ESTUDIO ORIENTADO AL MANTENIMIENTO …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/22434/3...ESTUDIO...

ESTUDIO ORIENTADO AL MANTENIMIENTO PREDICTIVO DE TRANSFORMADORES

TRIFASICOS SUMERGIDOS EN ACEITE A PARTIR DE CINCO (5) ENSAYOS ELÉCTRICOS EN

DEVANADOS Y SISTEMA DE AISLAMIENTO

ANDRÉS ALMANZA RODRÍGUEZ

JUAN CAMILO PEDROZA QUEVEDO

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

FACULTAD TECNOLÓGICA

TECNOLOGÍA EN ELECTRICIDAD

BOGOTÁ, AGOSTO DEL 2019

ESTUDIO ORIENTADO AL MANTENIMIENTO PREDICTIVO DE TRANSFORMADORES

TRIFÁSICOS SUMERGIDOS EN ACEITE A PARTIR DE CINCO (5) ENSAYOS ELÉCTRICOS EN

DEVANADOS Y SISTEMA DE AISLAMIENTO



Proyecto de grado tipo monografía presentado para optar al título de tecnólogo en electricidad.

Director del proyecto

INGENIERA YAQUELINE GARZÓN RODRÍGUEZ


FACULTAD TECNOLÓGICA

TECNOLOGÍA EN ELECTRICIDAD

BOGOTÁ, AGOSTO DE 2019

NOTA DE ACEPTACIÓN

DIRECTOR INGENIERA YAQUELINE GARZÓN RODRÍGUEZ

FIRMA DEL JURADO

FIRMA DEL JURADO

Bogotá, Agosto del 2019

AGRADECIMIENTOS

Agradecemos a todas las personas que de una u otra forma contribuyeron a la realización del presente

documento; en especial a Katherine Blanco Rodríguez, a nuestros padres, docentes de la Facultad

Tecnológica Tecnología en electricidad y a la directora Yaqueline Garzón.



ÍNDICE DE ABREVIATURAS

ASTM: American Society of Testing Materials (Sociedad Americana de Prueba de

Materiales)

ABB: Asea Brown Boveri

AST: Análisis de seguridad en el trabajo

CFE: Comisión Federal de Electricidad

CIGRE: Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos (Conseil International des Grands Réseaux Électriques)

CIIU: Clasificación Internacional Industrial Uniforme

DIN: Deutsches Institut für Normung (Instituto Alemán de Normalización)

DP: Descargas Parcial

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística

DAR: Dielectric Absorption Ratio (Razón de absorción dieléctrica)

DD: Descarga Dieléctrica

DFR: Dielectric Frecuency Response

EN: Normas Europeas

FAT: Prueba de Aceptación en Fábrica

FDS: Frequency Domain Spectroscopy (Espectroscopia del Dominio de la Frecuencia)

FP: Factor de potencia

GTC: Guía Técnica Colombiana

IEC: International Electrotechnical Commission

IMIA: International Association of Engineering Insurers

ISO: International Organization for Standardization

IEEE: Institute of Electrical and Electronics

IP: Índice de Polarización

LACCEI: Latin American and Caribbean Conference for Engineering and Technology

NTC: Norma Técnica Colombiana

OLTC: On-load Tap-Chagner (Cambiador de Tomas Bajo carga)

PCB: Bifenilo ploriclorado

PDC: Corriente de Polarización-Despolarización

PT: Permiso De Trabajo

PTM: Primary Test Manager

STD: Standard

SFRA: Análisis de respuesta en frecuencia de barrido

TPM: Mantenimiento total preventivo

TTR: Transformer Turn Ratio

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética UNE: Una Norma Española

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................................ 1

OBJETIVOS ................................................................................................................................................................. 2

1. MARCO CONCEPTUAL Y REFERENCIAL ......................................................................................................... 3

1.1 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS SUMERGIDOS EN ACEITE ............................................................ 3

1.1.1 NÚCLEO Y DEVANADO .......................................................................................................................... 3

1.1.2 SISTEMA DE AISLAMIENTO .................................................................................................................. 4

1.1.3 TANQUE ..................................................................................................................................................... 6

