridad: La designación de la dirección instantánea relativa de la corriente que entra por el terminal
primario y sale por el terminal secundario durante la mayor parte de medio ciclo.
3.2 ABREVIATURAS
PT: Transformador de Potencial
Para el desarrollo de la prueba se procederá de la siguiente forma. Ver anexo 8.1
• Se conecta la salida de 2 kV AC del equipo CPC 100 entre alta y tierra y se verifica la polaridad del PT
con el accesorio mostrado en el anexo 8.1
• Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada PT.

112
OR
POLARIDAD
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES

113
OR
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, ERROR DE FASE Y DE MAGNITUD
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA:
TRANSFORMADOR DE POTENCIAL:
VERIFICACIÓN RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto chequear la relación de transformación de los transformadores de
potencial y verificar si cumple con lo establecido en la NTC 2207.
Calcular la relación real y la desviación con respecto a la relación nominal (Error de fase y de
magnitud).
2. ALCANCE

114
OR
3.1 DEFINICIONES
3.2 ABREVIATURAS
PT: Transformador de potencial
• Según el esquema de conexión que se adjunta se procederá a conectar el equipo de prueba al PT.
• Se efectuarán pruebas utilizando la máxima tensión que sea posible inyectar sin forzar el equipo.
• Se realizarán varias medidas con diferentes tensiones aplicadas de acuerdo con el protocolo anexo.
• Se realizará la prueba para cada uno de los devanados secundarios de cada PT.

115
OR
8. ANEXOS
9 OBSERVACIONES

116
OR
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA: =
TRANSFORMADOR DE POTENCIAL: +
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto determinar la resistencia de aislamiento del transformador de potencial
bajo prueba y verificar si su valor es conveniente.
La resistencia de aislamiento debe ser de aproximadamente 1 M por cada 1 kV del voltaje de
operación, con un valor mínimo de 1 M . En la práctica las lecturas están considerablemente arriba
de este valor en equipos nuevos o cuando el aislamiento está en buenas condiciones.
Para equipos con capacidades de 4,16 kV y mayor se utilizan tensiones de prueba entre 1 kV y 5 kV
o mayores
2. ALCANCE

117
OR
3.1 DEFINICIONES
Resistencia de aislamiento: Debido a que ningún aislamiento es perfecto, cierta cantidad de corriente fluye
a través del elemento, tal corriente solo puede ser de un millonésimo de Amper, pero es la base para el
equipo de prueba de aislamiento, el cual se encarga de medir dicha resistencia.
MEGGER: Equipo de medida para resistencias altas, el cual mediante la aplicación de una tensión continúa
a través del elemento a probar y la medición de corriente circulante a través del aislamiento del mismo,
determina la resistencia del elemento. Este equipo no ocasiona deterioros en el aislamiento.
AVO INTERNATIONAL, MEGGER PRUEBAS DE AISLAMIENTO.
IEC 60044-2, “Instrument Transformers-Part 2: Inductive Voltage Transformers ”.
MEGGER AVO BM11D, con accesorios y puntas de prueba incluidas.
• Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar los equipos de
medida al transformador de potencial.
• Se efectuara la medida seleccionando la escala apropiada.
• Se tomaran medidas de resistencia de aislamiento a los 60 segundos.
• Simultáneamente se tomarán medidas de temperatura ambiente en el momento de la prueba.

118
OR
8. ANEXOS
5. Alta- Baja
da dn 1a 1n 2a 2n
6. Alta – Tierra
da dn 1a 1n 2a 2n
MEGGER
+
MEGGER
+

119
OR
7. Baja - Tierra
da dn 1a 1n 2a 2n
8. Entre devanados
da dn 1a 1n 2a 2n
9. OBSERVACIONES
MEGGER
+
MEGGER
+

120
OR
BUCARAMANGA-COLOMBIA Consecutivo: Página 1de 3
RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS
CLIENTE: No. ST:
SISTEMA: =
TRANSFORMADOR DE POTENCIAL: +
VERIFICACIÓN DE LAS RESISTENCIAS DE LOS DEVANADOS
SI
NO
ÍNDICE
1. OBJETIVO
2. ALCANCE
8. ANEXOS
9. OBSERVACIONES
1. OBJETIVO
La prueba tiene como objeto determinar la resistencia del devanado secundario del transformador
de potencial.
2. ALCANCE

121
OR
3.1 DEFINICIONES
3.2 ABREVIATURAS
PT: Transformador de potencial
FUENTE DE TENSIÓN.
AMPERÍMETRO.
VOLTÍMETRO.
MICRÓMETRO.
• Según el esquema de conexión que se muestra en el anexo 8.1 se procederá a conectar los equipos
de medida al transformador de potencial.
• Se tomaran medidas de corriente y tensión o de impedancia.
• En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba.

