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TRANSFORMADORES DE POTENCIA - GRUPO L1

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Transcript of TRANSFORMADORES DE POTENCIA - GRUPO L1

Se debe realizar mediante el procedimiento estipulado en la norma NTC 1031 Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA PLACA DE CARACTERISTICAS CONDICIONES DE OPERACIÓN EFICIENCIA Ó RENDIMIENTO DE UN TRANSFORMADOR REGULACIÓN Tipo de transformador.
Nombre del fabricante.
Número de serie del fabricante.
Año de fabricación.
Número de fases.
Potencia nominal (en kVA o MVA).
Frecuencia (en Hz).
Rango de tensiones (en V o kV)
Corrientes nominales (en A o kA).
Símbolo de conexión.
impedancia de corto circuito.
Tipo de enfriamiento.
La masa total.
Masa de aceite aislante. Para establecer la cargabilidad de un transformador de potencia es importante revisar los tipos de carga a los que es sometido el transformador, independientemente del tipo que sea. Para ello es necesario evaluar el régimen de carga que se tiene en el funcionamiento y límites técnicos del mismo sin sobrepasarse de sus condiciones de sobrecargas admisibles. La norma IEC 60076-7 se aplica a los transformadores sumergidos en aceite. Describe el efecto del funcionamiento bajo diversas temperaturas ambiente y condiciones de carga durante la vida del transformador. %CARGABILIDAD = (Strabajo/Snominal)*100 la cargabilidad en un transformador se define como la relacion entre la potencia en [kVA] de trabajo presente y la potencia nominal del mismo. CICLOS DE CARGA DEFINIDOS EN IEC 60076-7 RÉGIMEN DE SOBRECARGA DE EMERGENCIA DE LARGA DURACIÓN RÉGIMEN DE SOBRECARGA DE EMERGENCIA DE CORTA DURACIÓN RÉGIMEN DE CARGA CÍCLICA NORMAL GRADO DE ENVEJECIMIENTO Se calcula mediante las ecuaciones reflejadas en la normativa técnica, el grado de envejecimiento sufrido de un transformador en caso de sobrecarga sirve para poder cuantificar el riesgo de fallo en la vida del transformador, ante una hipotética situación crítica de Sobrecarga Puntual. ECUACIÓN DE ENVEJECIMIENTO CONSECUENCIAS La temperatura de los arrollamientos, abrazaderas, conductores, aislamientos y aceite, aumentará considerablemente y puede alcanzar niveles inaceptables.
La densidad de flujo de dispersión aumentará notablemente, provocando un aumento de las corrientes de Foucault en los conductores y calentamientos en las partes metálicas y en la cuba.
La humedad y el contenido en gases de aislamiento y en el aceite cambiarán.
Los bornes, los cambiadores de tomas en carga, los empalmes de los cables y los transformadores de corriente también estarán expuestos a unas mayores solicitaciones potencialmente superiores a los margenes de diseño y aplicación del transformador. ECUACIÓN DE LA EFICIENCIA En éste análisis se supone una operación en estado estable senoidal, Ph+f representa a las pérdidas en el núcleo, estas pérdidas son dependientes de la densidad de flujo y de la frecuencia. Puede considerarse que Ph+f permanece constante en el tiempo y que el voltaje de salida y la frecuencia son mantenidas constantes. La Pcu , Pérdidas en el cobre o pérdidas óhmicas en los embobinados están en función de la corriente. VARIACIÓN DE LA EFICIENCIA CON LA CARGA Y EFICIENCIA MÁXIMA Una comparación de las eficiencias a diferentes valores de la corriente de salida y al mismo factor de potencia indican que la eficiencia tiene un máximo valor en alguna fracción de la corriente nominal. En la ecuación anterior, IL2 es la única variable si el factor de potencia de la carga se mantiene constante. EFICIENCIA Vs CARGABILIDAD La regulación de un transformador se define como la diferencia entre los voltajes secundarios en vacío y a plena carga, medidos en terminales, expresada esta diferencia como un porcentaje a plena carga. REGULACIÓN Vs FACTOR DE POTENCIA "REGULACIÓN MAXIMA" En la figura se puede observar que para un dado ángulo de fase de una carga capacitiva, la regulación se vuelve negativa, lo que significa que la tensión aumenta con la carga. Este fenómeno se suele producir en las redes de distribución eléctrica, en horarios nocturnos, donde se reduce la carga activa de los transformadores y aumentan su influencia las capacidades de los cables. CONSTRUCCION DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA INTRODUCCIÓN
CLASIFICACIÓN DE LOS TRAFOS SEGUN SU CONSTRUCCIÓN
ELEMENTOS CONSTRUCTIVO
TIPOS DE AISLANTES Y AISLAMIENTO INTERNO DEL TRANSFORMADOR
PRUEBAS DE RUTINA/FABRICA
REFERENTE AUDIOVISUAL INTRODUCCIÓN La construcción de un transformador depende de su aplicación y varían en toda la industria. Según su construcción los transformadores de potencia pueden clasificarse: según la forma del núcleo, según el medio refrigerante, según el tipo de enfriamiento, según el numero de devanados y el tipo de aislamiento usado. CLASIFICACIÓN DE TRANSFORMADORES SEGUN SU
CONSTRUCCIÓN Clasificación Según Forma del Núcleo Hay dos tipos básicos de construcción del núcleo utilizados en transformadores de potencia:
Tipo Columna/core Tipo Acorazado/Shell
Las variaciones de construcción de forma acorazada de tres fases incluidos las cinco y siete columnas depende de su aplicación. Clasificación Según Medio de Enfriamiento y Tipo de Refrigeración DATOS DE PLACA
según criterio adoptado por la NTC 618 SEGUN NTC 3654
OPERACIÓN EN CONDICIONES NORMALES DE SERVICIO

Esta norma establece los requisitos para el uso de transformadores bajo las siguientes condiciones:

a) Altitud:
Una altura sobre el nivel del mar que no exceda 1 000 m (3 300 pies).
NOTA Para mayores alturas véase el numeral 2.2

b) Temperatura del aire refrigerante:
No debe exceder 40 °C ni ser inferior de -25 °C para los transformadores de uso exterior y 5 °C Para los transformadores de uso interior.
Además, la temperatura ambiente del aire no debe exceder los siguientes valores:
30 °C promedio en cualquier día
20 °C promedio en cualquier año.
NOTA Para temperaturas mayores véase el numeral 2.2.

c) Forma de onda de la fuente de tensión: una fuente de tensión en la cual la forma de onda sea aproximadamente sinusoidal.

d) Fuentes simétricas de tensión polifásicas: para transformadores polifásicos, fuentes de tensión que sean aproximadamente simétricas. OPERACIÓN BAJO CONDICIONES INUSUALES DE SERVICIO El comprador debe especificar en su pedido, cualquier condición de servicio no cubierta por las condiciones normales de servicio dadas anteriormente.
Estos pueden ser factores tales como altitud alta, temperatura extrema alta o baja, la humedad tropical, la actividad sísmica, contaminación severa, tensión inusual o formas de onda de corriente de carga y carga intermitente. Los transformadores se deben identificar de acuerdo con el método de refrigeración empleado.La letra indica cada método de enfriamiento y debe ser según se especifica en la Tabla 1 Los costos de operación son los asociados con el uso del activo, para el caso de los transformadores, el costo de las pérdidas en vacío, las debidas a la carga y el consumo de los servicios auxiliares utilizados para el enfriamiento son los costos relevantes. Los costos de estas pérdidas son función de los elementos siguientes: la carga (demanda) pico inicial, el factor de carga, el factor de responsabilidad (relación entre la carga del transformador durante el pico de la demanda y la carga máxima diaria del transformador), Transformadores Secos (Potencia hasta 5 MVA, 36 KV) Transformadores en el cual el núcleo y los devanados no están sumergidos en un liquido aislante.
Enfriamiento AA(con enfriamiento natural)
Enfriamiento AFA(con adición de ventiladores) Los transformadores según su refrigeración se clasifican en:
Transformadores secos
Transformadores sumergidos en aceite
Transformadores sumergidos en resina
Transformadores sumergidos en gas. El tanque del transformador debe ser conectado a tierra en todo momento.
Los extintores de incendio deben ser suministrados para usarlos en caso de emergencia. Debe tenerse uno en la parte superior del transformador cuando se estén haciendo trabajos sobre el tanque.
Antes de quitar cualquier tapa es necesario estar seguro de que no existe presión en el tanque.
Aplique tensión al transformador sin carga. Manténgalo bajo observación durante un cierto tiempo (24 horas) y asegúrese de que esté en condiciones normales.
El transformador una vez instalado y energizado debe ser periódicamente inspeccionado.
Se debe minimizar el número de personas que entren en el transformador.
Antes de entrar en el transformador, las personas deben chequear todos los bolsillos del vestido de trabajo para verificar si están vacíos. También se debe averiguar que botones se podrán caer. Estas personas se pondrán zapatos limpios y secos. Ate las llaves u otras herramientas a la cintura o la muñeca antes de usarlas en el interior del tanque.
Registre las herramientas llevadas en el interior del tanque y coteje después de terminar las obras para ver que nada se deja olvidado.
Utilice los iluminadores de trabajo con protector de bombilla, en lo posible a prueba de explosión. No cambie las bombillas en el interior del tanque.
Disponga de un ayudante localizado cerca a la entrada de hombre para el enlace y la asistencia. Él siempre debe cuidar al obrero trabajando en el interior, y nunca debe abandonar el lugar a su cargo durante la obra en marcha. Tabla 1 Símbolos de Identificación segun NTC 800 El núcleo tipo acorazado es en el cual un único grupo de devanados abraza, al menos, dos núcleos dispuestos en paralelo. Una modificación de este tipo es el llamado tipo acorazado distribuido, corrientemente empleado en transformadores de distribución. Transformadores Sumergidos en Aceite Enfriamiento OA
Enfriamiento OA/FA
•Enfriamiento Tipo FOA
Enfriamiento OA/FA/FOA
Enfriamiento OW
Enfriamiento FOW Transformadores Sumergidos en Resina Aislamiento y enfriamiento por medio de resina liquida con punto de fuga alto (>300 g.c.). Potencia mayor de 10 MVA, 36 KV Sistemas de Refrigeración ONAN: Aceite natural, aire natural (Oil natural, Air natural)
Transformador con circulación natural de aceite y de aire ODAF: Aceite dirigido, aire forzado (Oil dirigid, Air forced) DISTANCIAS DE SEGURIDAD Clasificación Según el Numero de Devanados PROTECCIONES Dos Devanados
Tres devanados COMO SELECCIONAR UNA PROTECCIÓN Las protecciones para los transformadores de potencia, se seleccionan dependiendo del tamaño, la tensión y la importancia que pueda tener en el sistema. ELEMENTOS CONSTRUCTIVOS Parte Activa: Núcleo y Devanados SEGURIDAD EN OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA.
DATOS DE PLACA.
CONDICIONES DE OPERACIÓN.
EFICIENCIA.
REGULACIÓN.
CARGABILIDAD.
PROTECCIONES.
CONEXIONES.
OPERACIÓN EN PARALELO. Núcleo: Proporciona la ruta magnética para canalizar el flujo, consiste de delgadas laminas de acero que son eléctricamente separadas por una fina capa de material aislante. Devanados: Los devanados consisten en conductores portadores de corriente enrollados alrededor de las secciones del núcleo, deben estar debidamente aislados, apoyados y enfriados para soportar condiciones de operación y prueba CAMBIADOR DE DERIVACIONES : La protección de los transformadores se hace típicamente con fusibles, para potencia hasta de 2.5 MVA , entre 2.5 Y 5 MVA con fisibles o relés de sobrecorriente, de 5 a 10 MVA, se protegen con relés de sobrecorriente y/o protección diferencial simple, y para mayores de 10 MVA se usa necesariamente protección diferencial. Transformadores Elevadores/Reductores
Son empleados por empresas transportadoras de energía eléctrica en las subestaciones de la red eléctrica, con el fin de disminuir las pérdidas por efecto Joule. Debido a la resistencia de los conductores, conviene transportar la energía eléctrica a tensiones elevadas, lo que origina la necesidad de reducir nuevamente dichas tensiones para adaptarlas a las de utilización. La mayoría de los dispositivos electrónicos en hogares hacen uso de transformadores reductores conectados a un circuito rectificador de onda completa para producir el nivel de continua que necesitan. Por ejemplo, cargadores de portátiles y móviles. Tensión del Secundario ¿Cómo identificar un transformador?
Existen diferentes ensayos y pruebas que se le pueden efectuar a un transformador en caso de perder información relevante del mismo. Entre estos ensayos se destacan el ensayo de vacío (circuito abierto) y el de corto-circuito y la prueba de polaridad pues permiten hallar los parámetros característicos del transformador y las perdidas de potencia en su núcleo y en los devanados. Caracterización del Transformador Categorías de Equipos- Aplicaciones ¿Cómo Funciona?
Si se aplica una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, circulará por éste una corriente alterna que creará a su vez un campo magnético variable. Este campo magnético variable originará, por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza electromotriz en los extremos del devanado secundario.
La inducción electromagnética es el fenómeno que origina la producción de una fuerza electromotriz (f.e.m. o Tensión) en un medio o cuerpo expuesto a un campo magnético variable, o bien en un medio móvil respecto a un campo magnético estático. Es así que, cuando dicho cuerpo es un conductor, se produce una corriente inducida (Ley de Faraday).
Heinrich Lenz comprobó que la corriente debida a la f.e.m. inducida se opone al cambio de flujo magnético, de forma tal que la corriente tiende a mantener el flujo. Principio de Funcionamiento ¿Que es un Transformador de Potencia?

Es aquel que maneja grandes magnitudes de potencia VA. Usualmente se considera un transformador de potencia cuando su capacidad es de un valor a partir de: 500 KVA, 750 KVA, 1000 KVA, 1250 KVA o 1.25 MVA, hasta potencias del orden de 500 MVA monofásicos y de 650 MVA trifásicos, 900 MVA. Estos últimos operan en niveles de voltaje de 500 KV, 525 KV y superiores. Principio de Funcionamiento Estación Pedestal Distribución Transformador de Potencia
Se utilizan para substransmisión y transmisión de energía eléctrica en alta y media tensión. Son de aplicación en subestaciones transformadoras, centrales de generación y en grandes usuarios.
Se construyen en potencias normalizadas desde 1.25 hasta 20 MVA, en tensiones de 13.2, 33, 66 y 132 kV. y frecuencias de 50 y 60 Hz. Transmisión Aislamiento y puesta a tierra Autotransformadores Flujos de Dispersión
En el estudio de las máquinas eléctricas, en general conviene separar el flujo que se cierra principalmente a través del hierro, y concatena a los distintos arrollamientos de la máquina; del que se cierra principalmente por el aire y concatena a un solo arrollamiento, al que se lo denomina flujo de dispersión o en aire.