1.1.4 DEPÓSITO DE EXPANSIÓN .................................................................................................................... 7

1.1.5 PASATAPAS O BUSHING ........................................................................................................................ 7

1.1.6 INDICADORES DE TEMPERATURA Y NIVEL ..................................................................................... 8

1.1.7 DISPOSITIVOS CONTRA SOBREPRESIONES ...................................................................................... 8

1.1.8 RELÉ DE BUCHHOLZ............................................................................................................................... 9

1.1.9 ACCESORIOS DE REFRIGERACIÓN ..................................................................................................... 9

1.1.10 PLACA DE DATOS ................................................................................................................................ 10

1.1.11 CAMBIO DE POSICIÓN DEL CONMUTADOR (TAP) ...................................................................... 10

1.2. FALLAS EN TRANSFORMADORES TRIFASICOS ................................................................................... 11

1.2.1 PARTE ACTIVA ....................................................................................................................................... 13

1.2.2 TANQUE / ACEITE .................................................................................................................................. 14

1.2.3 BUSHING O AISLADOR PASATAPAS ................................................................................................. 15

1.2.4 CAMBIADOR DE TOMAS O CONMUTADOR BAJO CARGA ........................................................... 15

1.2.5 FACTORES PRINCIPALES DE FALLA ................................................................................................. 15

1.3. MANTENIMIENTO EN TRANSFORMADORES ........................................................................................ 17

1.3.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO ........................................................................................................ 17

1.3.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO ....................................................................................................... 18

1.3.3 MANTENIMIENTO PREDICTIVO ......................................................................................................... 20

1.3.4 ENSAYOS ELÉCTRICOS ...................................................................................................................... 21

1.3.4.1 ENSAYO TIPO ...................................................................................................................................... 21

1.3.4.2 ENSAYO DE RUTINA .......................................................................................................................... 21

1.3.4.3 ENSAYOS ESPECIALES ...................................................................................................................... 22

2. ENSAYOS ELÉCTRICOS APLICADOS EN MANTENIMIENTO PREDICTIVO ............................................ 24

2.1 ENCUESTA ...................................................................................................................................................... 24

2.2 OBJETIVO GENERAL DE LA ENCUESTA ................................................................................................. 25

2.3 OBJETIVOS ESPECIFICOS DE LA ENCUESTA ......................................................................................... 25

2.4 SELECCIÓN DE LA MUESTRA .................................................................................................................... 25

2.5 ESTRUCTURA DE LA ENCUESTA .............................................................................................................. 26

2.6 RESULTADOS DE LA ENCUESTA APLICADA ......................................................................................... 27

2.6.1 RESULTADOS PREGUNTA UNO (1) .................................................................................................... 27

2.6.2 RESULTADOS PREGUNTA DOS (2) ..................................................................................................... 27

2.6.3 RESULTADOS PREGUNTA TRES (3) ................................................................................................... 28

2.6.4 RESULTADOS PREGUNTA CUATRO (4) ............................................................................................ 29

2.7 ANÁLISIS DE LA INFORMACION OBTENIDA ......................................................................................... 29

2.7.1 PREGUNTA UNO (1) ............................................................................................................................... 29

2.7.2 PREGUNTA DOS (2) ................................................................................................................................ 30

2.7.3 PREGUNTA TRES (3) .............................................................................................................................. 30

2.7.4 PREGUNTA CUATRO (4) ....................................................................................................................... 30

2.8. ENSAYOS ELÉCTRICOS REPRESENTATIVOS ........................................................................................ 31

2.8.1 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS ................................................................ 31

2.8.1.1 MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL .............................................................................................. 35

2.8.1.2 MÉTODO DE LOS PUENTES .............................................................................................................. 36

2.8.2 MEDICIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.................................................................. 36

2.8.2.1 MÉTODO DEL VOLTÍMETRO ............................................................................................................ 37

2.8.2.2 MÉTODO DEL TRANSFORMADOR PATRÓN ................................................................................. 38

2.8.2.3 MÉTODO DEL DIVISOR PATRÓN ..................................................................................................... 38

2.8.3 CONEXIONES FISICAS DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DE DEVANADO Y LA RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN ....................................................................................................................................... 38

2.8.4 MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO .......................................................................... 41