122
OR
8. ANEXOS
1. Determinación de la resistencia secundaria
2. Determinación de la resistencia de lo devanados
1a 1n
Amperímetro
Voltímetr
Fuente
V1 V2
MICROHMETRO1a 1n

123
ANEXO 2. PROTOCOLOS DE ENSAYO PARA TRANSFORMADORES DE MEDIDA
DE CORRIENTE Y POTENCIAL
Los transformadores de medida se pueden caracterizar y parametrizar en laboratorio y
en el sitio de la instalación mediante los procedimientos y protocolos de prueba
desarrollados, obteniendo los parámetros de cada prueba específica, de esta forma se
tiene un método sistemático para la caracterización en laboratorio y en el sitio de la
instalación de transformadores de medida, para utilizarlos en sistemas de
monitorización de parámetros de calidad de la energía eléctrica según los
requerimientos de la comisión de regulación de energía y gas (CREG).
Se presentan por tanto, los protocolos de prueba para transformadores de corriente y
tensión, lo cual permite tabular, registrar y organizar los datos y resultados de las
pruebas en función de las necesidades del usuario. Los protocolos se han desarrollado
con base en las normas técnicas colombianas vigentes (NTC 2205 y NTC 2207) y las
respectivas normas internacionales (IEC 60044-1 [1] y IEC 60044-2 [2]).
I. PROTOCOLOS DE ENSAYO PARA TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE
CORRIENTE.
i. Burden CT.
ii. Exactitud CTs
iii. Relación CT (y carga).
iv. Saturación CTs.
v. Prueba de aislamiento.
vi. Resistencia de devanados secundarios.
II. PROTOCOLOS DE ENSAYO PARA TRANSFORMADORES DE MEDIDA DE
POTENCIAL.
i. Burden PT.
ii. Exactitud PTs.
iii. Prueba de asilamiento.
Inicialmente se muestran los protocolos de ensayo para transformadores de corriente
para finalizar con los correspondientes protocolos para transformadores de potencial.

124
CALIBRACIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA
TIPO DE DOCUMENTO: FORMATO CÓDIGO:
BURDEN CT CON INYECCIÓN DIRECTA DE CORRIENTE DEL
SECUNDARIO CON EL CT DESCONECTADO
VERSIÓN: 1
FECHA:
INFORMACIÓN DEL ELEMENTO OBJETO DE PRUEBA
MARCA: MODELO: TIPO:
EXACTITUD: POTENCIA: RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN:
CT BURDEN: Mide la Carga conectada en VA y factor de potencia. NÚMERO DE PROTOCOLO:
I sec.
Nominal
(A)
I test
(A)
I sec.
Medida
(A)
V sec. medida BURDEN
(VA)
Cos Φ
Frec.
de Sal.
(Hz)
Devana. Srio
ensayado
Mag. (V) Ángulo Φ (°)
*En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se verificará el circuito secundario.
OBSERVACIONES________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________
Fecha de
Calibración CALIBRADO POR APROBADO POR
Anexos:
Informe preliminar de la prueba a través del
CPC100 de OMICRON.

125
PRUEBAS DE EXACTITUD EN CT'-s CON BASE EN LA NORMA NTC 2205
VERSIÓN: 1
FECHA:
MARCA: MODELO: TIPO: POTENCIA:
EXACTITUD: RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN NOMINAL: TENSIÓN DE SERVICIO (V):
ERROR DE RELACIÓN (Er%) Y DESPLAZAMIENTO Df (EN MINUTOS) NÚMERO DE PROTOCOLO:
Modelo/Serie
Relación
Real
VA
Fp
1% In 5% In 20% In 100% In 120% In
Aplicados* Er Df Er Df Er Df Er Df Er Df
* Los ensayos se deben realizar para cada corriente con un valor de carga del 25% y 100% respectivamente.
Temperatura (°C) Humedad Relativa (%)
Observaciones __________________________________________________________________________________________________________
Fecha de Calibración Técnico de Pruebas Jefe de Laboratorio

126
RELACIÓN , POLARIDAD Y CARGA CON INYECCIÓN EN EL PRIMARIO DEL CT Y
MEDICIÓN DE LA SALIDA DEL SECUNDARIO
VERSIÓN: 1
FECHA:
RELACIÓN CT (CON CARGA) - - La opción “Medir Carga” NÚMERO DE PROTOCOLO:
I de
inyección
Primaria (A)
I prim. real
inyec. en e
l primario (A)
I sec. Medida Relación
Iprim/Isec
Real
Desviación
en %
Medir Carga**
POLARIDAD1
Mag.
Ángulo
fase Φ*
Vsec. Medida
(V)
Ángulo
fase Φ*
Carga en VA Cos Φ***
*Ángulo de fase con respecto a Iprim en (0
). **Medidas adicionales cuando se selecciona “Medir Carga” en la tarjeta Relación TC del equipo CPC
100. ***Coseno del ángulo entre Isec y Vsec. 1
POLARIDAD: Correcta= fase Isec- fase Iprim = -450
< 00
< 450
. Incorrecta= Todos los demás casos.
OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________________________________
_______________________________________________________________________________________________________________________
Fecha de Calibración CALIBRADO POR APROBADO POR