El flujo que se cierra principalmente a través del hierro, se denomina flujo mutuo o principal, es mucho mayor que el de dispersión y es el responsable de la transferencia y de la conversión de la energía. Perdidas de Energía Componentes Básicos ¿Cuál es su Función?
Generalmente estos transformadores están instalados en subestaciones para facilitar la transmisión y distribución de la energía eléctrica. Efectuando la tarea intermediadora entre las grandes centrales de generación y los usuarios domiciliarios o industriales; que consiste en reducir los altos niveles de Tensión a magnitudes inferiores, que permitan derivar circuitos a los usuarios en medias o bajas tensiones y en las grandes centrales de generación, donde los transformadores de potencia, elevan los niveles de Tensión de la energía generada a magnitudes superiores, con el objeto de transportar la energía eléctrica en las líneas de transmisión. Principio de Funcionamiento Principio de Funcionamiento.
Generalidades.
Perdidas de Energía.
Caracterización del Transformador.
Clasificación según su aplicación. Funcionamiento de Transformadores
de Potencia AÉREO Subtransmisión Transformadores de Potencia
A partir de 500 KVA, a los transformadores se les conoce como transformadores de potencia. Son utilizados frecuentemente en industrias o comercios con demandas altas de consumo. Se pueden fabricar transformadores para aplicaciones especiales, tales como rectificadores, aplicaciones con Factor K para la industria del Cemento, Siderúrgica, Química, Papelera entre otras.
Su ventaja principal es que provee una conexión segura en la interconexión con otros equipos y tableros y en general en aplicaciones en interiores y exteriores. Otra ventaja importante es que puede ofrecer una alta resistencia en ambientes bajo condiciones extremas. Potencia Este ensayo consiste en aplicar al primario del transformador la tensión nominal, estando el secundario en circuito abierto. Al mismo tiempo de medirse la potencia absorbida Po (W) y la corriente de Vacío Io (A), de acuerdo con el esquema.
Utilizamos en este caso conexión triangulo-triangulo y aumentamos la tensión del autotransformador hasta 220 V que es la tensión de primario nominal. Ensayo de Vacío (Trifásico): Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 De acuerdo con las normas industriales, el terminal de alta tensión marcado H1, es el de la derecha, visto el transformador desde el lado de alta tensión y los demás terminales “H” siguen un orden numérico de derecha a izquierda. El terminal H0 de los transformadores trifásicos, si existe, está situado a la derecha del H1 visto el transformador desde el lado de alta tensión.
En los transformadores trifásicos, el terminal X1, queda a la izquierda, visto el transformador desde el lado de baja tensión. Los terminales X1 y X3 están situados para que los tres terminales queden en orden numérico, de izquierda a derecha. El terminal X0, si existe, está situado a la izquierda del terminal X1. Conexión en paralelo de transformadores monofásicos. Prueba de Polaridad (Trifásico): Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 En este ensayo se cortocircuita el devanado secundario y se aplica al primario una tensión que se va elevando gradualmente desde cero hasta que circula la corriente nominal del transformador por los devanados (ensayo normalizado). Se obtienen las perdidas en el cobre y el resto de los parámetros del circuito equivalente. La conexión es estrella-estrella.
Además habrá que tener en cuenta que la tensión de cortocircuito será proporcional a la corriente a la que se haya efectuado el ensayo. La tensión aplicada necesaria en esta prueba representa un pequeño porcentaje respecto a la nominal por lo que el flujo en el núcleo es pequeño, siendo en consecuencia despreciables las pérdidas en el hierro. Ensayo de Corto-circuito (Trifásico): Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 Ensayo de Corto-circuito (Monofásico): Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 Para determinar la polaridad del transformador, se coloca un puente entre los terminales del lado izquierdo del transformador y se coloca un voltímetro entre los terminales del lado derecho del mismo, luego se alimenta del bobinado primario con un valor de voltaje (V1).
Si la lectura del voltímetro (V2) es mayor que V1 el transformador es aditivo o si es menor el transformador es sustractivo. Prueba de Polaridad (Monofásico): ¿Cómo Funciona? Principio de Funcionamiento VENTAJAS Autotransformador
Menores Perdidas.
Menor Tamaño.
Mas económico.
Fácil de Refrigerar.
Menor numero de Vueltas.
Permite la interconexión de dos sistemas de alta tensión.
Mejor regulación y mejor eficiencia.
Baja impedancia. Transformador
Mayor impedancia, menores corrientes de corto circuito, menores esfuerzos dinámicos.
Separación galvánica de los dos arrollamientos.
Dificulta propagación de Sobretensiones.
Menor costo de Mantenimiento.
Protecciones menos complicadas. Autotransformadores Ensayo de Vacío (Monofásico): Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 Perdidas de Energía CORRIENTE DE MAGNETIZACIÓN REAL IDEAL ¿Cómo Funciona? Principio de Funcionamiento Polifásicos Trifásicos Monofásicos Tanto de columnas como acorazados, se usan en distribución de energía eléctrica, por ejemplo para reducir, en líneas de MT de 13,2 kV a BT, 220V. Se los suele encontrar, de pequeña potencia en soportes de líneas eléctricas rurales. También se los encuentra, en potencias altas, para constituir bancos trifásicos, con tres de ellos, en sistemas de distribución Ejemplos: 10 kVA; 13200/220 V. El trifásico de columnas es el más usado. Se lo encuentra desde pequeñas potencias (10 kVA) hasta muy grandes (150 MVA). Como elevadores de tensión en las centrales, reductores en las subestaciones, de distribución en ciudades, barrios, fábricas, etc. El Hexafásico (6 fases en el secundario) se diferencia, constructivamente, del trifásico, en que tiene una derivación a la mitad de los devanados secundarios, y luego por supuesto, en la conexión entre ellos. Se lo usa para la rectificación industrial y en tracción eléctrica: subterráneos, tranvías, etc. Ejemplo: 13200/580 V. Numero de Fases Cobre del Bobinado Corrientes Parasitas Se deben a la oposición del material de los devanados al paso de corriente por ellos e igual que los demás tipos de perdidas la energía se disipa en forma de calor (Efecto Joule). Se deben a la conductividad de los materiales ferromagnéticos que al exponerse a campos magnéticos variables inducen corrientes dentro del núcleo. Desgaste en el material ferromagnético del núcleo debido al sometimiento de flujos magnéticos variables en el tiempo y a estados magnéticos anteriores. HISTERESIS Perdidas de Energía Consiste en el tanque donde se aloja la parte activa; se utiliza en los transformadores cuya parte activa va sumergida en líquidos.
Tanque.
Carcasa Parte Pasiva Accesorios Sirven para conectar los terminales de los devanados con los sistemas de alta y/o media tensión Válvulas: Es un conjunto de dispositivos que se utilizan para el llenado, vaciado, mantenimiento y muestreo del aceite del transformador.
Válvulas Para Toma de Muestra del Líquido Refrigerante.
Válvula Para Recirculación y Drenaje del Líquido Refrigerante en el Tanque principal Placa de Características Esta placa se instala en un lugar visible del transformador y en ella se graban los datos más importantes como son potencia, tensión, por ciento de impedancia, número de serie, diagramas vectorial y de conexiones, número de fases, frecuencia, elevación de temperatura, altura de operación sobre el nivel del mar, tipo de enfriamiento, por ciento de variación de tensión en los diferentes pasos del cambiador enfriamiento de los transformadores de derivaciones, peso y año de fabricación. Aisladores Solido Aisladores Líquidos TIPOS DE AISLANTES ONAN: Aceite natural, aire natural (Oil natural, Air natural) 1. Válvula de Aislamiento
2. Radiador Transformador con circulación natural de aceite y de aire
Equipo auxiliar: grandes radiadores Pruebas y Ensayos – IEC 60076 -1 ONAF : Aceite natural, aire natural (Oil natural, Air natural) Transformador con circulación natural de aceite y forzada de aire

Equipo auxiliar: radiadores más pequeños que en ONAN y juegos de ventiladores 1. Válvula de Aislamiento
2. Radiador
3. Ventiladores OFAF: Aceite forzado, aire forzado (Oil forced, Air forced) Transformador con circulación forzada de aceite y de aire 1. Válvula de Aislamiento
2. Ventiladores
3. Conjunto de Radiadores
4. Bomba de Aceite Transformador con circulación dirigida de aceite y forzada de aire El aceite es dirigido al
interior de los devanados
mediante ranuras que se
hacen en ellos Equipo auxiliar: radiadores (más pequeños que en OFAF), juego de ventiladores y bomba de aceite OFWF: Aceite forzado, agua forzado (Oil forced, water forced) Transformador con circulación forzada de aceite y forzada
de agua El agua circula por los serpentines del radiador Equipo Auxiliar: radiadores, bomba de aceite y sistema de agua (bombas, filtros, etc.) Se utiliza cuando se tiene escasa de fuente de aire y abundante fuente de
agua (adecuada) Casa de Maquinas de Centrales Hidroeléctricas Los accesorios de un transformador son un conjunto de partes y dispositivos que auxilian en la operación y facilitan las labores de mantenimiento. Entre estos elementos se destacan los siguientes Bujes: Dispositivo de Alivio de Sobrepresión Protege el tanque contra sobre presiones peligrosas para el equipo, liberando los gases producidos o el aceite si es el caso Ubicado sobre la cubierta superior del tanque del equipo Dispositivo Para Puesta a Tierra del Tanque El tanque debe tener por lo menos dos puestas a tierra localizados en la parte inferior del tanque, en segmentos diametralmente opuestos para conectar los conductores de la puesta a tierra Indicador Magnético del nivel del Liquido Refrigerante El transformador debe tener un indicador de nivel del líquido refrigerante de tipo magnético, con escala de indicación del nivel normal y de los máximos del líquido refrigerante. Termómetro de Carátula Con Dos Contactos Para indicar la temperatura del líquido refrigerante en la parte superior del transformador, se utilizara un termómetro de carátula con aguja de indicación de máxima temperatura y reposición manual. Radiadores Desmontables Son los intercambiadores de calor que permiten incrementar la disipación de calor generado dentro del transformador. Los tipos más utilizados son: tubo, plato o con aletas. Relé Buchholz Relé Presión Súbita Relé Flujo de Aceite PROTECCIONES MECÁNICAS Actúa por flujo rápido del aceite o acumulación de gas en la cámara, producidos por fallas internas en el equipo
Debe solicitarse con contactos auxiliares para indicación remota de las etapas de alarma y disparo Actúa ante una tasa de crecimiento de la presión muy alta, siendo insensible a variaciones lentas debidas a cambio en la carga Cambiador de Derivación FUNCIÓN: Permite el cambio de relación de transformación entre devanados del transformador adicionando o retirando espiras de los devanados primarios o secundarios.
Los voltajes de transición pueden estar entre EL 0.8% y el 2.5% del voltaje nominal del transformador.
Puede ser de operación automática o manual, para operarse bajo carga (resistor o reactor) o sin carga El aislamiento sólido permitido al interior de los transformadores corresponde al designado como clase “A” (105 °C) según la norma IEC 60085 o superior. La evaluación del material deberá realizarse de acuerdo a las condiciones indicadas en la cláusula 3 de la misma norma. Cambiador de Derivaciones
Bujes (pasa tapas)
Válvulas
Dispositivo de alivio de sobrepesión
Dispositivo para puesta a tierra del tanque
Indicador de nivel del liquido refrigerante
Termómetro de carátula con dos contactos
Placa de Característica
Radiadores desmontables
Tanque de expansión
Protecciones mecánicas Los transformadores contenidos en esta especificación serán del tipo inmerso en aceite mineral no inhibido, clase T, definido en la Tabla 2 de la IEC 60296, o el aceite mineral Tipo I, definido en la norma ASTM D-3487. Se, permite, según oferta de fabricante, la utilización de aceite Parafínico o Naftenico. Los principales aislantes sólidos empleados en los transformadores de aceite mineral sujetos a deterioro son el papel usado para el aislamiento de los conductores y el cartón (pressboard) que es usado para el aislamiento principal y para los soportes de los arrollamientos. El principal componente de estos aislantes es la celulosa, en algunas ocasiones se le añaden sustancias como el polipropileno o el polietileno con el fin de que éste adquiera determinadas características. La misión del aceite en el transformador es la de conformar, junto con el papel y otros sólidos el aislamiento de las partes activas del transformador, además de transferir el calor hacia el exterior el calor originado en el interior de la cuba por las pérdidas propias del transformador (Joule, Foucault y Histéresis). La vida útil del transformador depende de cómo cumpla su misión el aceite aislante. Ventajas Aceite Aislante Mineral VISCOSIDAD REDUCIDA La viscosidad de un aceite es relevante para sus propiedades de refrigeración. Cuanto menor sea la viscosidad, mejor será la refrigeración. ALTA RIGIDEZ DIELÉCTRICA Necesaria para que los devanados, queden suficientemente aislados con el núcleo, la cuba y entre sí, evitando fallos eléctricos en el transformador Desventajas BAJO PUNTO DE INFLAMACIÓN Lo que implica un alto riesgo de incendio BAJA ESTABILIDAD ANTE LA OXIDACIÓN Todos los aceites contienen una pequeña cantidad de aire y la presencia de oxígeno conduce a la oxidación Durante el periodo de trabajo del transformador, el aceite sufre cambios que se denominan envejecimiento. Los cambios son de naturaleza química y física. Éstos se manifiestan como un empeoramiento de sus propiedades. Además se produce una acumulación de sedimentos sobre las partes activas (Núcleo, arrollamientos, etc.) y los canales de refrigeración, dificultando la transferencia de calor desde estas partes activas hacia los disipadores (radiadores generalmente). Debido a los requisitos mecánicos y eléctricos excepcionalmente altos, el proceso de fabricación del papel y del pressboard se centra en la eliminación de cualquier contaminación del producto final. Sus características principales son: Alta resistencia a descargas disruptivas (buenas propiedades dieléctricas). La tensión de perforación del papel impregnado en aceite aislante ronda los 25 KV por cada 0,5 mm.
Buena capacidad de impregnación de líquidos dieléctricos.Soporta altas cargas térmicas durante corto tiempo (ej.: pocos segundos a 350 ºC).
Buena flexibilidad.
Aceptable resistencia mecánica ENVEJECIMIENTO A medida que el papel y el cartón envejecen sus propiedades van mermando. Su deterioro o envejecimiento puede verse acelerado al igual que el aceite mineral por diversas circunstancias COSTOS EN LA OPERACIÓN En la práctica, adicionalmente a la protección eléctrica contra sobrecalentamiento o sobrecarga, puede haber accesorios térmicos o mecánicos para accionar una alarma, un banco de ventiladores y en ultima instancia desconectar los transformadores. Estos pueden ser:
- Termómetro 26-1
- Termostato 26-2
- Imagen térmica 49
- Indicador del nivel de aceite 63-N
- Liberador de presión 63-L
- Relé Buchholz 63-B
- Relé Buchholz-Jansen 63-BJ 1) Medición de la Resistencia de los Devanados. 2) Medición de la Relación de Transformación, Verificación de la Polaridad y Relación de Fase. SEGURIDAD EN LA OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA 3) Perdidas Con Carga y Tensión de Corto Circuito 4) Medición de la Pérdida Sin Carga y Corriente de Magnetización PROTECCIONES MECÁNICAS Se trata de un elemento de apoyo a la protección diferencial, detectará sobreintensidades. Podrán ser de actuación instantánea (50) o de actuación retardada (51), tanto de tiempo inverso como constante.
Cuando se tienen varios transformadores en un alimentador sin protección individual primaria, se ajusta la corriente del relé a1.5 veces la corriente total de plena carga de los transformadores. El ajuste para el relé de sobrecorriente no debe ser mayor que seis veces la corriente nominal de plena carga del transformador más pequeño pues de lo contrario no se puede garantizar su protección. RELÉ BUCHHOLZ Es una protección simple y eficaz. Se utiliza en todos los equipos inductivos sumergidos en aceite, equipados con deposito de expansión.Este relé posee una pequeña cámara donde se pueden alojar dichos gases; además se encuentran dos contactos, uno para alarma y otro para disparo. PROTECCIÓN SOBRE CALENTAMIENTO Es un elemento sensible a los cambios de temperatura. Se utiliza la técnica de Imagen Térmica; la cual consiste en un elemento sensor de temperatura que se coloca en un compartimento en la parte superior del equipo.
Otro método es el del tubo capilar, el cual se llena de un liquido que transmite el cambio de la temperatura. PROTECCIÓN SOBRE PRESIÓN