2.8.4.1 ÍNDICE DE POLARIZACIÓN (IP) ....................................................................................................... 44

2.8.4.2 RAZÓN DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA (DAR) ............................................................................. 45

2.8.4.3 ENSAYO DE DESCARGA DIELÉCTRICA (DD) ............................................................................... 46

2.8.5 CONEXIONES FISICAS DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ................................................. 47

2.8.6 ANÁLISIS FISICOQUÍMICO ................................................................................................................ 48

2.8.7. ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELÉCTRICA (DFR) ......................................... 50

2.8.7.1 GEOMETRIA DE DISEÑO ................................................................................................................... 51

2.8.7.2 CONTENIDO DE HUMEDAD .............................................................................................................. 52

2.8.7.3 CONDUCTIVIDAD DEL ACEITE ....................................................................................................... 54

2.8.7.4 FACTOR DE POTENCIA (F.P) ............................................................................................................. 55

2.8.7.5 CURVA REPRESENTATIVA ............................................................................................................... 55

2.8.7.6 CONEXIONES DEL ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELECTRICA (DFR) .... 56

2.8.8. ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA DE BARRIDO (SFRA) ............................................ 57

2.8.8.1 CONEXIONES GENERALES PARA EL ENSAYO ELÉCTRICO SFRA ........................................... 58

3. CONTROLES OPERACIONALES EN MANTENIMIENTO .............................................................................. 60

3.1 PERMISO DE TRABAJO ................................................................................................................................ 61

3,2 ANÁLISIS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO ........................................................................................... 61

3.3 PERMISO DE TRABAJO EN ALTURA ......................................................................................................... 62

3.4 BLOQUEO Y ETIQUETADO ......................................................................................................................... 63

4. PROCESOS Y PROCEDIMIENTOS .................................................................................................................... 65

4.1. MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE DEVANADO TRANSFORMADOR 150 kVA ................................... 67

4.2 MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TRANSFORMADOR 150 kVA ........................... 71

4.3 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO TRANSFORMADOR 150 kVA ......................... 74

4.4 ANÁLISIS FISICOQUIMÍCO ......................................................................................................................... 77

4.5 ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELÉCTRICA (DFR) TRANFORMADORES DE

150 Y 1000 kVA ..................................................................................................................................................... 77

4.6 ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA DE BARRIDO (SFRA) TRANSFORMADOR

150kVA ................................................................................................................................................................... 81

5. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................................................................. 84

5.1 MEDICION DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DEL DEVANADO .............................................................. 85

5.2 MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ............................................................................... 87

5.3 MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ................................................................................. 88

5.4 ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO ......................................................................................................................... 90

5.5 ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELÉCTRICA (DFR) ................................................. 91

5.6 ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA DE BARRIDO (SFRA) ................................................... 93

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................................................................... 96

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................................ 97

ANEXOS .................................................................................................................................................................. 102

LISTA DE TABLAS

TABLA 1. CLASES Y CARACTERÍSTICAS DE PAPEL USADOS COMO AISLANTE ......................................... 5

TABLA 2. CAUSAS Y EFECTOS DEL ACEITE DIELÉCTRICO EN TRANSFORMADORES ............................... 12

TABLA 3. SISTEMAS Y COMPONENTES CRÍTICOS EN UN TRANSFORMADOR ............................................. 13 TABLA 4. PRECIOS EN COLOMBIA DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA TRIFÁSICOS TIPO

SUBESTACIÓN .............................................................................................................................................................. 16

TABLA 5. COSTOS POR FALLAS EN 94 TRANSFORMADORES DURANTE 1997-2001 .................................... 19

TABLA 6. EMPRESAS QUE CUMPLEN LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN .......................................................... 26

TABLA 7. RESULTADOS DE LA PREGUNTA UNO ................................................................................................. 27

TABLA 8. RESULTADOS DE LA PREGUNTA DOS ................................................................................................. 28

TABLA 9. RESULTADOS DE LA PREGUNTA TRES ................................................................................................ 28

TABLA 10. RESULTADOS DE LA PREGUNTA CUATRO ....................................................................................... 29