127
CURVA DE SATURACIÓN EN CT'-s
VERSIÓN: 1
FECHA: 2009 04 29
EXACTITUD: RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN: TENSIÓN DE SERVICIO (V):
TENSIÓN Y CORRIENTE DE SATURACIÓN DEL NUCLEO DEL CT NÚMERO DE PROTOCOLO:
CORRIENTE DE
PRUEBA
MÁXIMA
(A)
TENSIÓN DE
PRUEBA
MÁXIMA
(V)
PUNTO DE SATURACIÓN*
FRECUENCIA
DE SALIDA
(Hz)
Método Básico de medida
IEC ANSI 45° ANSI 30°
V sat (V)
I sat
(mA)
V sat (V)
I sat
(mA)
V sat (V)
I sat
(mA)
*En caso de no obtenerse resultados satisfactorios, se repetirá la prueba y se investigará la
prueba de fábrica.
Anexos:
Curva de saturación Según las normas IEC y ANSI
OBSERVACIONES__________________________________________________________________
________________________________________________________________________________

128
PRUEBA DE AISLAMIENTO EN CT'-s Y PT’-s
VERSIÓN: 1
FECHA:
EXACTITUD: RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN: TENSIÓN DE SERVICIO (V):
OBJETO PROBADO: NÚMERO DE PROTOCOLO:
CAPACIDAD DIELÉCTRICA QUE TIENE EL AISLANTE
Ensayo
Número
Aislante o Devanado
Tensión de
Prueba Nominal
(V)
Umbral de
Corriente*
(A)
Duración
Prueba
(s)
Tensión de
Prueba
Real
(kV)
Corriente
de
Corriente Máx.
de Fuga***
(µA)
Frec. de
Sal.
(Hz)
RESULTADO**
Prueba Real
(µA)
UNO (1)
Primario-Secundario
Tierra-Secundario
DOS (2)
Primario-Secundario
Tierra-Secundario
TRES (3)
Primario-Secundario
Tierra-Secundario
CUATRO (4)
Primario-Secundario
Tierra-Secundario
CINCO (5)
Primario-Secundario
Tierra-Secundario
*Corresponde a la corriente máxima de fuga del equipo probado. El CPC 100 se apaga automáticamente si se sobrepasa este valor.
**Pasado o Rechazado. ***Corriente medida más alta durante el que se aplica la Vprueba.
OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________________________________

129
RESISTENCIA DE DEVANADOS SECUNDARIOS (WINDING RESISTANCE) DEL CT
VERSIÓN: 1
FECHA:
RWINDING: Mide la resistencia del devanado del CT. NÚMERO DE PROTOCOLO:
Devanado
Srio
ensayado
I test
(A)
Valores de ajuste inicial
I DC
medida (A)
V DC
medida (V)
R meas
(mΩ)*
Tiempo
(s)
Desvi.
(%)**
Compensación de T para el Cu***
R min. (µΩ) R max. (Ω)
T meas
(°C)
T ref.
(°C)
R targ.
(mΩ)1
*Resistencia del devanado secundario medida. **Desviación de la medición a lo largo del tiempo durante el periodo de carga del devanado.
***Opcionalmente, el equipo compensa el comportamiento térmico del cobre.
1
La compensación de temperatura aplicada calcula la resistencia correspondiente
a la temperatura de servicio.
OBSERVACIONES________________________________________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________________________________________________

130
BURDEN PT CON INYECCIÓN DE TENSIÓN EN EL LADO
SECUNDARIO DEL PT
VERSIÓN: 1
FECHA:
PT BURDEN: Mide la Carga conectada en VA y factor de potencia. NÚMERO DE PROTOCOLO:
V sec.
Nominal
(V)
V test
(V)
V sec.
Medida
(V)
I sec. medida BURDEN
(VA)
Cos Φ
Frec.
de Sal.
(Hz)
Devana. Srio
ensayado
Mag. (mA) Ángulo Φ (°)
* En caso de no obtenerse resultados satisfactorios se verificará el circuito secundario.
OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________
Fecha de
Calibración CALIBRADO POR APROBADO POR
Anexos:
Informe preliminar de la prueba a través del CPC
100 de OMICRON.