Elemento mecánico sensible a las variaciones bruscas de presión, que se originan por los gases. Se coloca en la parte superior del tanque principal, sobre el nivel máximo de aceite. A través de transformadores de intensidad comprueba los vectores de intensidad tanto a la entrada como a la salida del transformador, en caso de desigualdad de corrientes manda una señal de disparo. Detecta los corto circuitos y las dobles puestas a tierra en las que, por lo menos, una de ellas se encuentra en su dominio de protección. CONEXIONES TRIFÁSICAS CONEXIONES DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Las diferentes conexiones se clasifican en cuatro grupos así: Grupo I desfasaje 0º, Grupo II desfasaje 180º, Grupo III desfasaje 150º y Grupo IV desfasaje 30º, según la norma IEC. A continuación se muestran las conexiones. Son las conexiones más usadas porque:

1) La parte delta no presenta los problemas en la corriente que circula por cada bobina, puesto que las corrientes corresponden mediante la relación de transformación a las corrientes en la Y, que son las corrientes de línea.
2) Los voltajes de las bobinas en la Y corresponden a los de las bobinas respectivas en la delta , que son los voltajes de línea.
3) Las ventajas individuales de la Y o delta respecto a los armónicos se suman para presentar un mejor desempeño a este respecto. Un transformador diseñado para trabajar con esta conexión es, en general, más fácil de construir y de menor coste que cualquier otro. Pero no suele utilizarse en la Práctica, dado que tiene un comportamiento muy malo cuando se presentan desequilibrios en las cargas. La única aplicación práctica se da cuando se conectan líneas de alta tensión.
Con el neutro aislado se causa un corrimiento del neutro causado por las corrientes de magnetización y las cargas desbalanceadas, por lo tanto es recomendable tener los neutros conectados a tierra. Igualmente en el secundario si hay cargas monofásicas, su neutro debe conectarse al del transformador para evitar el corrimiento. Este neutro lleva la corriente "In = Ia + Ib + Ic "y los armonicos triples que producen las cargas no lineales. En la tensión de línea no aparecen armónicos triples y su magnitud √3 veces la tensión de fase en las bobinas, mientras la corriente de linea es la misma que circula por cada fase.
No permite un neutro del sistema, solo podrían utilizarse un punto (tap) central en una de las fases como neutro. Si las impedancias de las bobinas en cada fase, las relaciones de transformación y las cargas por fase son iguales; las bobinas estarían manejando igual potencia. Pero las condiciones anteriores son difíciles de cumplir; entonces las corrientes por cada bobina son distintas, presentando un grave inconveniente para esta conexión, por lo cual no es muy utilizada. El voltaje de línea es igual al de la bobina correspondiente y si las corrientes son balanceadas, la de línea es √3 veces la de fase o bobina. Se usa como transformador de distribución. La conexión zigzag da al transformador un excelente comportamiento contra los desequilibrios, y se tiene neutro en alta y baja tensión. TRANSFORMADORES Y-d ó D-y TRANSFORMADORES Y-Y TRANSFORMADORES DELTA - DELTA TRANSFORMADORES Y-z. TRANSFORMADORES DE POTENCIA FUNCIONAMIENTO
CONSTRUCCIÓN
INSTALACIÓN
OPERACIÓN
MANTENIMIENTO Oscar Fernando Sierra Matajira
Wilmer Hugo Florez Niño
Sergio Alberto Curubo Galvis
Laura Tatiana Feghali Cely
Gonzalo Alberto Franklin Gonzalez
"El grupo de conexión debe tenerse en cuenta sólo cuando se requiere un transformador para ser instalado en paralelo con otro transformador, ó cuando el transformador se alimenta por un generador eléctrico." OPERACIÓN DE TRANSFORMADORES EN PARALELO Cuando aumenta la demanda de potencia de un centro de transformación, a veces es más económico, en vez de sustituir al antiguo transformador por otro de mayor potencia, conectar en paralelo dos o más transformadores. De esta forma se aprovecha el transformador antiguo, y la inversión a realizar por la ampliación de potencia no es tan grande.El disponer de varios transformadores en paralelo tiene además otras ventajas añadidas. Así, el consumo tiene grandes diferencias entre las diferentes estaciones del año, en las épocas de menor consumo se puede desconectar alguna unidad haciendo que los que se sí vayan a funcionar lo hagan con un mejor rendimiento.También en caso de averías, el servicio se puede seguir manteniendo mientras se realizan las reparaciones de la unidad averiada. PARA QUE? Y POR QUE? Debe realizarse bajo las recomendaciones hechas por la NTC 375 Esta prueba sirve, básicamente, para comprobar que todas las conexiones internas efectuadas en los devanados y guías fueron sujetadas firmemente así como también obtener información para determinar las perdidas en el cobre y calcular la temperatura de los devanados Método del Puente Método de la Caída de Tensión Consiste simplemente en observar la caída de tensión, conociendo la intensidad de la corriente que pasa por los devanados cuya resistencia esta determinada por medio de la ley de Ohm. Donde: U = tensión aplicada a los terminales del devanado, en voltios. I = intensidad de la corriente que circula por el devanado en amperios. RX = resistencia del devanado en ohmios. El método del puente es el mas usado por la sencillez de su manejos y por la gran exactitud. La Figura 2 muestra el esquema de un puente de Wheatstone, donde R, R1 y R2 son resistencias conocidas y RX representa la resistencia del devanado al cual se le hace la medida. Verificación de la Polaridad Verificación de La Relación de Fase Medición de la Relación de Transformación Existen tres métodos para la medición de la relación de transformación Método del Voltímetro Método del Transformador Patrón Método del Divisor Patrón Consiste en aplicar una tensión alterna sinusoidal de valor conocido al devanado de mayor tensión, midiendo esta tensión y la que aparece en el otro devanado por medio de voltímetros y transformadores apropiados Consiste en comparar la tensión del transformador bajo ensayo con la de un transformador patrón calibrado, cuya relación es ajustable en pequeños escalones Se deriva un potenciómetro de resistencia entre los terminales del transformador. Entre el punto variable del potenciómetro y uno de los terminales de los devanados se conecta un detector D, adecuado Cuando el detector indica cero la relación de las resistencias R1/R2 representa la relación de transformación Se conecta en paralelo el devanado de alta tensión del transformador en ensayo con el devanado de alta tensión del transformador patrón de polaridad conocida y con la misma relación de transformación que la del transformador en ensayo, uniendo entre si los terminales correspondiente. Análogamente se conectan también los terminales de un lado de los devanados de baja tensión de ambos transformadores, dejando libres los restantes. Método del Transformado Patrón Método del Diagrama Fasorial Se conecta un terminal de un devanado con el correspondiente del otro y se excita el transformador de una tensión trifásica relativamente baja, midiéndose la tensión entre varios pares de terminales Método del Indicador Se utiliza un indicador de secuencia, que puede estar constituido por un motor asíncrono trifásico o uno monofásico de fase auxiliar. Conectando el indicador a los terminales de alta tensión se aplica a éstos una tensión y se toma nota del sentido de secuencia. Se transfiere el indicador al lado de baja tensión, conectando cada terminal a su correspondiente marcación, se regula la tensión al valor adecuado y se toma nota del sentido de la secuencia sin alterar las conexiones en el primario. La coincidencia del sentido de la secuencia indica que ésta es igual en ambos devanados. Rotulado. Todo transformador debe estar provisto de una placa de características que contenga la información de la siguiente lista en forma indeleble, debe ser fabricada en material resistente a la corrosión y fijada en un lugar visible; según criterio adoptado de la NTC 618: Los transformadores para instalación interior deberán almacenarse en un lugar cerrado. Sin embargo, si fuese necesario hacerlo en lugares abiertos, deberán estar bien cubiertos para evitar que la humedad y materias extrañas entren en la caja.
Los transformadores para uso a la intemperie deberán ser almacenados en lo posible, bajo techo.
La base para el almacenamiento del transformador deberá tener suficiente resistencia como para soportar su peso y tener además un nivel plano.
Cuando el transformador sea almacenado a la intemperie tener cuidado con que el área en la cual esté cuente con buenos drenajes.
Las pérdidas eventuales de aceite no deberán en forma alguna perjudicar el medio ambiente. Se debe realizar mediante el procedimiento estipulado en la norma NTC 1005 “Medición de las tensiones de cortocircuito y pérdidas con carga”. Mediciones de la Tensiones de Corto Circuito Con esta prueba se determina la tensión requerida para hacer circular la corriente nominal a través de uno de los devanados especificados de un transformador cuando el otro devanado esta en corto circuito con los devanados conectados como para operación con tensión nominal Las mediciones son realizadas usualmente con el método de los vatímetros.
Con esta prueba se determina la impedancia de cortocircuito del transformador Corresponde a las perdidas en vacío y son la suma de las perdidas por histérisis, mas las perdidas por corrientes inducidas en el núcleo (corrientes de Foucault) ------------------------------------Condiciones obligatorias-------------------------------------
− Igual índice horario.
− Igual secuencia de fases.
Los transformadores con igual índice horario se pueden acoplarse sin más que conectar los bornes homólogos. Y en ocasiones se pueden conectar transformadores pertenecientes a distintos grupos de conexión permutando en el primario o en el secundario las conexiones entre dos bornes. Se recomienda que las relaciones de potencia entre los dos transformadores no excedan de 3 a 1, y lo óptimo será que los dos transformadores fueran “gemelos”.
-----------------------------------Condiciones convenientes------------------------------------
− Igual potencia nominal
− Igual relación de transformación ( en todos los escalones de regulación)
− Igual tensión de cortocircuito, expresada en % o en p.u. QUE DEBEN CUMPLIR LOS TRANSFORMADORES? El circuito equivalente de la conexión en paralelo se muestra en la figura. Tanto las ramas de magnetización como Z1 y Z2 están en paralelo, entonces las corrientes por cada transformador dependen de Z1 y Z2 y no de su potencia aparente especificada. Si la carga consume una corriente i, la corriente del T1 será i1= Z2*i /(Z1 + Z2) , y la de T2 será i2= Z1*i /(Z1 + Z2). La carga máxima de los dos transformadores en paralelo tendrá un transformador a plena carga y el otro muy seguramente sin cumplir esa condición, seria una casualidad que ambos estuvieran a plena carga. COMO SE DISTRIBUYE LA CARGA? De acuerdo a la IEC 60214-2, el cambiador de tomas en carga (load tap changer, LTC), se define como “un equipo con interruptor selector, el cual puede incluir conmutadores para interrumpir la corriente, utilizado para cambiar las tomas de un transformador, cuando éste se encuentra operando y manejando la carga nominal”. Dicho estándar se refiere a cambiadores de tomas instalados en transformadores de potencia y transformadores reguladores de tensión, de todos los niveles de tensión y de potencia (kVA). CAMBIA TOMAS Se debe realizar mediante el procedimiento estipulado en la norma NTC 1031“Ensayos para la determinación de perdidas y corriente sin carga”. Cuando aparecen corrientes de recirculación y desigualdades en el reparto de la carga. Cualquiera de estas dos situaciones hace que disminuya la eficiencia y reduzca la cantidad máxima de potencia que pueden dar en conjunto. Los transformadores no deberían operar en paralelo cuando:

El reparto de carga es tal que uno de ellos esta sobrecargado.
La corriente de recirculación en uno de los transformadores es mayor al 10% de la corriente nominal de éste.
La suma de la corriente de recirculación y de la corriente destinada a alimentar la carga supera el valor de la corriente nominal del transformador. CUANDO NO SE DEBERIA OPERAR LOS TRANSFORMADORES EN PARALELO? ACOPLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE IGUAL POTENCIA NOMINAL, TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. Este caso se puede denominar como el caso ideal de acoplamiento, ya que las máquinas acopladas serían máquinas gemelas puesto que tendrían todos sus parámetros iguales. Esto supone que se cumplan todas las condiciones convenientes para el acoplamiento y que por tanto no se tenga ningún efecto que implique desaprovechamiento de potencia. ACOPLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE IGUAL TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO, RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y DISTINTA POTENCIA NOMINAL. Ca = Cb = Cn; Ia ≠ Ib ≠ In Ia = Ib = In ACOPLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE IGUAL POTENCIA NOMINAL, RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y DISTINTA TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO ACOPLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE IGUAL RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN, DISTINTA POTENCIA NOMINAL Y TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO. El hecho de tener distinta tensión de cortocircuito el reparto de la carga ya es diferente. Pero esa desigualdad se va a mantener aunque los transformadores sean de distinta potencia puesto que el reparto de la carga seguirá siendo proporcional a la potencia de cada uno de los transformadores. Por ello el tanto por ciento de potencia desaprovechada será el mismo independientemente de la potencia de los transformadores. ACOPLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE IGUAL POTENCIA NOMINAL, DISTINTA TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN. la diferencia entre las tensiones de cortocircuito provocará un desigual reparto de la carga. Esta diferencia da lugar a la aparición de una corriente que circula entre ambos transformadores y que se denomina como “corriente de recirculación”. ACOPLAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE DISTINTA POTENCIA NOMINAL, DISTINTA TENSIÓN DE CORTORCIRCUITO Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN QUE ACCIONES DE SEGURIDAD DEBO TENER EN CUENTA? Para que sirve el grupo de conexión del transformador? Es muy importante supervisar periódicamente las condiciones de operación y el estado físico del transformador, con el fin de encontrar posibles defectos que puedan ocasionar mal funcionamiento de este. Para realizar las inspecciones es importante realizar una guía de inspección o “check list” con el fin de revisar todo lo necesario, sin pasar por alto alguna revisión. INSPECCIONES Y LIMPIEZA Se realiza periódicamente mediante inspecciones al transformador, con el fin de descubrir y corregir posibles defectos. A excepción de las inspecciones visuales y de la termografia, son pruebas realizadas OFF-LINE por lo que hay que tener un plan de actividades bien estructurado y seguir todas las normas y recomendaciones de seguridad existentes. Es el mantenimiento que se realiza periódicamente en base a un plan establecido, realizando inspecciones al equipo, con el fin de descubrir y corregir posibles defectos o problemas menores que pudiesen llegar a ocasionar fallas. Se puede justificar en que se ha logrado determinar 99% de todas las fallas de los equipos están precedidas de ciertos signos o condiciones indicadoras de que ellas se van a producir. MANTENIMIENTO PREVENTIVO Malos diseños o materiales deficientes inciden notablemente en la calidad del transformador, problema que puede ser evitado al comprar el transformador únicamente a fabricantes debidamente certificados y que estén en capacidad de responder por defectos de fabricación según lo estipulado en la norma GTC71 “guía para la reclamación de garantías de transformadores”. DEFECTOS DE FABRICACIÓN Los sobrevoltajes debidos a descargas atmosféricas, o los voltajes transitorios de maniobra ocasionan grandes esfuerzos dieléctricos en el papel y los pasatapas, ocasionalmente llegando a perforarlos y destruirlos. sobrevoltajes continuos en operación pueden ser casual de la aparición de condiciones de falla como:
Efecto corona: altas intensidades de campo en los conductores pueden causar la ionización del medio circundante y descargas a su alrededor.
Arcos eléctricos en el aceite: prolongadas descargas eléctricas a través del aislamiento.
Chispas: pequeñas descargas eléctricas de muy baja duración pero muy alta temperatura.
Producción de gases incombustibles (h2,c2h2,h2,ch4). Se entiende por gestión del mantenimiento la realización de diligencias encaminadas a terminar, organizar y administrar los recursos del mantenimiento con el objeto de lograr la más alta disponibilidad de los equipos, con sano criterio económico. MODELOS DE GESTIÓN DEL MANTENIMIENTO Mantenimiento realizado con base al estado del transformador y se realiza mediante el seguimiento de diferentes variables; si estas variables permanecen en un nivel predeterminado se infiere un optimo funcionamiento del transformador, por el contrario una desviación de esos niveles será indicio de un mal funcionamiento.

Su realización no implica detener la producción de la empresa y esta es una gran ventaja ya que elimina los costos que ocasionan estas paradas. MANTENIMIENTO PREDICTIVO Verificar el nivel del indicador de aceite. Niveles más bajos que el esperado se deben probablemente a fugas de aceite, en este caso verificar posibles fugas de aceite, en este caso verificar posibles fugas que se identifican fácilmente por la aparición de manchas en la pintura o zonas de color diferente en la carcasa, verificar el estado visual de los empaques y válvulas. NIVEL DE ACEITE Cuando se reciba un transformador debe realizarse una detallada inspección en la cual se verificará el correcto estado de cada uno de los elementos constitutivos de este.Antes de la puesta en servicio de transformadores se debe comprobar la correcta ejecución del montaje y el funcionamiento de los aparatos de protección.
 
Cuando se conecte un transformador por primera vez o después de una reparación, es decir durante la puesta en servicio, se debe seguir el protocolo correspondiente para estos casos y además debe tenerse especial cuidado vigilando permanentemente las variables de funcionamiento de este, particularmente la temperatura y ruidos extraños por un periodo de tiempo mínimo necesario para permitir la estabilización de las condiciones de trabajo. RECEPCIÓN Y PUESTA EN SERVICIO Reparar un transformador normalmente implica un alto costo, por esto es importante analizar el costo de reparación y el costo de un transformador nuevo, especialmente en transformadores de edad considerable o de falla recurrente cuando esta no es ocasionada por agentes externos. REPARACIÓN O REEMPLAZO Un buen programa de mantenimiento correctivo debe estar basado en un amplio conocimiento de las condiciones de funcionamiento del transformador y su objetivo principal debe ser reponer en la mayor brevedad el estado de funcionamiento del transformador que ha fallado. Cada uno de estos modelos tiene unos beneficios y unos puntos débiles, los cuales deben ser analizados cuidadosamente al momento de decidir un modelo de gestión adecuado a las necesidades particulares de cada empresa: MANTENIMIENTO PREVENTIVO Es necesario realizar un detallado análisis del motivo de las fallas con el fin de tomar las medidas necesarias para evitar una falla recurrente debida a la misma causa. Para esto es necesario tener un conocimiento detallado de la máquina y de las condiciones de operación, con el fin de realizar un acertado diagnostico de la causa de la falla y tomar las medidas correctivas necesarias. HERRAMIENTAS PARA EL ANÁLISIS DE FALLAS Las fallas que pueden ocurrir en los transformadores son generalmente resultado de los fenómenos eléctricos, térmicos y mecánicos o la combinación de estos, originados principalmente por las siguientes condiciones: CAUSAS DE FALLA COMÚN EN TRANSFORMADORES Es el mantenimiento que se realiza una vez detectada una anomalía en el equipo, es decir el conjunto de acciones realizadas con el fin de restablecer el estado normal de funcionamiento de un equipo que ha fallado. La principal ventaja de este modelo de gestión es su relativo bajo costo de implementación, ya que no requiere el desarrollo de programación ni planeación, pero su gran desventaja se ve reflejada en los generalmente altos costos de reparación de equipos fallados, sumados a los ocasionados por las pérdidas de producción por paradas no deseadas MANTENIMIENTO CORRECTIVO TRANSFORMADORES DE TRES DEVANADOS Los transformadores de tres devanados por fase (monofásicos o trifásicos) se usan en aplicaciones en las que es conveniente interconectar tres circuitos independientes con voltajes nominales diferentes. las más importantes de las cuales son las siguientes:
Suministro de energía a un sistema de distribución importante a partir de dos sistemas de transmisión separados
Los terceros armónicos nocivos que se presentan en los voltajes respecto al neutro.
Cuando se subdivide la carga de un sistema de distribución grande en dos partes CONSTRUCCIÓN ¿Cómo, cuándo y por cuánto tiempo puedo sobrecargar un transformador? Un transformador puede ser sobrecargado si se conoce:

• La temperatura ambiente promedio del lugar ó recinto donde esta instalado.
• La temperatura promedio del aceite en el nivel superior del tanque.
• La carga que tuvo el transformador las 24 horas anteriores.

Con lo anterior y basado en las guías de cargabilidad, dato suministrado por el fabricante, se puede determinar qué sobrecarga y por cuanto tiempo se le puede aplicar al transformador.

Queda entendido que una sobrecarga exige térmicamente a los diversos aislantes y puede ocasionarse una disminución en la vida útil del transformador. ALMACENAMIENTO DATOS DE PLACA REQUISITOS DE PRODUCTO REQUISITOS DE INSTALACIÓN REQUISITOS DE PRODUCTO REQUISITOS DE PRODUCTO COSTOS DE INSTALACIÓN PRECAUCIONES AL ENERGIZAR EL TRANSFORMADOR Precauciones para efectuar el vacío y el llenado de aceite.

Al abrir los tambores de aceite, se debe prestar atención a fin de evitar que la humedad se condense dentro. Se recomienda efectuar el llenado en atmósfera de baja humedad. Los tambores deben abrirse únicamente cuando se requiera de aceite. Antes de llenar con aceite, se toma muestras de los tambores y se prueba sus características dieléctricas.
El aparato para llenado de aceite debe estar limpio y libre de humedad, preste atención para evitar la introducción de humedad dentro del aceite a través de la línea de aceite.
No energice el transformador mientras se efectúa el vacío o el llenado de aceite. LLENADO FINAL DE ACEITE BAJO VACIO Almacenaje del aceite aislante:
El aceite aislante se guardará exclusivamente en recipientes limpios y se protegerá contra la humedad colocando los recipientes en un lugar con temperatura lo mas constante posible y en posición horizontal. Se evitará cuidadosamente toda mezcla con otros líquidos (aceites de cables, de engrase y de calefacción) o con cuerpos sólidos. Pequeñas cantidades de impurezas pueden alterar fuertemente las cualidades del aceite aislante. ALMACENAMIENTO Almacenaje de transformadores con tanque sellado
1. Transformadores completamente ensamblados
Verifique la presión interna del transformador; si el manovacuómetro indica vacío o presión inferior a 0.1 atm. (2 Psi), presurícelo con 2 o 3 libras de Nitrógeno y revise al menos cada mes la presión interna; en estas condiciones el transformador puede permanecer indefinidamente almacenado. Si la presión es superior a 0.3 atm (5 Psi), deje escapar el excedente.
2. Transformadores con radiadores desmontables
Se deberá ensamblar completamente el transformador, completar el nivel de aceite y presurizarlo con Nitrógeno a una presión de 0.2 atm (3 Psi). En el caso de no poderse ensamblar completamente, las partes y piezas se deberán mantener sellados para evitar penetración de humedad. ALMACENAMIENTO Los transformadores para instalación interior deberán almacenarse en un lugar cerrado. Sin embargo, si fuese necesario hacerlo en lugares abiertos, deberán estar bien cubiertos para evitar que la humedad y materias extrañas entren en la caja.
Los transformadores para uso a la intemperie deberán ser almacenados en lo posible, bajo techo.
La base para el almacenamiento del transformador deberá tener suficiente resistencia como para soportar su peso y tener además un nivel plano.
Cuando el transformador sea almacenado a la intemperie tener cuidado con que el área en la cual esté cuente con buenos drenajes.
Las pérdidas eventuales de aceite no deberán en forma alguna perjudicar el medio ambiente. ALMACENAMIENTO Antes de descargar el transformador del vehículo observe si falta alguna pieza o si existen deformaciones. De ser así, informe al fabricante sobre estas irregularidades antes de iniciar cualquier reparación.
Cuando se levante el transformador los cables de suspensión deberán mantenerse así paralelos para evitar que se doblen los pernos de enganche u otras partes de la estructura.
Cuando un transformador no pueda ser manejado por medio de grúa, podrá moverse deslizándolo sobre patines o sobre rodillos, pero teniendo cuidado de no dañar la base o de no volcarlo.
Nunca se deberá levantar un transformador o moverlo colocando palancas o gatos debajo de la válvula de purga, salida del aceite de refrigeración, conexiones de los radiadores u otros dispositivos.
Cuando se muevan grandes transformadores sobre rodillos, deberán proveerse vigas para distribuir los esfuerzos sobre la base. MANEJO Información adicional: La siguiente información deberá ser suministrada al usuario en catálogo para transformadores de potencia mayor o igual a 5 kVA.
Pérdidas del transformador a condiciones nominales, este valor debe ser certificado, Corriente de cortocircuito simétrica, Duración del cortocircuito simétrico máximo permisible, Métodos de refrigeración, Clase de aislamiento, Líquido aislante, Volumen del líquido aislante, Nivel básico de asilamiento de cada devanado, BIL. REQUISITOS DE PRODUCTO Rotulado. Todo transformador debe estar provisto de una placa de características que contenga la información de la siguiente lista en forma indeleble, debe ser fabricada en material resistente a la corrosión y fijada en un lugar visible; según criterio adoptado de la NTC 618: Marca o razón social del fabricante, Número de serie dado por el fabricante, Año de fabricación, Clase de transformador, Número de fases, Diagrama fasorial, Frecuencia nominal, Potencias nominales, de acuerdo al tipo de refrigeración, Tensiones nominales, número de derivaciones, Corrientes nominales, Impedancia de cortocircuito, Peso total en kilogramos, Grupo de conexión, Diagrama de conexiones. REQUISITOS DE PRODUCTO Cuando el transformador no sea de tipo sumergible y se aloje en cámaras subterráneas sujetas a inundación, la cámara debe ser debidamente impermeabilizada para evitar humedad y en lo posible debe separarse de la cámara de maniobras.
Los transformadores refrigerados en aceite no deben ser instalados en niveles o pisos que estén por encima o contiguos a sitios de habitación, oficinas y en general lugares destinados a ocupación permanente de personas, que puedan ser objeto de incendio o daño por el derrame del aceite refrigerante.
Cuando un transformador aislado en aceite requiera instalación en bóveda (conforme a la sección 450 de la norma NTC 2050), esta debe construirse con materiales que ofrezcan una resistencia al fuego de mínimo tres horas. Para transformadores secos con potencia superior a 112,5 kVA que requieran bóveda, la resistencia al fuego de esta debe ser mínimo de una hora. Las puertas cortafuegos, deberán ser certificadas por un organismo de certificación de producto acreditado por la SIC. REQUISITOS DE INSTALACIÓN Se debe minimizar el número de personas que entren en el transformador.
Antes de entrar en el transformador, las personas deben chequear todos los bolsillos
Del vestido de trabajo para verificar si están vacíos. También se debe averiguar que botones se podrán caer. Estas personas se pondrán zapatos limpios y secos.
Ate las llaves u otras herramientas a la cintura o la muñeca antes de usarlas en el interior del tanque.
Registre las herramientas llevadas en el interior del tanque y coteje después de terminar las obras para ver que nada se deja olvidado.
Utilice los iluminadores de trabajo con protector de bombilla, en lo posible a prueba de explosión. No cambie las bombillas en el interior del tanque.
Disponga de un ayudante localizado cerca a la entrada de hombre para el enlace y la asistencia. El siempre debe cuidar al obrero trabajando en el interior, y nunca debe abandonar el lugar a su cargo durante la obra en marcha. PRECAUCIONES A TOMAR COSTOS DE INSTALACIÓN A fin de evitar, durante el armado del transformador, el contacto directo con la atmósfera de la bobina y el aislador, es aconsejable llenar previamente con el aceite de aislamiento hasta un nivel que esté a unos 25 cm por debajo de la cubierta del tanque, en el caso de ser transformadores equipados con tanque de expansión, o hasta el nivel de 85°C marcado en el indicador de nivel en el caso de ser transformadores del tipo sellado. LLENADO DE ACEITE Almacenaje de Transformadores con tanque de expansión:

1. Transformadores completamente ensamblados
Coloque el respirador de sílica gel siguiendo las instrucciones " Montaje respirador de sílica gel".
2. Transformadores con llenado parcial de aceite
Se montará el tanque de expansión y se procederá al llenado con aceite hasta el nivel correspondiente. Una vez acabado el llenado de aceite, se montará el respirador de sílica gel. Un transformador completamente lleno de aceite se puede almacenar durante un tiempo indeterminado; este almacenaje es preferible al del transformador lleno de gas.
3. Transformadores llenos de gas Nitrógeno
Verifique la presión interna del transformador; esta debe mantenerse en 0.2 atm (3 Psi). Si la botella de nitrógeno se termina, sólo se empleará exclusivamente para el llenado, nitrógeno de una pureza de 0.3% de su volumen y un grado de humedad máximo de 250 ppm. Un almacenaje con nitrógeno es posible, sin otras manipulaciones por un período de tres (3) meses. ALMACENAMIENTO Evitar la entrada de humedad al tanque mediante la oportuna revisión de los respiradores de sílica-gel y/o de las pipas de nitrógeno cuando esté parcialmente lleno de aceite.
Deberá impedirse la formación de agua condensada en los accesorios y repuestos que sean despachados independientemente mediante una adecuada protección contra las influencias meteorológicas. Si es necesario coloque desecadores de sílicagel metidos en las bolsas.
Deberá preveerse protección contra corrosión y daños mecánicos en la cuba.
Cuando sea posible alimente los gabinetes de control a su tensión correspondiente para evitar la condensación de agua en su interior. ALMACENAMIENTO Comprobar la presión de gas:

Con el fin de evitar la impregnación de humedad el tanque principal está lleno de nitrógeno seco (aproximadamente 0.2 kg/cm² a 20 C). Si la aguja indica cero, podría ser a raíz de una entrada de agua. En este caso mida la resistencia de aislamiento de los devanados con el objeto de establecer el grado de humedad que ha penetrado en el transformador y tomar las medidas correctivas necesarias. RECOMENDACIONES AL ARRIBO AL SITIO DE INSTALACIÓN Algunas veces los transformadores se transportan divididos en varias secciones como pueden ser el tanque principal, los aisladores, el tanque conservador, los radiadores y otras partes.
Inspección exterior.
Compruebe si el transformador ha sufrido caídas accidentales ó si se han torcido los refuerzos o las tuberías
Si la pintura está dañada o si las piezas metálicas están oxidadas, utilice papel de lija y retoque con una pintura anticorrosiva adecuada.
Revise que la tornillería no se encuentre floja.
Revise el estado de los instrumentos de protección que van adosados al tanque principal.
Cuando se aprecie un daño severo relacionado con los puntos anteriores, el fabricante debe ser inmediatamente informado del caso. RECOMENDACIONES AL ARRIBO AL SITIO DE INSTALACIÓN Seleccionar preferiblemente, como medio de transporte un "trailer" de plataforma baja y larga (camabaja) y sujete el transformador como lo indica la figura.

Antes de efectuar el traslado hacer un reconocimiento de la vía con el fin de prever posibles obstáculos (puentes bajos), inclinaciones peligrosas, estado de la carretera. TRANSPORTE Y ARRIBO AL SITIO DE INSTALACIÓN TRANSPORTE Y ARRIBO AL SITIO DE INSTALACIÓN

Cuando sea necesario movilizar el transformador a su sitio de instalación deben tenerse en cuenta las siguientes precauciones a fin de evitar daños en su estructura o accidentes en el personal que tenga a cargo tal operación: PROCEDIMIENTO DEL MONTAJE DEL EQUIPO EN CAMPO Todos los transformadores sumergidos en líquido refrigerante deben tener un dispositivo de alivio de sobrepresión automático fácilmente reemplazable, el cual debe operar a una presión inferior a la máxima soportada por el tanque según criterio adoptado de las NTC 1490, NTC 1656, NTC 3607, NTC 3997 y NTC 4907.

El fabricante debe entregar al usuario las indicaciones y recomendaciones mínimas de montaje y mantenimiento del transformador. REQUISITOS DE PRODUCTO Los transformadores deben tener un dispositivo de puesta a tierra para conectar solidamente el tanque, el gabinete, el neutro y el núcleo, acorde con los requerimientos de normas técnicas aplicadas y las características que requiera la operación del transformador.

Todos los transformadores sumergidos en líquido refrigerante que tengan cambiador o conmutador de derivación de operación exterior sin tensión, deben tener un aviso: “manióbrese sin tensión” según criterio adoptado de la NTC 1490. REQUISITOS DE PRODUCTO Los transformadores y barrajes del secundario, cuando se usen en instalaciones de uso final, deben instalarse de acuerdo con lo establecido en la Sección 450 de la NTC 2050.

Todo transformador con tensión nominal superior a 600 V debe protegerse por lo menos en el primario con protecciones de sobrecorriente, cuando se use fusibles estos deben ser certificados y seleccionados de acuerdo con una adecuada coordinación de protecciones.

El nivel de ruido de los transformadores, no debe superar lo valores establecidos en las disposiciones ambientales sobre la materia, de acuerdo con la exposición a las personas. REQUISITOS DE INSTALACIÓN Es necesario ubicar los transformadores en lugares protegidos de las personas no especializadas impidiendo su entrada.

Las condiciones de la instalación deben ser tales que permitan fácil accesibilidad al personal operativo con el fin de permitir una evacuación sin obstáculos.

La zona de ubicación del transformador debe además de tener una excelente ventilación contar con elementos de seguridad como extintores y materiales para contención de derrames de aceite. UBICACIÓN DE TRANSFORMADOR Recomendaciones para garantizar la seguridad de las personas, del medio ambiente y transformador.
Debe existir una señalización de peligro en letras grandes negras y en fondo amarillo. UBICACIÓN DE TRANSFORMADOR Algunos de los aspectos generales a tener en cuenta en la elección del transformador son:
Potencia, Cantidad
Taps
Tensión de primario/secundario
Aspectos constructivos
Mantención del transformador
Temperatura
Costo ELECCIÓN DE TRANSFORMADOR Bomba al vacío.

Herramientas en general
Destapador del tambor
Tijeras
Pinza para pelar cable
Gato (elevador) con capacidad de 10 toneladas.
Llave inglesa
Llave de regulación
Barreta con pinzas. MONTAJE Prensa filtradora del aceite. MONTAJE Grúa MONTAJE Montaje del relé buchholz (31)

Montaje del Respirador de Sílica-Gel (33) Se disponen de tres tipos de conservador dependiendo del grado de protección que se desee y/o de los accesorios incluidos. Estos son:

Tanque conservador convencional

Es del que disponen la mayoría de transformadores. Al instalar el conservador sobre el transformador, es necesario prestar atención a los siguientes puntos. MONTAJE DE TANQUE DE EXPANSIÓN La disposición general de los radiadores se ilustra en la figura. Al recibir los radiadores y desenhuacalarlos se verifica que no hayan sufrido daños mecánicos durante el transporte. Cuando sea necesario desmontar los radiadores para el transporte del transformador se enviarán herméticamente cerrados con tapas ciegas. Las válvulas de estrangulación que se encuentran soldadas o pernadas al tanque principal se despachan en su posición de cierre y, adicionalmente, se protegen con tapas ciegas. MONTAJE DE RADIADORES Revisar el estado de los ganchos de amarre de la camabaja y verificar que se encuentren en buen estado.
El tanque de expansión (si se transporta con él) debe quedar al lado de la cabina.
En cada esquina deben efectuarse como mínimo dos (2) amarres en los ganchos dispuestos para tal fin.
Use en lo posible, cable de acero o cadena debidamente tensionados. Por ningún motivo emplee manila o cualquier otro material que permita elongación. Cada cable debe ofrecer una resistencia a la tracción mínima de 15 toneladas.
No deben sobrepasarse en el transporte inclinaciones de 25° en sentido longitudinal y 30° en sentido transversal.
Antes de mover, desmonte todos los radiadores. TRANSPORTE Y ARRIBO AL SITIO DE INSTALACIÓN DATOS DE PLACA Según el RETIE, los transformadores eléctricos de capacidad mayor o igual a 3 kVA, nuevos, reparados o reconstruidos, deben cumplir con los siguientes requisitos:

Requisitos de instalación.
Requisitos de producto. INSTALACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Normas de seguridad

El tanque del transformador debe ser conectado a tierra en todo momento.
Los extintores de incendio deben ser suministrados para usarlos en caso de emergencia. Debe tenerse uno en la parte superior del transformador cuando se estén haciendo trabajos sobre el tanque
Antes de quitar cualquier tapa es necesario estar seguro de que no existe presión en el tanque. Normas prácticas y rigurosas deben ser seguidas durante la inspección, montaje, energización y mantenimiento de transformadores. Estas deben ser estrictamente cumplidas para protección y seguridad de los trabajadores y el transformador. INSTRUCCIONES GENERALES PARA LA ENERGIZACIÓN DEL TRANSFORMADOR Descripción.
Dimensiones.
Procedimiento de llenado sin vacio en el conservador.
Llenado bajo vacio.
Drenado de aceite aislante y llenado con nitrógeno. Tanque de expansión con membrana o separador o flexible (21):

Como este dispositivo no es un elemento comúnmente utilizado en transformadores de pequeña potencia es necesario dar las siguientes indicaciones MONTAJE DE TANQUE DE EXPANSIÓN Teniendo en cuenta que el mayor de los respiradores va destinado al tanque principal, en tanto que el pequeño (38), corresponde al cambiador de tomas bajo carga. No olvide llenar con aceite el recipiente de la parte inferior del respirador. Tanque conservador con barrera para conmutador bajo carga:

Este tanque en realidad son dos conservadores montados en un mismo cilindro. La barrera tiene como fin independizar el aceite del transformador y el del conmutador bajo carga; por lo tanto en el llenado del aceite se deberán considerar independientemente los dos compartimentos. MONTAJE DE TANQUE DE EXPANSIÓN Tanque de aceite Purificador de aceite. INSTALACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Esta prueba, también conocida como número de acidez, mide el contenido de ácidos formado por la oxidación del aceite. El número de neutralización es el número de miligramos (mg) de Hidróxido de potasio (KOH) requeridos para neutralizar el ácido contenido en 1g de aceite (mg KOH/g). NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN El factor de potencia del aceite es el coseno del ángulo de desfasaje entre una tensión de corriente alterna aplicada y la corriente que fluye producto de esta tensión. Cuando el aceite se somete a este campo alterno se producen pérdidas que se disipan en forma de calor, siendo el factor de potencia del aceite una medida directa de estas pérdidas.
La medición del factor de potencia se puede realizar en un laboratorio en donde se analice la muestra tomada al aceite del transformador, o en campo, mediante equipos de medición portátiles que miden directamente esta variable. Cuando se realiza en el laboratorio se emplea el método especificado en[ASTM-924 (2003)]. FACTOR DE POTENCIA (Aceite) Medición del factor de potencia del aislamiento Solido.
Medición de la Resistencia de Aislamiento.
Medición de la corriente de excitación. Pruebas Eléctricas Use los diferentes relés con que cuenta el transformador para detectar y protegerse de fallas accidentales. A continuación se señala cuales son las partes que se emplean para protegerse de fallas internas: Las que están adheridas directamente al transformador y que detectan las fallas mecánicamente: Relé Buchholz, relé de presión súbita, dispositivo de sobrepresión.
Las que están indirectamente unidas al tablero de control del transformador, y que detectan las fallas eléctricamente: Relé diferencial, relé de sobre corriente, relé de tierra Cómo detectar fallas internas? Fallas repentinas: La mayoría de las interrupciones dieléctricas ocurren repentinamente, especialmente la debida a un rayo o a una tensión anormal, causando una falla directa. La corriente excesiva por un cortocircuito externo o por un golpe mecánico, también sucede repentinamente, y disturbios por sismos e incendios, pueden dañar accidentalmente el transformador.
Fallas que se desarrollan lentamente: Las fallas repentinas se relacionan, generalmente, con factores totalmente externos o ajenos al transformador, de tal forma que está fuera de nuestro alcance el poder proveerlos y prepararnos para enfrentarlos.
El objetivo de nuestro mantenimiento e inspección es descubrir las fallas que ocurren y que se desarrollan lentamente. Estas fallas son las siguientes: Detección de Fallas Fallas en el núcleo
Hay fallas debidas a un aislamiento deficiente de los tornillos de afianzamiento del núcleo, o a un canal de enfriamiento de aceite obstruido, lo que causa un calentamiento excesivo del núcleo. Las fallas del núcleo se desarrollan lentamente. El aislamiento y el contacto a tierra deficientes ya mencionados, causan una corriente de cortocircuito parcial, un deterioro del aceite de los materiales de aislamiento en sus alrededores, los cuales gradualmente se convierten en fallas serias. Sobre tensiones por transitorios: Este tipo de sobre tensiones son producidas por falsas operaciones de switcheo, por puesta de servicio y desconexión de bancos Capacitores, etc.
Sobre tensiones por descargas atmosféricas: Para prevenir, en lo que cabe, este tipo de falla, se recomienda el uso de Apartarayos lo más cercanos al transformador. Cortocircuito a tierra: El voltaje de impulso o el deterioro del aislamiento pueden causar un cortocircuito a tierra del bobinado o de sus terminales al núcleo o al tanque.
Las fallas mencionadas se pueden detectar fácilmente mediante un diagnóstico externo o una verificación eléctrica.