TABLA 11. ANOMALÍAS EN UN DEVANADO DEL TRANSFORMADOR ........................................................... 31

TABLA 12. VALORES MEDIDOS DE RESISTENCIA DE DEVANADOS EN PARTE DE ALTA DEL

TRANSFORMADOR DE POTENCIA ........................................................................................................................... 32

TABLA 13. CORRECCIÓN DE TEMPERATURA A 75°C ......................................................................................... 33

TABLA 14.RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA CON

NEUTRO ......................................................................................................................................................................... 37

TABLA 15. POSICIONES DE MEDIDA ....................................................................................................................... 38

TABLA 16. CONEXIONES ENTRE LOS DEVANADOS SEGÚN TIPO DE CONEXIÓN ...................................... 40

TABLA 17. RANGOS DE TENSIONES CONTINUAS ................................................................................................ 43

TABLA 18. IP Y DAR EN UN TRANSFORMADOR DE POTENCIA ........................................................................ 45

TABLA 19. CLASIFICACIÓN ÍNDICE DE POLARIZACIÓN.................................................................................... 45

TABLA 20. CLASIFICACIÓN RAZÓN DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA ............................................................... 46

TABLA 21. VALORES TÍPICOS ENSAYO DE DESCARGA DIELÉCTRICA .......................................................... 47

TABLA 22. ENSAYOS FISICOQUÍMICOS CON EL VOLUMEN MÍNIMO DE ACEITE DIELÉCTRICO DE

MUESTRA PUES ........................................................................................................................................................... 48

TABLA 23. GRUPOS DE CLASIFICACIÓN SEGÚN RESULTADOS ....................................................................... 49

TABLA 24. EJEMPLO DE CRITERIOS DE ACEPTACIÓN EN UN TRANSFORMADOR ...................................... 50

TABLA 25. CONTENIDO DE HUMEDAD MÁXIMO SUGERIDO POR DIFERENTES NORMAS ....................... 53

TABLA 26. CONDUCTIVIDAD DEL ACEITE MÁXIMO .......................................................................................... 54

TABLA 27. INDICADORES DEL FACTOR DE POTENCIA ...................................................................................... 55

TABLA 28. DATOS DEL TRANSFORMADOR 150 KVA .......................................................................................... 66

TABLA 29. DATOS DEL TRANSFORMADOR 1000 KVA ........................................................................................ 67

TABLA 30. RESISTENCIA ÓHMICA PROMEDIO DE CADA DEVANADO ........................................................... 70

TABLA 31. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TEÓRICA DE CADA TAP ....................................................... 71

TABLA 32. TENSIÓN ESPERADA EN CADA TAP ................................................................................................... 71

TABLA 33. RANGOS DEL MULTÍMETRO 179 ......................................................................................................... 72

TABLA 34. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN CON DIFERENTES TENSIONES ............................................ 72

TABLA 35. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN MEDIDA .................................................................................... 92

TABLA 36. RESULTADOS OBTENIDOS DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO .......................................... 74

TABLA 37. RESULTADOS OBTENIDOS DEL ÍNDICE DE POLARIZACIÓN ........................................................ 76 TABLA 38. RESULTADOS OBTENIDOS POR MEDIO DE LA CURVA CARACTERÍSTICA DE CADA

TRANSFORMADOR...................................................................................................................................................... 81

TABLA 39. RESISTENCIA ÓHMICA PROMEDIO .................................................................................................. . 85

TABLA 40. CORRECCIÓN POR TEMPERATURA A 75°C ..................................................................................... . 85

TABLA 41. DESVIACIONES POR FASE................................................................................................................... . 86

TABLA 42. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN MEDIDA .................................................................................. . 87

TABLA 43. DESVIACIONES POR TAP ..................................................................................................................... . 87

TABLA 44. RESULTADOS OBTENIDOS CON EL ÍNDICE DE POLARIZACIÓN DE CADA

AISLAMIENTO ............................................................................................................................................................ . 90

TABLA 45. RESULTADOS DE UN ANÁLISIS FISICOQUÍMICO APLICADO A DOS

TRANSFORMADORES ............................................................................................................................................... . 90

TABLA 46. RESULTADOS OBTENIDOS DEL DFR ................................................................................................ . 91