131
PRUEBAS DE EXACTITUD EN PT'-s CON BASE EN LA
NORMA NTC 2207
VERSIÓN: 1
FECHA: 2009 04 29
ERRORES DE RELACIÓN (Et%) Y DE FASE (min) NÚMERO DE PROTOCOLO:
%Vn
CARGA
(VA)*
ERROR DE
RELACIÓN
ERROR DE FASE
(min)
%Vn
CARGA
(VA)
ERROR DE
RELACIÓN
ERROR DE FASE
(min)
Et(%) Et(%)
80 80
100 100
120 120
80 80
100 100
120 120
80 80
100 100
120 120
80 80
100 100
120 120
*Los ensayos se efectuarán con el 25% y el 100% de la carga de exactitud.
INCERTIDUMBRE DEL ERROR DE RELACIÓN INCERTIDUMBRE DEL ERROR DE FASE
PROMEDIO PROMEDIO
RANGO RANGO
DESVIACIÓN ESTÁNDAR DESVIACIÓN ESTÁNDAR
INCERTIDUMBRE POR REPETITIVIDAD INCERTIDUMBRE POR REPETITIVIDAD
OBSERVACIONES_________________________________________________________________________________
_________________________________________________________________

132
ANEXO 3. Artículo presentado en el SICEL 2009.
Aspectos a tener en cuenta en la selección de transformadores de
medida para monitorizar la calidad de energía eléctrica.
D. Méndez*, J. Socha*, C. Duarte**, y G. Ordoñez***, Senior Member, IEEE.
Resumen -- En este artículo se exponen las características y
parámetros que deben tener los transformadores de medida
como parte de un sistema de monitorización de los parámetros
de calidad de energía eléctrica, realizando un análisis tanto de
las exigencias establecidas por las resoluciones 024 de 2005 y
017 de 2007 de la comisión de regulación de energía y gas
(CREG), como de los requisitos generales de las normas
técnicas colombianas vigentes y de las normas internacionales
correspondientes.
Índice de Términos -- Burden, Clase de Exactitud,
Respuesta en frecuencia, Transformador de Corriente CT,
Transformador de Potencial PT.
Abstract -- This article describes the characteristics and
parameters that Measuring transformers should have as part
of a power quality parameter monitoring system, doing an
analysis of both the requirements set by resolutions 024 of 2005
[11] and 017, 2007 [13] of the commission for regulation of
energy and gas (CREG) and the general requirements of
technical rules in use in Colombia as well as the relevant
international standards.
Index Terms — Accuracy Class, Burden, Current Transform,
Frequency Responses, Inductive Voltage Transform.
1. TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y SU
IMPACTO EN LA MONITORIZACIÓN DE LA
CALIDAD DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
ON las leyes 142 [7] y 143 [6] de 1994, la CREG tomó
el papel de regulador, emitiendo desde entonces las
especificaciones que deben cumplir todos los agentes,
equipos y usuarios del sistema interconectado nacional.
------------------------------------------------------------------------
*Dilio Méndez Abad y Javier Socha Páez son estudiantes de Ingeniería
Eléctrica de la Escuela de Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de
Telecomunicaciones de la Universidad Industrial de Santander (UIS),
Bucaramanga, Colombia. (e-mail: dilio_mendez@hotmail.com,
jesp86@gmail.com).
** César A. Duarte Gualdrón es Profesor Asistente de la Escuela de
Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones de la
Universidad Industrial de Santander (UIS), Bucaramanga, Colombia (e-
mail: cedagua@uis.edu.co).
*** Gabriel Ordóñez Plata es Profesor Titular de la Escuela de
Ingenierías Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones de la
Universidad Industrial de Santander (UIS), Bucaramanga, Colombia (e-
mail: gaby@uis.edu.co).
Mediante la resolución CREG 070 de 1998 [9], se
estableció el reglamento de distribución de energía eléctrica,
en la cual se adoptaron algunas exigencias respecto a la
calidad del servicio del sistema de transmisión regional y/o
de distribución local. Se definieron indicadores de calidad
del servicio y el término correspondiente a calidad de la
potencia suministrada, de igual forma se establecieron los
criterios que intervienen en la medición y evaluación de la
calidad de potencia suministrada por el operador de red.
Las características que deben cumplir los equipos que
conforman la unidad constructiva se han adoptado de la
resolución CREG 070 de 1998, es decir, no se han realizado
modificaciones de las normas que deben cumplir los
transformadores de medida, este aspecto incide en la
correcta implementación de un sistema de monitorización
de parámetros de calidad de potencia eléctrica, ya que no se
incorporan normas, artículos o procedimientos de selección
de estos equipos.
Los parámetros establecidos para valorar la calidad de la
energía eléctrica, se han establecido en las resoluciones 024
del 2005 [11] y 016 del 2007 [13]. En ellas se mencionan la
importancia de procesar estos indicadores y la forma en que
deben las empresas centralizar los datos para su posterior
envío a la CREG. Adicionalmente se establecen exigencias
en la clase de exactitud de algunos de los parámetros,
considerando las especificaciones de clase A de la norma
IEC 61000-4-30 [15]; sin embargo, no se establece ninguna
exigencia de los equipos acondicionadores de la señal como
son los transformadores de medición de corriente y tensión.
Por lo tanto, las exigencias quedan sin norma específica
que puntualice todos los aspectos relacionados con la
selección e instalación de todos los dispositivos requeridos
en los sistemas de monitorización.
En este sentido, la regulación actual permite que sean los
operadores de red (OR) quienes establezcan las normas a
utilizar para la selección del sistema de monitorización, sin
prever en algunos casos las implicaciones metrológicas que
implican estas decisiones, de hecho en la actualidad un
C