Sobre cargas: Si las sobre cargas a que se sujete el transformador no han sido tomadas en cuenta durante el diseño del aparato, éste se sujetará a un envejecimiento acelerado que destruirá sus aislamientos y su falla se definirá por un corto circuito entre espiras. En el mantenimiento predictivo se hacen las siguientes listas de chequeo:

Evaluación del equipo: Levantamiento técnico.
Determinación de su estado actual.
Historial del equipo.
Diagnostico actual del equipo.
Plan general de trabajo.
Seguimiento. MANTENIMIENTO PREDICTIVO Revisar visualmente el estado de los empaques , verificando ausencia de fugas.
Revisar visualmente el estado de la conexión a tierra de la carcasa, si es necesario apretar el tornillo de conexión.
Verificar el contador de operaciones del cambiador de tomas y compararlo con el sugerido por el fabricante para la realización de mantenimiento.
Revisar el correcto funcionamiento y sentido de giro de los ventiladores.
Revisión del nivel de aceite de los pasatapas, si estos lo permiten.
Limpieza de cada una de las partes del transformador, buscando eliminar cualquier impureza de la superficie del transformador especialmente en los pasatapas debido a su gran sensibilidad respecto a estas. Es necesario verificar y medir periódicamente el estado de la conexión a tierra del transformador. Apretar en caso de ser necesario el tornillo de puesta a tierra. PUESTA A TIERRA Es el mantenimiento que se realiza periódicamente en base a un plan establecido, realizando inspecciones al equipo, con el fin de descubrir y corregir posibles defectos o problemas menores que pudiesen llegar a ocasionar fallas. Se puede justificar en que se ha logrado determinar 99% de todas las fallas de los equipos están precedidas de ciertos signos o condiciones indicadoras de que ellas se van a producir.
Se realiza periódicamente mediante inspecciones al transformador, con el fin de descubrir y corregir posibles defectos. A excepción de las inspecciones visuales y de la termografía, son pruebas realizadas OFF-LINE por lo que hay que tener un plan de actividades bien estructurado y seguir todas las normas y recomendaciones de seguridad existentes. Mantenimiento Preventivo Cargar al transformador con intensidades de corriente mayor a la nominal por un tiempo prolongado genera sobrecalentamiento perjudicial los devanados, ya que la celulosa se descompone muy fácilmente con acción del calor, este tipo de falla generalmente se asocia con:
Producción de gases combustibles (co2), e incombustibles(co,c2h4)
Pérdida de las propiedades dieléctricas y mecánicas del papel. Sobrecarga: El llamado de mantenimiento correctivo se debe a Llamadas de emergencia. atención las 24 horas del día los 365 días del año, y las soluciones deben de ser Inmediatas. El procedimiento para una reparación puede ser:

Diagnostico del problema encontrado:
-Reparación general.
-Suministro de materiales.
-Filtrado del aceite. Regenerado de aceite dieléctrico.
-Pruebas en campo (antes y después del filtrado).
-Reposición de nivel en caso de ser requerido.

Pruebas eléctricas en campo.
-Pruebas eléctricas, físicas y químicas al aceite.
-Entrega de reportes. Pruebas.
-Diagnostico y conclusiones.
-Recomendaciones preventivas.

Reparación general
-Soporte Técnico.
-Cotizaciones. Mantenimiento Correctivo Modelos de Gestión de Mantenimiento MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Fallas asociadas a altas temperaturas en el sistema de aislamiento del transformador dejan su registro en forma de gases disueltos en el aceite; la cromatografía de gases se basa en la correlación existente entre las fallas y los gases generados por estas. El principal objetivo de la cromatografía de gases es la identificación anticipada de fallas con el fin de realizar las acciones proactivas necesarias para evitar su aparición. Esta técnica de diagnóstico se fundamenta en estudios estadísticos realizados a transformadores fallados, transformadores en condiciones de falla incipiente y simulaciones de laboratorio. La desventaja de esta técnica es la necesidad de que la falla esté activa por algún tiempo para permitir que los gases generados sean detectados, debido al volumen de aceite.
En transformadores de potencia se pueden realizar dos tipos de cromatografía, la Cromatografía de Gases Disueltos en el Aceite y la Cromatografía de Gases Libres que estudia los gases acumulados en el Relé Buchholz, sin embargo en mantenimiento predictivo se consideran más significativos los resultados obtenidos en la Cromatografía de Gases Disueltos. Cromatografía de Gases La cromatografía de gases es una técnica relativamente moderna en la que a partir de un estudio de gases en el transformador, permite hacer una correlación con los diferentes tipos de fallas o problemas que se presenten en éste, a partir de diferentes tipos de técnicas de análisis. Debido a los diferentes esfuerzos a los que se ven sometidos los transformadores, los materiales aislantes se van descomponiendo generando gases y residuos. La mayoría de estas técnicas se han desarrollado con base en casos empíricos de diferentes empresas con una gran cantidad de transformadores analizados. A partir de estas técnicas y por medio de análisis gráficos y estadísticos se busca obtener conclusiones que permitan establecer las condiciones en las que se encuentra el transformador y en particular su sistema de aislamiento. ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS EN ACEITES Es de suma importancia realizar esta prueba para conocer la cantidad de inhibidor de oxidación que presenta un aceite porque por lo general, el agotamiento del inhibidor es la primera indicación de que el aceite necesita mantenimiento. En la mayoría de las condiciones, el aceite no comenzará el proceso de envejecimiento por acción de la oxidación, del que se hablaba en las pruebas anteriores, si cuenta con la cantidad suficiente de un inhibidor de oxidación. La adición de aceite a un aceite mineral aislante retarda la formación de lodos y de ácidos bajo condiciones de oxidación. Inhibidor de oxidación Una guía general para interpretar los valores de saturación porcentual se encuentra en la siguiente tabla. La siguiente tabla muestra los valores máximos recomendados por IEEE Std. C57 106-2002 para la saturación porcentual en aceite mineral aislante en transformadores. CONTENIDO DE HUMEDAD CONTENIDO DE HUMEDAD Un estimativo del contenido de humedad del papel se determina a través de la medición del contenido de agua en el aceite. Esta cantidad se expresa en partes por millón de agua (ppm) y se mide a través del método expuesto en la norma NTC-2976. el método en términos generales consiste en inyectar una muestra de aceite en un titulador coulométrico automático Karl Fischer, en el que ocurre una reacción cuyo punto final se detecta gracias al exceso de yodo que se produce en el recipiente de valoración. Al final de la reacción el dispositivo de medida calcula electrónicamente el contenido de humedad en el aceite a partir del volumen de aceite inyectado y la cantidad de reactivo consumido. Es una técnica que permite medir temperaturas a distancia con exactitud y sin necesidad de contacto físico con el objeto a estudiar. Mediante la captación de la radiación infrarroja del espectro electromagnético, utilizando cámaras termográficas o de termovisión, se puede convertir la energía radiada en información sobre temperatura.
El análisis termográfico se basa en la obtención de la distribución superficial de temperatura de una tubería, pieza, maquinaria, envolventes, etc, por el que obtenemos un mapa de temperaturas por medio de una termografía o termograma, donde se visualizan puntos fríos o calientes debido a las anomalías que se pudieran encontrar en el aislamiento.
Con la realización del estudio termográfico completo se puede realizar una comprobación tanto en envolventes, como en maquinarias y sistemas de distribución, con lo que se puede conseguir:
Un mayor conocimiento de la instalación realizada en cuanto a su estado térmico.
Conocimiento de las pérdidas existentes (fugas) y por lo tanto de posibles puntos de actuación.
Ahorro debido a una mayor eficiencia energética de los sistemas evaluados. Termografía Contenido de Humedad.
Termografía.
Factor de potencia.
Tensión interfacial.
Numero de neutralización.
Inhibidor de oxidación.
Tensión de ruptura dieléctrica.
Color. Pruebas Fisicoquímicas del aceite La corriente de excitación es la corriente que fluye en el devanado de un transformador cuando sobre él, se aplica su tensión nominal y se dejan los otros devanados abiertos. Generalmente se expresa en porcentaje o en por unidad de la corriente nominal de línea del devanado en donde se mide.
Esta corriente, que mantiene el flujo magnético nominal de excitación en el núcleo del transformador, es la que ocasiona las pérdidas en el núcleo, las cuales son una función de la magnitud, la frecuencia y la forma de onda de la tensión aplicada.
La corriente de excitación se ve afectada por algunos factores de diseño tales como el tipo y el grosor del acero del núcleo, su configuración, la geometría de sus uniones y su densidad de flujo [Transformers Committee of the IEEE (2006)]. Su medición es muy útil para detectar defectos en la estructura magnética del núcleo, desplazamiento de los devanados, fallas en el aislamiento entre espiras o problemas en el conmutador de derivaciones porque estos defectos provocan cambios en la reluctancia efectiva del circuito magnético, modificando la corriente requerida para forzar un flujo dado a través del núcleo [IEEE (1995)]. Medición corriente de excitación La resistencia de aislamiento entre devanados y tierra, o entre devanados en un transformador se mide para determinar la presencia de humedad, contaminación o degradación que el sistema de aislamiento del equipo pudiera presentar y que le impida soportar las tensiones a las que va a ser sometido. La resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura. Medición Resistencia de Aislamiento Cuando cualquier sistema de aislamiento se somete a una tensión alterna presentará caminos de fuga menores que permitirán que circule por ellos una pequeña corriente. Esta corriente tiene dos componentes, una resistiva y otra capacitiva, como se muestra en la figura, las cuales se pueden medir independientemente. La ecuación permite calcular el factor de potencia, el cual es el cociente entre las pérdidas I2R del dieléctrico y la potencia aparente total aplicada o visto de otra manera es el cociente entre la corriente resistiva y la total que circula por el aislamiento Medición del factor de potencia del aislamiento Solido. Cortocircuitos :Hay cortocircuitos entre las espiras, entre las fases y entre las bobinas. La mayoría de las fallas de los cortocircuitos se deben a tensión anormal en el pararrayos, y algunas se deben al deterioro del aceite de aislamiento y a la penetración de la lluvia. También algunos cortocircuitos se deben al deterioro por calor, causado por una fuerza mecánica electromagnética o por una carga excesiva anormal. En general, los cortocircuitos internos causan deformaciones graves en las bobinas, como efecto secundario.
Rompimiento de los terminales de los devanados: Los terminales de los devanados sufren daños por un exceso de corriente (cortocircuito externo, etc) o por un rayo. También los accidentes de cortocircuito del sistema que se acumulan, causan daños en el soporte del bobinado, por su fuerza destructora mecánica repetida, que finalmente rompe los terminales. Fallas Internas Las fallas producidas por las causas mencionadas, dan lugar a fallas secundarias y aún terciarias, dificultando su rastreo. Sin embargo, las condiciones de operación en el momento de la falla, los registros de inspección de los reles de protección de las diversas partes, así como el mantenimiento y la inspección regular, ayudarán a detectar la causa en muchísimas ocasiones.
Las fallas de un transformador se pueden clasificar de la siguiente manera:
Fallas internas del transformador: En devanados y núcleo.
Fallas externas del transformador: En el tanque. Tipos de Fallas Rastrear la causa de las fallas es la base para tomar medidas que permitan contrarrestarlas. El origen de las fallas no es simple. Generalmente es la combinación de muchos factores que pueden clasificarse de la siguiente manera:
1. Imperfección en las especificaciones
Error en la selección del tipo de aislamiento.
Capacidad no apropiada.
Falta de atención a las condiciones en el lugar de instalación (humedad, temperatura, gases perjudiciales, etc)
2. Imperfecciones en las instalaciones
Instalación incorrecta.
Capacidad y rango de protección del pararrayos incorrecto.
Interruptor y rele de protección incorrectos
3. Imperfecciones en la operación y mantenimiento del equipo
Partes conductoras externas flojas y calentamiento de las mismas.
Deterioro del aceite de aislamiento
Carga excesiva o error en la conexión de los cables.
Equivocación en el funcionamiento, y descuido en el arreglo de los circuitos de protección.
Inspección insuficiente de los empaques y de las válvulas.
Mantenimiento insuficiente de los accesorios.
Voltaje anormal
Deterioro normal
Desastres naturales Causas Fallas Desconectar el equipo de la Red de tensión, tomando todas las medidas necesarias establecidas en el protocolo. Las más habituales son: Puesta a tierra del equipo, Bloqueo de todas las posibles conexiones entrantes y salientes, delimitación y marcado del área de trabajo.
Comprobación del sistema de seguridad por sobre temperatura.
Comprobación del sistema de seguridad por sobre presión interna de transformador.
Comprobación de los sistemas de sobre-corriente, fuga a tierra, diferencial, etc. en función del tipo y modelo del transformador.
Comprobación del resto de indicadores, alarmas ópticas y/o acústicas.
Comprobación del nivel de aceite, así como posibles fugas.
Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite; la muestra debe tomarse de la parte baja del transformador, mediante la válvula de muestreo.
Comprobación, limpieza y ajuste de todas las conexiones eléctricas, fijaciones, soportes, guías y ruedas, etc.
Comprobación y limpieza de los aisladores, buscando posibles grietas o manchas donde pueda fijarse la suciedad y/o humedad.
Comprobación en su caso del funcionamiento de los ventiladores, así como limpieza de radiadores o demás elementos refrigerantes.
Limpieza y pintado del chasis, carcasas, depósito y demás elementos externos del transformador susceptibles de óxido o deterioro. Tareas Básicas de Mantenimiento Mantenimiento realizado con base al estado del transformador y se realiza mediante el seguimiento de diferentes variables; si estas variables permanecen en un nivel predeterminado se infiere un optimo funcionamiento del transformador, por el contrario una desviación de esos niveles será indicio de un mal funcionamiento.