TABLA 47. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN POR GRUPO DE CONEXIÓN ............................................... 104 TABLA 48. RIGIDEZ ELÉCTRICA DEPENDIENDO DE LA TENSIÓN Y ESTADO DEL ACEITE

DIELÉCTRICO ............................................................................................................................................................. 107

TABLA 49. CONTENIDO DE HUMEDAD MÁXIMO DEPENDIENDO DE LA TENSIÓN Y ESTADO DEL

ACEITE DIELÉCTRICO .............................................................................................................................................. 108

TABLA 50. VALORES MÁXIMOS DEL NÚMERO DE ÁCIDO SEGÚN EL NIVEL DE TENSIÓN .................... 109

TABLA 51. VALORES MÍNIMOS DE LA TENSIÓN INTERFACIAL .................................................................... 109

TABLA 52. COMPARACIÓN NUMÉRICA Y DE COLOR ....................................................................................... 110

TABLA 53. RANGOS DE LA DENSIDAD RELATIVA ............................................................................................ 111

TABLA 54. PORCENTAJES MÁXIMOS DEL FACTOR DE DISIPACIÓN ............................................................ 111

TABLA 55. CLASIFICACIÓN DE LOS COLORES SEGÚN LOS RESULTADOS OBTENIDOS .......................... 112

TABLA 56. VALORES DE CONTENIDO DE INHIBIDOR DE OXIDACIÓN ........................................................ 113

LISTA DE FIGURAS

FIGURA 1. DEVANADO DEL TRANSFORMADOR .................................................................................................. 3

FIGURA 2. ESTRUCTURA DEL NÚCLEO DE UN TRANSFORMADOR ................................................................ 4

FIGURA 3. DEVANADOS DEL TRANSFORMADOR AISLADO CON PAPEL KRAFT ........................................ 6

FIGURA 4. TANQUE ..................................................................................................................................................... 6

FIGURA 5. TRANSFORMADOR CON DEPÓSITO DE EXPANSIÓN ...................................................................... 7

FIGURA 6. PASATAPAS O BUSHING ........................................................................................................................ 7

FIGURA 7. PRESENTACIÓN DE DOS MECANISMOS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA .......... 8

FIGURA 8. DISPOSITIVOS CONTRA SOBREPRESIONES ...................................................................................... 9

FIGURA 9. RELÉ DE BUCHHOLZ............................................................................................................................... 9

FIGURA 10. ACCESORIOS EXTERNOS DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA ............................................. 10

FIGURA 11. PLACA DE DATOS DE TRANSFORMADORES .................................................................................. 10

FIGURA 12. TAPS DE UN TRANSFORMADOR ........................................................................................................ 11 FIGURA 13. ESTUDIO DE FALLAS EN LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA SEGÚN LA

AFECTACIÓN EN SUS DIFERENTES ELEMENTOS ................................................................................................ 12

FIGURA 14. DEFORMACIÓN RADIAL DEL DEVANADO ...................................................................................... 14

FIGURA 15. DEFORMACIÓN AXIAL DEL DEVANADO ......................................................................................... 14

FIGURA 16. CURVA DE BAÑERA .............................................................................................................................. 20

FIGURA 17. RESULTADOS DE LA RESISTENCIA DE DEVANADO EN ALTA DE UN TRANSFORMADOR

DE DISTRIBUCIÓN DE 11 TAPS ................................................................................................................................. 33

FIGURA 18. CONEXIÓN DE LOS DEVANADOS ...................................................................................................... 34

FIGURA 19. IDENTIFICACIÓN DE LOS DEVANADOS Y SU CONEXIÓN INTERNA ......................................... 34

FIGURA 20. IDENTIFICACIÓN DEL NEUTRO CON SU UBICACIÓN ................................................................... 35

FIGURA 21. PORCENTAJE DE DESVIACIÓN DE UN TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN DE 11

TAPS ............................................................................................................................................................................... 37

FIGURA 22. PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR ELEVADOR CON 9 TAPS ............ 37

FIGURA 23. CONEXIÓN DYN ..................................................................................................................................... 40

FIGURA 24. CONEXIÓN YND ........................................................................................................................................... 41

FIGURA 25. REPRESENTACIÓN DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO ....................................................... 41