133
problema importante es la ausencia en el país de
laboratorios acreditados para realizar calibración de los
parámetros utilizados para valorar la calidad del servicio de
Se requieren laboratorios acreditados que permitan
verificar y certificar el cumplimiento de los transformadores
de medida con las características técnicas exigidas por la
comisión de regulación de energía y gas (CREG) en cuanto
a calidad de la energía eléctrica.
Con relación a los transformadores de medición, en el
país, las normas que se aplican para su selección han sido
derivadas de normas internacionales. La CREG establece en
la resolución 070 de 1998 [9] que los transformadores de
medida deberán usar valores normalizados de corriente y
tensión y deberán cumplir con las especificaciones de las
normas NTC 2205 [3] para los transformadores de Corriente
y la NTC 2207 para los transformadores de tensión. Estas
normas son la traducción de las normas IEC 60044-1 [1] e
IEC 60044-2 [2] para transformadores de corriente y
potencial respectivamente.
La CREG establece que los transformadores para utilizarlos
con instrumentos de medida deben cumplir con las
disposiciones enmarcadas en las normas NTC 2205 y NTC
2207, pero al revisar dichas normas, se encuentra que las
exigencias de respuesta en frecuencia, procedimientos de
instalación, funcionamiento del equipo y calibración de los
mismos no permite el cumplimiento de las exigencias de
clase de los parámetros de valoración de la calidad de la
En la normativa colombiana el cumplimiento de estos
parámetros y procedimientos de los transformadores de
medida están contenidos en la Norma Técnica colombiana
NTC 5019 [5] a excepción de los requerimientos de
calibración para la cual no existe una resolución o norma de
especificación. Lo anterior explica la problemática
colombiana en términos de calidad de potencia eléctrica,
producto de las exigencias establecidas por la Comisión de
Regulación de Energía y Gas – CREG, las cuales no
describen las características técnicas a cumplir por parte de
los transformadores de medida (CTs y PTs) al referirse y
definirlos como instrumentos utilizados para medición de
energía y no como parte de un sistema de monitorización de
parámetros de calidad de energía eléctrica.
En la última década se han modificado los métodos de
medida y los límites de emisión de las perturbaciones e
indicadores que miden la calidad de la potencia, sin
embargo, las características técnicas adoptadas y que han
sido exigibles para los transformadores de corriente y
potencial, no se han actualizado aún.
Desde esta perspectiva, es claro que en la actualidad no
existe en Colombia una resolución o norma que defina
adecuadamente las características, condiciones, parámetros
y procedimientos que deben cumplir los transformadores de
corriente y de potencial para ser utilizados como
acondicionadores de señal en sistemas de monitorización de
los parámetros de calidad de energía eléctrica.
I. CLASE DE EXACTITUD PARA CT’-S Y PT’-S
SEGÚN LOS REQUERIMIENTOS CREG.
La característica de la clase de exactitud y respuesta en
frecuencia de los transformadores de medida tanto de
corriente como de tensión, constituye uno de los vacíos
existentes en las resoluciones CREG vigentes. Respecto a
estos parámetros, es necesario que la Comisión de
Regulación de Energía y Gas – CREG especifique cuál debe
ser la clase de exactitud y el ancho de banda de estos
transformadores ya que ellos son dispositivos necesarios en
la monitorización y medición de la calidad de la energía
eléctrica.
Actualmente, sólo se cuenta con información de estos
parámetros para transformadores de medida utilizados en la
medición de energía consumida por una carga. La norma de
referencia para la clase de exactitud es la NTC 5019, la cual
ha sido especificada para la medición de energía eléctrica en
sistemas donde no existan componentes armónicas.
La designación de la clase de exactitud para CTs se debe
seleccionar según los requerimientos de las respectivas
normas técnicas colombianas:
NTC 5019
La clase de exactitud de los CTs será establecida a partir del
nivel de tensión del punto de conexión en el sistema
eléctrico y de la magnitud de la carga a la cual se desea
efectuar medición de potencia y/o energía consumida,
conforme a la tabla I (NTC 5019) [5].
TABLA I.
SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE MEDIDA
Fuente: [5] NTC 5019 (segunda actualización).
Las clases de exactitud normalizadas son (NTC 5019): 0,2;
0,2S; 0,5 y 0,5S para transformadores de corriente
fabricados bajo NTC 2205 (IEC 60044-1).
Tipo
de
med.
Tipo de
servicio
Nivel de
tensión
Relación
del CT
Transformadores de
Medida
Tipo Cant. Clase
Semi-
Directa
Trifásico
tetrafilar
BT
RTC≤400/5
A
CT
2 Ó
3
0,5 Ó
0,6
RTC>400/5
A
0,5S