Su realización no implica detener la producción de la empresa y esta es una gran ventaja ya que elimina los costos que ocasionan estas paradas. MANTENIMIENTO PREDICTIVO Normalmente cada fabricante entrega una lista de recomendaciones de mantenimiento la cual esta diseñada para condiciones de funcionamiento promedio y que en cada caso particular puede ser modificada en base a la experiencia. Por esta razón el mantenimiento que el de un usuario comercial así los dos equipos tengan idénticas características. A continuación se muestra las frecuencias típicas recomendadas en labores de inspección y limpieza.  
Verificar el color de las perlas silicagel. En estado seco este color puede ser azul, café o naranja oscuro; en estado de saturación estas perlas cambian a color rosa, azul, suave-blanco, o naranja suave-blanco respectivamente, en esas condiciones es necesario cambiarlas o regenerarlas HUMEDAD Verificar el nivel del indicador de aceite. Niveles más bajos que el esperado se deben probablemente a fugas de aceite, en este caso verificar posibles fugas de aceite, en este caso verificar posibles fugas que se identifican fácilmente por la aparición de manchas en la pintura o zonas de color diferente en la carcasa, verificar el estado visual de los empaques y válvulas. NIVEL DE ACEITE Inspección y Limpieza Es muy importante supervisar periódicamente las condiciones de operación y el estado físico del transformador, con el fin de encontrar posibles defectos que puedan ocasionar malfuncionamiento de este. Para realizar las inspecciones es importante realizar una guía de inspección o “check list” con el fin de revisar todo lo necesario, sin pasar por alto alguna revisión. Las diferentes formulaciones de mantenimiento según las recomendaciones del diagnóstico, las podemos agrupar en cuatro grupos, encontrándose dentro de los mismos diferentes niveles según lo avanzado de la exigencia a resolver así:

1. Tratamiento al aceite por termovacío y adición de inhibidor
2. Secado del transformador
3. Regeneración o deslodificación de aislamientos
4. Regeneración o deslodificación de aislamientos con secado

En el mantenimiento preventivo también se puede hacer las siguientes listas de chequeo:
Limpieza general del transformador.
Filtrado del aceite. Regenerado de aceite dieléctrico.
Pruebas en campo (Rigidez dieléctrica, antes y después del filtrado).
Reposición de nivel en caso de ser requerido.
Pruebas Eléctricas. Resistencia de aislamiento.
Índice de
polarización.
Índice de absorción.
Relación de transformación. Porcentaje de desviación.
Corriente de excitación.
Resistencia óhmica.
Pruebas físicas al aceite.
Apariencia visual.
Color.
Densidad.
Punto de anilina.
Tensión interfacial.
Viscosidad.
Pruebas eléctricas al aceite. Rigidez dieléctrica.
Factor de potencia a 25°C y 100°C.
Pruebas químicas al aceite. Contenido de humedad.
Cromatografía de gases.
Determinación de PCB’s.
Numero de neutralización.
Entrega de reportes. Memoria fotográfica antes y después del mantenimiento.
Reportes de pruebas.
Análisis y conclusiones.
Servicio adicional sin costo.
Limpieza de equipos del local (lámparas y accesorios).
Pintura del área de resguardo. Mantenimiento Preventivo Recomendaciones del Fabricante.
Índice de confiabilidad.
Costo del equipo.
Papel del equipo en el proceso de producción.
Edad del equipo.
Condiciones de servicio.
Análisis de criticidad.
Mantenibilidad. Determinación ciclo de mantenimiento Análisis de Criticidad:
Alta: Planes de mantenimiento preventivo o predictivo.
Baja: Plan de mantenimiento correctivo. Determinación plan de mantenimiento Técnicos:
Implementación del Programa (materiales y capacitación de personal).
Costos de no realización (reparación posibles fallas, materiales y mano de obra).
Costos obra cesante (perdidas de producción).
Costos ambientales (manipulación de aceites y gases).
Jurídicos:
Incumplimiento de Contratos.
Compensación de calidad (Distorsión armónica, interrupciones servicio, FES Y DES). COSTOS ASOCIADOS AL MANTENIMIENTO Número de años en servicio antes de la ocurrencia de la falla o de la necesidad de rehabilitarlo.
Vida económica.
Tipo y causa de falla.
Tasa promedio de fallas.
Costo promedio de fallas.
Pérdidas en vacío, debidas a la carga y consumo de enfriamiento del
Transformador a reparar.
Factores de evaluación de las pérdidas.
Costo de la reparación (incluyendo transporte, montaje, instalación y puesta en servicio).
Vida estimada de la reparación.
Incertidumbre de la estimación de la vida.
Costo de un transformador nuevo (incluyendo transporte, montaje, instalación y puesta en servicio).
Las Variables Financieras
Depreciación
Tasa de cargos fijos
Tasa de descuento
Tasa de inflación
Impuestos
Seguros
Valor de salvamento Las Variables Involucradas Pueden distinguirse dos razones para reparar un transformador de potencia:
Rehabilitación. sería consecuencia de la detección de un defecto o condición de daño incipiente, en la cual, si no se toma alguna acción correctiva, la probabilidad de la ocurrencia de la falla es notoria, con esta probabilidad también crece el costo de la falla y de sus consecuencias.
Reparación por falla. Bajo esta condición, la reparación es forzada por la ocurrencia de un evento que terminó en una falla.
El proceso de Decisión. La operación de un transformador implica: el uso de capital y por lo tanto un cargo fijo durante la vida económica del transformador, también un costo de operación (pérdidas debidas a la carga, en vacío y el consumo del enfriamiento); este costo será variable en función del uso de la demanda y la tasa de crecimiento de la misma y el costo de las actividades asociadas con el mantenimiento. Reparar o Reemplazar?? Minimizar las reparaciones de emergencia maximizando la disponibilidad del equipo.
Optimizar la mano de obra y repuestos utilizados.
Maximizar la vida útil del equipo.
Garantizar altas disponibilidades de los equipos para lograr rentabilidades esperadas con las inversiones realizadas al adquirirlos.
Mantener los equipos en óptimas condiciones proporciona beneficios notables entre los que se encuentran:
Mantener los niveles de producción constantes en calidad y cantidad con mínimos costos y máximos niveles de seguridad, disminuir las pérdidas de energía, prolongar la vida útil de estos equipos y otros asociados a su funcionamiento. OBJETIVOS DEL MANTENIMIENTO Se define mantenimiento como el conjunto de acciones, operaciones y actitudes tendientes a tener o restablecer un bien en un estado específico de funcionamiento, asegurando su continuidad y correcta operación. Lo anterior se realiza mediante una planeación y programación de actividades que garanticen un verdadero beneficio económico. El mantenimiento no se limita únicamente a las acciones realizadas directamente sobre el equipo, sino también a las realizadas sobre su entorno con el fin de entregar las mejores condiciones de funcionamiento. Hay que estar consientes de que el objetivo del mantenimiento es disminuir la tasa de envejecimiento del equipo y no el evitar cualquier tipo de falla, a un costo desproporciona. TEORIA BASICA DE MANTENIMIENTO 1. Teoría Básica de Mantenimiento.
Modelos de gestión de mantenimiento.
Costos.
Determinación de tipo y ciclo de mantenimiento.
2. Tareas de Mantenimiento.
Correctivo.
Preventivo.
Predictivo.
3. Fallas.
Causas.
Tipos.
Detección.
4. Pruebas.
Eléctricas.
Físico-químicas.
Análisis de Gases. CONTENIDO Equipo de laboratorio para prueba de color y gravedad especifica. Mediante esta prueba se compara el color que tiene el aceite de un transformador con unos discos de color patrón de la ASTM. De esta forma se cuantifica de alguna manera el color que presenta el líquido dieléctrico con el fin de ver los cambios en el aceite durante su uso.
Cada uno de los colores patrón está representado por un número. Estos pueden ir desde 0,5 hasta 8, siendo 8 el color más oscuro con el que puede compararse el aceite bajo prueba. Las unidades de color ASTM son unidades arbitrarias. COLOR CONTENIDO DE HUMEDAD La solubilidad es la cantidad total de agua en ppm que puede disolver un aceite a determinada temperatura. Viene dada por la ecuación:



donde:
So es la solubilidad de agua en aceite mineral aislante
T es la temperatura absoluta en kelvin.

La saturación porcentual es la relación entre la cantidad de agua que esta presente en el aceite y la cantidad total que se puede disolver a la misma temperatura, es decir su solubilidad. CONTENIDO DE HUMEDAD Deformación de los materiales de aislamiento y del bobinado, debido a golpes mecánicos causados por un cortocircuito externo. El transformador generalmente se diseña y se fabrica para resistir el calor y los golpes mecánicos. Sin embargo, si se expone a golpes mecánicos intensos y frecuentes, aún una pequeña deformación puede convertirse en una falla interna seria.
Aislamiento del núcleo. Puede existir aislamiento deficiente entre las láminas del núcleo, entre el tornillo de sujeción del núcleo y el tubo de aislamiento, etc. El aislamiento deficiente causa un cortocircuito en el flujo magnético, produce constantemente una corriente de corto circuito en este lugar y provoca un calentamiento excesivo pudiendo desarrollar fallas serias.
Aislamiento deficiente debido a una condición operacional dura, como carga excesiva. Según se mencionó en las instrucciones de operación, el aislamiento del transformador se deteriora por el aumento de la temperatura y este deterioro a través de 1ZCL000002EG-ES – rev. 1 18 / 20 los años empeora y se convierte en una falla seria cuando el transformador sufre una carga excesiva.
Deterioro de los materiales de aislamiento, del aceite, de los bujes, etc. debido a absorción de humedad, a oxidación y a formación de una corona, etc.
Deterioro del aislamiento de la parte externa del transformador debido al viento, la nieve, la sal y el polvo. Esto puede prevenirse con una inspección y un mantenimiento correctos.
Falla en los accesorios, fuga de aceite, fuga de gas, etc. Detección de Fallas Un programa de inspección y limpieza debe ser realizado de acuerdo con las características y accesorios del transformador pero generalmente incluye la mayor parte de las siguientes actividades:
Revisar la temperatura el aceite y la de los devanados.
Reiniciar los indicadores de máxima temperatura del aceite y de los devanados.
Revisar el color de las perlas de silicagel de los des-humectadores, si es necesario realizar cambio y regenerar el silicagel.
Revisión del indicador del nivel de aceite.
Revisar visualmente el estado de la pintura de la carcasa .
Revisar visualmente el estado de las válvulas , verificando ausencia de fugas. SINOPSIS DE LAS ACTIVIDADES DE REVISIÓN Y LIMPIEZA Pintura Un adecuado estado de la pintura es necesario para evitar los nocivos efectos de la oxidación y corrosión sobre la carcasa. Es recomendable mantener el buen estado, remendándose en periodos no mayores a cinco años con el fin de evitar la degradación avanzada de esta y los complejos procesos de remoción y renovación total de pintura. El proceso de pintura incluye actividades de limpieza con desengrasantes y aplicación de anticorrosivos especiales. PINTURA Es necesario realizar una limpieza general con disolventes especiales a la carcasa, los bujes y al sistema de refrigeración del transformador, en esta se debe eliminar la suciedad y desengrasar con el fin de detener todos los procesos de degradación existente e identificar posibles fugas de aceite en el transformador.
Se recomienda una periodicidad semestral o menor si las condiciones ameritan. LIMPIEZA Verificar la lectura en los termómetros. Algunos termómetros tienen un indicador de temperatura máxima alcanzada, es necesario anotar este valor y reiniciar el indicador. Valores altos pueden indicar sobrecargas continuas o problemas en el sistema de refrigeración . En lo posible verificar el correcto funcionamiento de los ventiladores y el de las bombas de circulación forzada de aceite y agua, si existen, mediante los procedimientos recomendados en los catalogos.  TEMPERATURA Los sobre voltajes debidos a descargas atmosféricas, o los voltajes transitorios de maniobra ocasionan grandes esfuerzos dieléctricos en el papel y los pasatapas, ocasionalmente llegando a perforarlos y destruirlos. sobre voltajes continuos en operación pueden ser casual de la aparición de condiciones de falla como:
Efecto corona: altas intensidades de campo en los conductores pueden causar la ionización del medio circundante y descargas a su alrededor.
Arcos eléctricos en el aceite: prolongadas descargas eléctricas a través del aislamiento.
Chispas: pequeñas descargas eléctricas de muy baja duración pero muy alta temperatura.
Producción de gases incombustibles (h2,c2h2,h2,ch4). SOBREVOLTAJES: Se entiende por gestión del mantenimiento la realización de diligencias encaminadas a terminar, organizar y administrar los recursos del mantenimiento con el objeto de lograr la más alta disponibilidad de los equipos, con sano criterio económico.
Cada uno de estos modelos tiene unos beneficios y puntos débiles, los cuales deben ser analizados cuidadosamente al momento de decidir un modelo de gestión adecuado a las necesidades particulares de la empresa:
Costo y complejidad del equipo.
El nivel de automatización de la empresa.
Interdependencia de equipos.
Exigencias de calidad.
Presupuesto. Modelos de Gestión de Mantenimiento Esta prueba mide la tensión en la superficie que un fluido aislante mantiene contra el agua. La tensión interfacial es una medida de las fuerzas de atracción entre las moléculas de ambos fluidos y se expresa en mili-Newtons por metro (mN/m) [IEEE (2006)]. En forma abreviada se presenta como TIF o IFT en inglés.
Los aceites limpios, nuevos y bien refinados presentan altos valores de tensión interfacial de alrededor de 40 o 50 mN/m. Sin embargo, todos los aceites sufren un proceso de oxidación al envejecer. Tensión interfacial NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN Conexiones Factor de Corrección Medición del factor de potencia del aislamiento Solido. Es el mantenimiento que se realiza una vez detectada una anomalía en el equipo, es decir el conjunto de acciones realizadas con el fin de restablecer el estado normal de funcionamiento de un equipo que ha fallado.
Ventaja: Relativo bajo costo de implementación.
Desventajas: Altos costos de reparación de equipos fallados y paradas de producción no deseadas. Mantenimiento Correctivo FRECUENCIA DE MANTENIMIENTO Medidor de tensión de ruptura dieléctrica con electrodos tipo disco. Mediante esta prueba se mide la tensión a la que ocurre la ruptura dieléctrica del aceite, por lo que se utiliza con el fin de evaluar su capacidad para soportar los esfuerzos eléctricos sin que ocurra una falla. El esfuerzo eléctrico al que puede ser sometido un líquido se reduce por la presencia de contaminantes tales como fibras de celulosa, partículas conductivas, suciedad y agua. Tensión de Ruptura dieléctrica SUBESTACIONES ELÉCTRICAS
Aislamiento y enfriamiento por medio de SF6
Las Ventajas de estos transformadores son:
El SF6 no es combustible, no requiere sistema contraincendio
Más compactos, permiten acople directo con GIS
Fácil instalación, no requiere tratamiento del SF6 Transformadores Sumergidos en Gas SF6 GRUPO HORARIO DE CONEXIÓN El grupo horario se designa como: ANabnC”+d”En donde:

A = Y ó D (Conexión de los devanados de alta tensión)
N, n = sólo para devanados en Y cuando se tiene acceso al neutro
N : en el devanado de AT
n : en el devanado de BT
a = se adiciona sólo cuando se trata de un Autotransformador
b = y, d ó z (Conexión de los devanados de baja tensión)
C x 30o = desfase (atraso) entre la tensión fase – neutro del devanado secundario con respecto al primario.