FIGURA 26. CURVA TÍPICA DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO .............................................................. 42

FIGURA 27. VISUALIZACIÓN DE LA TENSIÓN AJUSTADA VS LA TENSIÓN INYECTADA AL ACTIVO

BAJO PRUEBA............................................................................................................................................................... 43

FIGURA 28. CURVA TÍPICA DEL ÍNDICE DE POLARIZACION Y ABSORCIÓN ELÉCTRICA DE UN

AISLAMIENTO .............................................................................................................................................................. 44

FIGURA 29. CONEXIÓN DE LOS DEVANADOS ...................................................................................................... 47

FIGURA 30. ENVASES DE VIDRIO TRASLUCIDO O COLOR ÁMBAR ................................................................ 49

FIGURA 31. EXTRACCIÓN DEL ACEITE DIELÉCTRICO ....................................................................................... 50

FIGURA 32. PARÁMETROS QUE AFECTAN EL FACTOR DE DISIPACIÓN EN DIVERSAS

FRECUENCIAS. ............................................................................................................................................................. 51 FIGURA 33. DUCTO DEL AISLAMIENTO INTERNO DE UN TRANSFORMADOR ............................................. 52

FIGURA 34. SECCIÓN DE UN CONDUCTO: A) AISLAMIENTO DE UN TRANSFORMADOR CON

BARRERAS Y ESPACIADORES, B). REPRESENTACIÓN DE LA RELACIÓN BARRERA, ESPACIADOR Y

ACEITE EN EL CONDUCTO DEL AISLAMIENTO ................................................................................................... 52

FIGURA 35. CONTENIDO DE HUMEDAD EN % VS SATURACIÓN DE HUMEDAD EN % ............................... 53

FIGURA 36. DIFERENTES ESTADOS DE CONDUCTIVIDAD DEL ACEITE EN LOS

TRANSFORMADORES ................................................................................................................................................. 54

FIGURA 37. DIFERENTES COMPORTAMIENTOS DE SEIS (6) TRANSFORMADORES DE POTENCIA

DIFERENTES A 20°C .................................................................................................................................................... 55

FIGURA 38. CONEXIONES GENERALES DEL TRANSFORMADOR..................................................................... 56

FIGURA 39. HUELLA DIGITAL COMO RESULTADO DEL SFRA EN UN TRANSFORMADOR ........................ 57

FIGURA 40. ENSAYO ELÉCTRICO SFRA CON CIRCUITO ABIERTO .................................................................. 58

FIGURA 41. ENSAYO ELÉCTRICO SFRA CON CIRCUITO CERRADO ................................................................ 58

FIGURA 42. ZONAS DE INFLUENCIA ....................................................................................................................... 59

FIGURA 43. CANDADOS ............................................................................................................................................. 63

FIGURA 44. TARJETA QUE ACOMPAÑA EL CANDADO....................................................................................... 64

FIGURA 45. BLOQUEO REALIZADO ANTES DEL MANTENIMIENTO ............................................................... 64

FIGURA 46. TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS SUMERGIDOS EN ACEITE ................................................... 66

FIGURA 47. MICRO-OHMÍMETRO 6250.................................................................................................................... 67

FIGURA 48. TAP DEL TRANSFORMADOR ABB ..................................................................................................... 68

FIGURA 49. CONEXIÓN X-PN .................................................................................................................................... 68

FIGURA 50. CONEXIONES DEL DEVANADO DE BAJA ......................................................................................... 69

FIGURA 51. CONEXIÓN U-V....................................................................................................................................... 69

FIGURA 52. CONEXIONES EN DEVANADO DE ALTA .......................................................................................... 70

FIGURA 53. CONEXIÓN V-U EN ALTA Y CONEXIÓN Y-PN EN BAJA ................................................................ 72

FIGURA 54. CONEXIÓN U-W EN ALTA Y CONEXIÓN X-PN EN BAJA ............................................................... 73

FIGURA 55. CONEXIÓN V-W EN ALTA Y CONEXIÓN Z-PN EN BAJA ............................................................... 73

FIGURA 56. CORTOCIRCUITO EN LOS DEVANADOS ........................................................................................... 74