134
NTC 2205
La clase de exactitud se designa tomando como referencia
el mayor porcentaje de error de corriente permitido a la
corriente nominal establecida para la clase de exactitud
implicada. Las clases de exactitud normalizadas para CTs
de medida son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1 – 3 - 5 [3].
La NTC 5019, es una guía de selección de transformadores
para medición de energía eléctrica, la clase de exactitud
máxima permitida según esta norma es 0,6, para
transformadores que serán instalados en baja tensión y con
relación de transformación RTC≤400 A y 0,5S CTs con
RTC≥400 A. Respecto al mismo tema, la NTC 2205 es más
flexible y permite una clase de exactitud en un rango
extendido, el cual comprende desde la clase 0,2 hasta clase
5, sin especificar los requerimientos de selección.
Ante esto surgen una serie de preguntas: ¿Cuál de las
normas será aceptada como base para seleccionar la clase de
exactitud de los CTs? ¿Qué método se debe emplear para
determinar la clase de exactitud? ¿Cuáles son los
argumentos planteados por la CREG para considerar que los
CTs deben cumplir con los valores y requisitos de la norma
NTC 2205, si en esta norma no hay descripción ni
especificación de los métodos de selección de los
parámetros de los CTs?
Después de 11 años de entrada en vigencia de la resolución
CREG 070 de 1998, se ha mantenido como criterio para el
cumplimiento de la clase de exactitud de los CTs y PTs, las
utilizadas para la medición de energía eléctrica, en cuanto a
la respuesta en frecuencia de los transformadores de
medición no ha habido aún ninguna regulación al respecto.
La no existencia de criterios y requisitos técnicos para
establecer la clase de exactitud y la respuesta en frecuencia
de los transformadores de medida hace que, en la actualidad
no se tenga la capacidad técnica para establecer la
incertidumbre del sistema de monitorización de los
parámetros de calidad de la energía eléctrica y que en los
niveles de tensión diferentes al uno, es imposible cumplir
con las exigencias de clase A en los parámetros de calidad
de la energía eléctrica, por la incertidumbre introducida por
los transformadores de medición.
II. PROCEDIMIENTO PROPUESTO PARA
SELECCIONAR LA CLASE DE EXACTITUD.
Debido a que no existe una metodología para definir la clase
de exactitud de los transformadores de corriente y de
potencial y que permita evaluar el funcionamiento de los
mismos en el sistema de medida de calidad de la energía
eléctrica, se proponen los aspectos a evaluar para tener un
adecuado funcionamiento de estos equipos, lo cual permitirá
una adecuada selección e instalación de los transformadores
que garantice la obtención de datos con la incertidumbre
requerida en el proceso de medición de los parámetros de
calidad de la energía eléctrica.
Los aspectos a tener en cuenta para realizar la evaluación
del desempeño de los transformadores de medición en
cuanto a la clase de exactitud son los siguientes:
a) Describir los métodos de medida para cada tipo de
parámetro de calidad del suministro.
b) Obtener los ensayos de incertidumbre en el margen
de variación de las magnitudes de influencia, para
conocer los valores del sistema de medida.
c) Analizar los resultados de las medidas de los
parámetros, y de esta forma establecer el grado de
exactitud de la medida.
d) Con el fin de garantizar la obtención de resultados
fiables del sistema en general, se procede a designar
la clase de exactitud de los transformadores de
medida, esta selección se realiza teniendo en cuenta
los resultados del numeral anterior, es decir, la
precisión de los transformadores debe estar muy
cercana del margen de incertidumbre del sistema de
medida de parámetros del suministro.
e) Seleccionada la clase de exactitud, se procede a
determinar los errores para cada transformador
mediante ensayos tipo y de rutina para la exactitud,
para revisar la conformidad de los mismos con los
requerimientos del sistema de medida.
f) Finalmente, se somete a ensayo todo el sistema,
incluido los transductores de corriente y tensión, y se
comparan los valores que arroja el sistema general,
el sistema de medida de los parámetros y la precisión
de los transformadores de corriente y de potencial,
los cuales deberían ser muy aproximados con el fin
de poder establecer un funcionamiento adecuado del
sistema de medida y de los transformadores de
corriente (CT) y Potencial (PT).