C : 0, 1, 5, 6, 11, 2, 4, 7, 8 y 10

“+d” = se utiliza cuando se tiene devanado terciario de estabilización El margen de regulación se puede expresar como el tanto por ciento de la tensión nominal que el transformador puede regular. Si se tiene la placa de características de un transformador 45 / 16,05 kV, y en la tabla que se detalla el número de tomas del transformador y la tensión en cada toma, se ve que en la toma central la tensión es 45 kV y en la toma más baja la tensión es 51,3 kV, el margen de regulación será:

51.3/45 = 1.14 El margen de regulación es 14 %.

Si en la placa además pone que el transformador tiene 21 tomas, siendo su toma central, en la cual la tensión es la asignada, habrá 10 tomas por encima y por debajo de la toma central que regulen tensión. Si se quiere conocer la tensión que se varía al subir o bajar una toma, bastara con dividir la diferencia entre las tensiones entre una de las tomas extremas y la toma central entre el número de tomas que hay entre ellas.

(51.3kV - 45kV)/10 = 0.630 kV

Por lo tanto se tendrá una variación de 630 V cada vez que se varíe una toma. La forma en la cual vienen expresados estos resultados en la placa de característica de un transformador es:

45 ± 10 x 0.63 kV TANQUE DESMONTABLE Tiene como función la libre expansión del volumen de aceite, causada por aumentos de su temperatura, evitando deformaciones en la carcasa Este relevador opera por el movimiento brusco de un líquido, en este caso el aceite aislante dentro del transformador. Éste se coloca entre el cambiador de cambiador de derivaciones bajo carga y su tanque conservador PROTECCIÓN DIFERENCIAL PROTECCIÓN SOBRE-CORRIENTE Aisladores Gaseosos Los gases aislantes más utilizados en los transformadores son el aire SF6 y el nitrógeno, este último a presión de una atmósfera El SF6 no requiere sistemas contra incendios El SF6 no requiere mantenimiento PROTECCIONES ELÉCTRICAS Método del Transformado Patrón Método de la Descarga Inductiva Método Diferencial de Corriente Alterna RECEPCIÓN TRANSPORTE Y MONTAJE DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA Se usan normalmente para conectar dos sistemas de transmisión de tensiones diferentes, frecuentemente con un devanado terciario en triángulo. De manera parecida, los autotransformadores son adecuados como transformadores elevadores de centrales cuando sé desea alimentar dos sistemas de transporte diferentes. En este caso el devanado terciario en triángulo es un devanado de plena capacidad conectado al generador y los dos sistemas de transporte se conectan al devanado, autotransformador. Aislamiento: Proporciona aislamiento galvánico entre el primario y el secundario, de manera que consigue una alimentación o señal "flotante". Suele tener una relación 1:1. Se utiliza principalmente como medida de protección, en equipos que trabajan directamente con la tensión de red. También para acoplar señales procedentes de sensores lejanos, en resistencias, en equipos de electromedicina y allí donde se necesitan tensiones flotantes entre sí. Puesta a Tierra: Es un transformador ideado principalmente con la finalidad de proporcionar un punto neutro a efectos de puesta a tierra. Puede ser una unidad de dos devanados con el devanado secundario conectado en triángulo y el devanado primario conectado en estrella que proporciona el neutro a efectos de puesta a tierra o puede ser un autotransformador trifásico de un solo devanado con devanados en estrella interconectada, o sea en zig-zag. •Se diseñan para operar en subestaciones del tipo abierto ó cerrado en: Clase (15, 25, 34 y 44)KV.
•Las capacidades nominales de los transformadores trifásicos.(750, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000 y 5000) KVA.
•El voltaje de operación en baja tensión:
480YT/277, de 750 a 2500 KVA.
4160YT/7620, de 750 a 5000 KVA. Generalmente los transformadores de potencias iguales o inferiores a 500 kVA y de tensiones iguales o inferiores a 67 000 V, tanto monofásicos como trifásicos. Aunque la mayoría de tales unidades están proyectadas para montaje sobre postes, algunos de los tamaños de potencia superiores, por encima de las clases de 18 kV, se construyen para montaje en estaciones o en plataformas. Las aplicaciones típicas son para alimentar a granjas, residencias, edificios o almacenes públicos, talleres y centros comerciales. El transformador delta tipo pedestal monofásico o trifásico está diseñado para operar a la intemperie y estar montado sobre una base de concreto o similar. Este tipo de transformador es aplicable a sistemas de distribución subterráneos, generalmente utilizados en fraccionamientos residenciales, desarrollos turísticos, centros comerciales, hoteles y en aquellos lugares donde la continuidad del servicio (solo aplicable en sistema anillo), la seguridad y la estética son un factor determinando. Tiene integrado un gabinete cerrado, el cual contiene los accesorios y las terminales para conectarse en sistemas de distribución subterránea. El gabinete cuenta con una abertura en la parte inferior para el acceso de los cables de baja y alta tensión, así como de las conexiones al sistema de tierra.
En últimas fechas, este tipo de transformador también se está utilizando e la pequeña y mediana industria, con el concepto de subestaciones compactas al contener interruptores de operación con carga y fusibles de protección del transformador. Los transformadores tipo poste monofásicos y trifásicos son utilizados en las redes de distribución de energía eléctrica en áreas urbanas y rurales. Su objetivo principal es hacer que el usuario final pueda utilizar la energía eléctrica de bajo consumo.
Este tipo de transformador es de tamaño reducido por lo que para voltajes menores a 75 kva se puede instalar en poste. A partir de 75 kva se deben de instalar en H. Son utilizados en centros comerciales, hoteles, industria y en general donde se requiere una subestación del tipo compacto ó abierto se fabrican desde 750 KVA hasta 5000KVA.
Transformador de construcción adecuada para ser instalado en cámaras, en cualquier nivel, pudiendo ser utilizado donde haya posibilidad de inmersión de cualquier naturaleza. Exentos de perdidas dieléctricas la tabla muestra los limites tanto de temperatura como de corriente para los tres tipos de sobrecarga reflejados en la normativa actual (IEC 60076-7-2005). La figura muestra diferentes niveles de carga de un transformador con una potencia nominal de 22,4 MVA. Los niveles de carga representados en el gráfico son los siguientes (avanzando en el sentido positivo del eje Y): operación ante contingencia de doce horas, operación ante contingencia de veinticuatro horas, ciclo de carga normal de veinticuatro horas y operación con carga normal. Para cada uno de éstos regímenes de carga se muestran cinco opciones de refrigeración distintas (eje X):
- Caso base: es la refrigeración original del transformador (ONAF).
- Caso A: al caso base se le añade un ventilador más.
- Caso B: a la refrigeración original se le añade un ventilador y dos radiadores más.
- Caso C: en esta opción se le añaden 9 nuevos ventiladores y dos radiadores.
- Caso D: se sustituyen los ventiladores del sistema de refrigeración inicial por otros de mayor potencia añadiendo uno más.

En el eje Z del gráfico se refleja la potencia que suministra el transformador en cada una de las situaciones descritas anteriormente. SOBRECARGA Vs REFRIGERACIÓN Por lo tanto, al mejorar el sistema de refrigeración de un transformador aumenta el nivel de potencia que se le puede solicitar. Por ejemplo, en el caso de un régimen de carga de doce horas ante una contingencia (primer tipo de carga del eje Y) se puede apreciar una diferencia de casi 10 MVA entre el sistema de refrigeración más simple (opción de refrigeración base) y el sistema de refrigeración más completo (opción de refrigeración C). ANÁLISIS DE TEMPERATURAS SEGUN LAS CARGA EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA IEC 60354 La guía de carga IEC refleja dos métodos para el cálculo de temperaturas del transformador: uno para régimen permanente (método de cálculo exponencial) y otro para cálculos en régimen transitorio. METODO IEEE CUAL METODO ES MEJOR?? Se realizó una medición de la temperatura del punto más caliente del arrollamiento mediante fibra óptica para el caso de un transformador con una potencia nominal de 400 MVA y unas tensiones en el primario y en el secundario de 120 kV y 410 kV respectivamente. El método IEC en la mayoría de los casos ofrece unos valores de temperatura más conservadores que el método IEEE lo que ayudará a “cuidar” en mayor medida el aislamiento del transformador).
El problema de obtener estos valores de temperatura más conservadores radica en que en algunos casos se obtienen valores de temperatura muy superiores a los reales, lo que hará que los envejecimientos calculados sean ficticios.
El método IEEE, existe un mayor riesgo de que el valor de temperatura calculado sea inferior al real.
Tomando sus valores como válidos para realizar cálculos de envejecimiento. CONCEPTO DE CARGA SEGURA Se denomina carga segura de un transformador a los valores de trabajo de éste en los cuales ante un fallo simple por su parte o por parte de un transformador vecino el funcionamiento del sistema sea el mismo que antes de producirse el fallo. El cumplimiento del criterio de carga segura puede hacer ver que una red está sobredimensionada y que se han desaprovechado recursos económicos, de ahí que resulte fundamental asimilar bien este concepto para evitar que el criterio del aprovechamiento económico priorice sobre el de la seguridad de una red. INDICADOR DE CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DE POTENCIA HORAS EQUIVALENTES A PLENA CARGA "HEPC" El tanque del transformador debe ser conectado a tierra en todo momento.
Los extintores de incendio deben ser suministrados para usarlos en caso de emergencia. Debe tenerse uno en la parte superior del transformador cuando se estén haciendo trabajos sobre el tanque.
Antes de quitar cualquier tapa es necesario estar seguro de que no existe presión en el tanque.
Aplique tensión al transformador sin carga.
Manténgalo bajo observación durante un cierto tiempo (24 horas) y asegúrese de que esté en condiciones normales.
El transformador una vez instalado y energizado debe ser periódicamente inspeccionado.
Se debe minimizar el número de personas que entren en el transformador.
Antes de entrar en el transformador, las personas deben chequear todos los bolsillos del vestido de trabajo para verificar si están vacíos. También se debe averiguar que botones se podrán caer. Estas personas se pondrán zapatos limpios y secos.
Ate las llaves u otras herramientas a la cintura o la muñeca antes de usarlas en el interior del tanque.
Registre las herramientas llevadas en el interior del tanque y coteje después de terminar las obras para ver que nada se deja olvidado.
Utilice los iluminadores de trabajo con protector de bombilla, en lo posible a prueba de explosión. No cambie las bombillas en el interior del tanque.
Disponga de un ayudante localizado cerca a la entrada de hombre para el enlace y la asistencia. Él siempre debe cuidar al obrero trabajando en el interior, y nunca debe abandonar el lugar a su cargo durante la obra en marcha. Los parámetros más importantes y que más influencia tienen en la cargabilidad de un transformador son los siguientes:

- Nivel de potencia y tamaño del transformador.
- Tipo de aislamiento celulósico del transformador.
- Tipo de refrigeración.
- Condiciones ambientales. El propósito de la prueba de voltaje aplicado es verificar la integridad del aislamiento principal. Este aislamiento principal no sólo significa el sistema de aislamiento entre dos devanados (aislamiento mayor) sino también el aislamiento entre un devanado y tierra y todas las conexiones a tierra. 5) Tensión Aplicada y Sobretensión Inducida Tensión Aplicada PRUEBAS DE RUTINA/FABRICA
1) Medición de la Resistencia de los Devanados
2) Medición de la Relación de Transformación, Verificación de la Polaridad y Relación de Fase.
3) Perdidas con Carga y Tensión de Corto Circuito
4) Medición de la Pérdida Sin Carga y Corriente de Magnetización.
5) Tensión Aplicada y Sobretensión Inducida Sobretensión Inducida La prueba de sobretensión inducida está diseñada para verificar la rigidez eléctrica CA de cada terminal de línea y su devanado conectada a tierra y a otros devanados; asimismo verifica la rigidez eléctrica entre fases a lo largo delas bobinas bajo prueba (aislamiento de espira a espira). Medición de resistencia de aislamiento.
Pruebas de polaridad, rotación de fases y relación de transformación.
Prueba de tangente delta (factor de potencia de aislamiento).
Prueba de rigidez dieléctrica y humedad del aceite aislante.
Prueba de los dispositivos de alarma y de las unidades de control PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO La resistencia de aislamiento entre devanados y tierra, o entre devanados en un transformador se mide para determinar la presencia de humedad, contaminación o degradación que el sistema de aislamiento del equipo pudiera presentar y que le impida soportar las tensiones a las que va a ser sometido. La resistencia de aislamiento varía inversamente con la temperatura. Medición Resistencia de Aislamiento Medidor de la resistencia de aislamiento Factores de corrección por temperatura para la resistencia de aislamiento Terminales Megóhmetro TIPO DE CONEXIÓN-PRUEBA Conexiones para medir la resistencia de aislamiento en devanado de alta tensión Conexiones para medir la resistencia de aislamiento en devanado de baja tensión Conexiones para medir la resistencia de aislamiento entre devanados INDICE DE POLARIZACIÓN Y ABSORCIÓN Se debe realizar mediante el procedimiento estipulado en la norma NTC 471 “Medición de la Relación de Transformación, Verificación de la Polaridad y Relación de Fase”. Esta medición se realiza mediante un instrumento denominado TTR, y consiste en aplicar un voltaje conocido al devanado de alta tensión y medir el voltaje inducido en el devanado de baja tensión. PRUEBA DE POLARIDAD, ROTACIÓN DE FASES Y RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Con esta prueba se establece el estado del aislamiento principal de los transformadores y su habilidad para soportar los esfuerzos normales de tipo operativo.
Los valores arrojados por esta prueba deben ser conservados y tomarse como referencia para determinar la humedad y/o el envejecimiento de los aislamientos con el transcurso del tiempo. Debe registrarse también la temperatura a la cual fue realizada la medición. PRUBA TANGENTE DELTA (FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO) Los valores arrojados en esta prueba determinan el grado de sequedad del aceite aislante y sirven para tomar la decisión de energizar o volver a procesar el aceite aislante contenido en el transformador. PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA Y HUMEDAD DEL ACEITE AISLANTE. NORMAS Puede accionar cada accesorio, como el dispositivo de escape de la presión, el relé Buchholz, etc., o puede establecer un cortocircuito en el terminal del accesorio; para verificar su funcionamiento con el panel de alarma. PRUEBA DE LOS DISPOSITIVOS DE ALARMA Y DE LAS UNIDADES DE CONTROL
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