FIGURA 57. CONEXIÓN DE LOS DEVANADOS PARA EL AISLAMIENTO CH .................................................. 75

FIGURA 58. CONEXIÓN DE LOS DEVANADOS PARA LOS AISLAMIENTOS CHL Y CL ................................. 75

FIGURA 59. VISTA POSTERIOR DEL DIRANA ........................................................................................................ 77

FIGURA 60. VISTA FRONTAL DEL DIRANA ........................................................................................................... 78

FIGURA 61. CONEXIONES DEL DIRANA EN LOS DEVANADOS ........................................................................ 79

FIGURA 62. CONEXIÓN DE TIERRA Y CUBA JUNTO A LA SINCRONIZACIÓN DEL DIRANA CON EL

PTM ................................................................................................................................................................................. 79

FIGURA 63. CURVAS REPRESENTATIVAS DE CADA TRANSFORMADOR ...................................................... 80

FIGURA 64. COMPARACIÓN DE LA CURVA OBTENIDA CON LA CURVA MODELO ..................................... 80

FIGURA 65. VISTA FRONTAL DEL FRANEO 800 .................................................................................................... 81

FIGURA 66. CONEXIÓN AL DEVANADO DE ALTA CON EL FRANEO 800 ...................................................... . 82

FIGURA 67. CURVA OBTENIDA DEL DEVANADO DE ALTA CON EL FRANEO 800 ..................................... . 82

FIGURA 68. REPITIENDO MEDICIONES EN CIRCUITO CERRADO .................................................................. . 83

FIGURA 69. U-W EN CIRCUITO CERRADO ........................................................................................................... . 83

FIGURA 70. ENSAYO DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA ............................................................................................... 107 FIGURA 71. DISPOSITIVO UTILIZADO PARA CALCULAR EL CONTENIDO DE HUMEDAD DEL ACEITE

DIELÉCTRICO ............................................................................................................................................................. 108

FIGURA 72. VISUALIZACIÓN GRÁFICA DE LA DEFORMACIÓN RADIAL EN LOS DEVANADOS ............. 114

FIGURA 73. VISUALIZACIÓN GRAFICA DE LA DEFORMACIÓN AXIAL EN LOS DEVANADOS ............... 114

FIGURA 74. DESPLAZAMIENTO EN DEVANADOS: A). BUEN ESTADO, B) MAL ESTADO ......................... 115

FIGURA 75. COMPORTAMIENTO GRAFICO TÍPICO EN LAS DOS CONEXIONES ......................................... 115

FIGURA 76. COMPORTAMIENTO GRAFICO TÍPICO EN PRESENCIA DE UN CORTOCIRCUITO ................ 116

FIGURA 77. COMPORTAMIENTO GRAFICO TÍPICO CON CIRCUITOS ABIERTOS ........................................ 116

LISTA DE GRÁFICAS

GRÁFICA 1.REPRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS PREGUNTA UNO ....................................................... 27

GRÁFICA 2. REPRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS PREGUNTA DOS ....................................................... 28

GRÁFICA 3. REPRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS PREGUNTA TRES ..................................................... 28

GRÁFICA 4. REPRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS PREGUNTA CUATRO ............................................... 29 GRÁFICA 5. COMPORTAMIENTO DE LA RESISTENCIA EN EL DEVANADO DE ALTA CON LA

CORRECCIÓN DE TEMPERATURA ......................................................................................................................... . 84

GRÁFICA 6. DESVIACIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACION DE LOS TAPS ................................. . 88