135
Fig. 1. Esquema propuesto para designar la clase de exactitud en CT’-s y
PT’-s.
III. PROPUESTAS DE MODIFICACIÓN DE LA
REGULACIÓN VIGENTE COLOMBIANA
Los últimos esfuerzos de la comisión de regulación de
energía y gas – CREG, se han concentrado en revisar y/o
modificar las resoluciones CREG 025 de 1995 y la
resolución CREG 070 de 1998, con el único objetivo de
garantizar la veracidad de la información suministrada en
las transacciones de energía que tienen lugar en el Sistema
Interconectado Nacional (SIN) [14].
Con base a lo anterior y revisando el ámbito de aplicación
de la propuesta de modificación al código de medida, en el
documento no se precisan disposiciones que regulen
eficientemente los requerimientos técnicos y procedimientos
para la medida de estándares de calidad de potencia eléctrica
entre el usuario final y las empresas prestadoras del servicio.
Analizando la propuesta en cuanto a normas técnicas
exigibles para transformadores de corriente y potencial, se
encuentra que ésta demanda la aplicación de la Norma
Técnica Colombiana NTC 5019, lo cual se constituye en un
avance importante en unificación de criterios técnicos para
la adecuada selección de transformadores de medida, pero
no soluciona el problema actual con relación a las normas
técnicas requeridas para transformadores de medida a
considerar en la monitorización de la calidad de la energía
eléctrica, debido a que la Norma Técnica Colombiana 5019,
establece las condiciones de los equipos para la medición de
energía eléctrica en las fronteras comerciales del SIN.
Las exigencias vigentes en cuanto a la precisión de los
equipos basan sus criterios en el nivel de tensión, en las
transferencias promedio horarias y en la energía anual por
punto de medida [8] [9]. Analizando el esquema actual y la
propuesta de modificación al código de medida, se ha
encontrado que no es fácil la determinación y selección de
la clase de precisión para transformadores de medida
exigidos por la regulación de monitorización de la calidad
de la energía eléctrica, ya que se proyecta establecer dicho
nivel para cada equipo por tipo de punto de medida, es
decir, la propuesta de precisión de cada punto de medición
mantiene la orientación de las resoluciones actuales (Res.
CREG 025 de 1995 y Res. CREG 070 de 1998), lo cual
adolece de los requerimientos técnicos aplicables a la
medida de parámetros de calidad de potencia eléctrica en el
país.
En conclusión, no se está garantizando la adecuada
selección, funcionamiento y operación de los
transformadores de medida, al igual que las instrucciones
para su instalación y las del resto de componentes de las
unidades constructivas que requiere la CREG para
monitorización de la calidad de la energía y la potencia
suministrada.
IV. CONCLUSIÓN
Actualmente Colombia no cuenta con normas que
especifiquen y definan los requerimientos y parámetros que
deben cumplir los transformadores de medida utilizados
como instrumentos de monitorización de parámetros de
calidad de potencia, sólo se cuenta con normas que permiten
verificar el cumplimiento de fabricación de estos equipos,
por tanto, se hace necesario establecer los lineamientos a
cumplir por los equipos de medida en cuanto a su
instalación, calibración, funcionamiento, selección,
precisión y ensayos, para una adecuada implementación y
funcionamiento en un sistema de medida de calidad de
potencia.
Toda la información proveniente de bases de datos, visitas
técnicas, Internet, consultas en revistas especializadas, entre
otras, proporcionan una débil guía acerca de la selección de
transformadores de medida utilizados con instrumentos de
medición de parámetros de calidad de potencia eléctrica.

136
Éstas se limitan a describir algunos conceptos y definiciones
relacionados con el tema.
La normativa Colombiana debe realimentarse para definir
de forma adecuada las exigencias a cumplir por los
transformadores de corriente y potencial. Desde esta
perspectiva, es claro que en la actualidad no existe en
Colombia una resolución o norma que defina
adecuadamente las características, condiciones, parámetros
y procedimientos que deben cumplir los transformadores de
corriente y de potencial para ser utilizados como
instrumentos de medida pertenecientes a un sistema de
monitorización de parámetros de calidad de potencia
eléctrica.
Debido a que no existe un método para definir la clase de
exactitud para transformadores de corriente y de potencial y
que permita evaluar el funcionamiento de los mismos en el
sistema de medida de calidad de potencia, se ha
suministrado a manera de propuesta un procedimiento con
una serie de pasos para establecer el adecuado
funcionamiento de estos equipos, que permita una adecuada
selección e instalación de los transformadores para
garantizar la obtención de datos con la clase de exactitud
requerida en el proceso de monitorización de la calidad de la
En cuanto a las normas técnicas exigibles por la CREG, la
norma NTC 5019 no tiene todas las especificaciones
técnicas que deben cumplir los transformadores de medida
para la monitorización de parámetros de calidad de la
energía eléctrica, sin embargo, este documento presenta
varios criterios técnicos adecuados para la selección de
Parámetros como la saturación, la respuesta en frecuencia y
de fase y los niveles de las señales, los cuales se deben tener
en cuenta cuidadosamente con el objetivo de obtener
medidas adecuadas a través de los transformadores de
medida, no se han contemplado en las norma técnicas
colombianas y en las respectivas resoluciones CREG. A
nivel internacional existe poca información acerca de éstos
parámetros como parte de la selección de transformadores
de corriente y de potencial, sólo se mencionan algunos
aspectos técnicos en la norma IEC 61000-4-30, pero al igual
que las resoluciones CREG, esta norma se limita en su
contenido y remite cualquier aspecto y requerimiento a las
respectivas normas IEC 60044-1 (Current Transformers) e
IEC 60044-2 (Inductive Voltage Transformers).
La estimación de componentes armónicas en sistemas de
monitorización de energía eléctrica, depende de la exactitud
de los transformadores de medida, los cuales constituyen el
primer elemento en el sistema de medida. La caracterización
en frecuencia de transformadores de corriente y tensión se
debe llevar a cabo para determinar los efectos de los CTs y
PTs en la incertidumbre de los parámetros de calidad de
energía eléctrica y de esta forma medir con la exactitud
requerida el contenido armónico y evaluar los niveles de
distorsión armónica de las señales de tensión y corriente.
La ausencia en el país de laboratorios acreditados para
realizar calibración de los parámetros utilizados para valorar
la calidad del servicio de energía eléctrica, es otro problema
importante ya que no es posible verificar los parámetros de
los equipos de medida en el lugar de la instalación.
V. REFERENCIAS
[1] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION
(IEC). “Standard International 60044-1 Part 1: Current Transformers”.
[2] INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION
(IEC). “Standard International 60044-2 Instrument Transformers-Part 2:
Inductive Voltage Transformers”.
[3] Norma Técnica Colombiana NTC 2205, “Transformadores de
Medida. Transformadores de Corriente” Cuarta Actualización, Icontec,
Colombia, 2004.
[4] Norma Técnica Colombiana NTC 2207, “Transformadores de
Medida. Transformadores de Tensión Inductivos” Tercera Actualización,
Icontec, Colombia, 2004.
[5] Norma Técnica Colombiana NTC 5019, “Selección de Equipos
de Medición de Energía Eléctrica” Segunda Actualización, Icontec,
Colombia, 2007.
[6] Ley 143 de 1994 Congreso de la República de Colombia.
Colombia.
[7] Ley 142 de 1994 Congreso de la República de Colombia.
Colombia.
[8] Resolución 025 de 1995 Comisión de Regulación de Energía y
Gas CREG. Colombia.
Gas CREG. Colombia.
Gas CREG. Colombia.
Gas CREG. Colombia.
Gas CREG. Colombia.
Gas CREG. Colombia.
[14] Documento CREG-104 de 2007, Modificación al Código de
Medida (Propuesta para discusión). Comisión de Regulación de Energía y
Gas CREG. Colombia.
[15] IEC 61000-4-30 “Técnicas de ensayo y de medida Métodos de medida
de la calidad de suministro”, IEC 61000-4-30(2003), CENELEC, Bélgica,
abr. 2003.

137
VI. AUTORES
Dilio José Méndez Abad. Nació en Corozal,
Sucre, Colombia. El 15 de Agosto de 1982.
Estudiante de último nivel de Ingeniería
Eléctrica de la escuela de Eléctrica,
Electrónica y Telecomunicaciones de la
Universidad Industrial de Santander y está
vinculado al Grupo de Investigación en
Sistemas de Energía Eléctrica (GISEL) de la
UIS, con el cual se encuentra desarrollando su
proyecto de grado sobre Caracterización y
Parametrización de Transformadores para
Medida en Sistemas de Monitorización de
Calidad de la Energía Eléctrica. Convenio
ESSA – UIS – COLCIENCIAS
Javier Leonardo Socha Páez. Nació en
Bucaramanga, Santander, Colombia. El 2 de
Febrero de 1986. Estudiante de último nivel de
Ingeniería Eléctrica de la escuela de Eléctrica,
Electrónica y Telecomunicaciones de la
Universidad Industrial de Santander y está
vinculado al Grupo de Investigación en
Sistemas de Energía Eléctrica (GISEL) de la
UIS, con el cual se encuentra desarrollando su
proyecto de grado sobre Caracterización y
Parametrización de Transformadores para
Medida en Sistemas de Monitorización de
Calidad de la Energía Eléctrica. Convenio
ESSA – UIS – COLCIENCIAS.
César Antonio Duarte Gualdrón. Ingeniero
Electricista UIS, Magíster en Potencia Eléctrica
UIS. Profesor Asistente de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica, Electrónica y
Telecomunicaciones Universidad Industrial de
Santander. Investigador del grupo GISEL.
Áreas de Trabajo: Tratamiento de señales,
calidad del servicio de energía eléctrica y
formación basada en competencias.
Gabriel Ordóñez Plata. Ingeniero Electricista
UIS 1985, Distinción Cum Laude; Especialista
Universitario en Técnicas de Investigación
Tecnológica UPCO 1993, Doctor Ingeniero
Industrial UPCO 1993, Madrid (España) 1993.
Profesor Titular de la Escuela de Ingeniería
Eléctrica, Electrónica y de Telecomunicaciones
de la Universidad Industrial de Santander (UIS).
Investigador del Grupo de Investigación en
Sistemas de Energía - GISEL. Miembro IEEE.
Áreas de trabajo: Tratamiento de señales,
mediciones eléctricas, calidad del servicio,
gestión tecnológica y formación basada en
competencias.

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