GRÁFICA 7. CURVA DE LOS DIFERENTES AISLAMIENTOS PRESENTES EN EL TRANSFORMADOR ..... . 88

GRAFICA 8. CURVA DEL ÍNDICE DE POLARIZACION DE CADA AISLAMIENTO ........................................ . 89

GRÁFICA 9. COMPARACIÓN GRÁFICA DE LOS DOS TRANSFORMADORES ................................................ . 92

GRÁFICA 10. HUELLA DIGITAL DEL DEVANADO DE BAJA CIRCUITO ABIERTO ...................................... . 93

GRÁFICA 11. HUELLA DIGITAL DEL DEVANADO DE ALTA CIRCUITO ABIERTO...................................... . 94

GRÁFICA 12. HUELLA DIGITAL DEL DEVANADO DE ALTA CIRCUITO CERRADO .................................... . 95

LISTA DE ESQUEMAS

ESQUEMA 1. DESARROLLO DEL MANTENIMIENTO PREVENTIVO ................................................................. 18

ESQUEMA 2. ACTIVIDADES DEL MANTENIMIENTO CORRECTIVO ................................................................ 19

ESQUEMA 3. PROCESO DE LA APLICACIÓN DE UN ENSAYO ELÉCTRICO .................................................... 65

ESQUEMA 4. PROCEDIMIENTO EN EL ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................ 84

LISTA DE ECUACIONES

ECUACIÓN 1. PORCENTAJE DE DESVIACIÓN ....................................................................................................... 32

ECUACIÓN 2. CORRECCIÓN POR TEMPERATURA ............................................................................................... 32

ECUACIÓN 3. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ............................................................................................... 36

ECUACIÓN 4. ÍNDICE DE POLARIZACIÓN.............................................................................................................. 44

ECUACIÓN 5. RAZÓN DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA ......................................................................................... 46 ECUACIÓN 6. ENSAYO DE DESCARGA DIELÉCTRICA ........................................................................................ 46

LISTA DE ANEXOS

ANEXO A. ESTRUCTURA DE LA ENCUESTA ....................................................................................................... 102

ANEXO B. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN POR GRUPO DE CONEXIÓN ................................................ 104

ANEXO C. PROTOCOLO EN TRANSFORMADORES ............................................................................................ 105

ANEXO D. METODOS APARTIR DE DIFERENTES ASTM ................................................................................... 106

ANEXO E. COMPORTAMIENTOS TIPICOS SEGÚN LA FALLA.......................................................................... 114

ANEXO F. PERMISO DE TRABAJO ELÉCTRICO .................................................................................................. 117

ANEXO G. ANÁLISIS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO .................................................................................... 119

ANEXO H. PERMISO DE TRABAJO EN ALTURA ................................................................................................. 120

ANEXO I. ANÁLISIS FISICOQUIMÍCO

RESUMEN

El presente estudio se encuentra orientado al mantenimiento predictivo en transformadores trifásicos

sumergidos en aceite. Para lo anterior se pretende identificar cinco (5) ensayos eléctricos normalizados,

altamente implementados o novedosos, que se presenten a nivel de devanados y sistemas de aislamiento y que

sean los más representativos.

En el presente estudio se pretende documentar para transformadores trifásicos sumergidos en aceite; Para lo

anterior se busca consultar diferentes referentes tales como: empresas que pertenezcan al área de

mantenimiento de trasformadores de potencia o de distribución (a nivel del distrito capital), normas aplicadas

y equipos de medida empleados para dichos mantenimientos y que cumplan con estándares nacionales e

internacionales.

El presente documento costa de cinco capítulos, en el primer capítulo se establece el marco conceptual y

referencial que cuenta con los siguientes aspectos: Definición de las partes de los transformadores trifásicos,

las fallas presentes en los devanados y sistema de aislamiento, los diferentes mantenimientos en los

transformadores y los ensayos eléctricos tomando como referencia la NTC 380 -2001.

El segundo capítulo presenta el procedimiento desarrollado para identificar los ensayos eléctricos

representativos en el mantenimiento predictivo para los transformadores trifásicos sumergidos en aceite.

Inicialmente se realiza la selección de la muestra, se estructura una encuesta y finalmente se implementa aplica

a las empresas vinculadas al sector de mantenimiento a trasformadores. Por último se documentan cada uno

de los seis ensayos identificados.

En el tercer capítulo se refiere a las normas y controles operacionales que se deben contemplar al momento de

implementar un mantenimiento; dentro de los cuales se destacan: los permisos de trabajo, análisis de seguridad

en el trabajo y bloqueo o condenación a realizarse en este tipo de maniobras teniendo presente las normas ISO

correspondientes y la Resolución 1348 del 2009 específica a las actividades del sector eléctrico.

En el cuarto capítulo se lleva a cabo el reconociendo de los transformadores de potencia o de distribución para

aplicar los ensayos eléctricos representativos en él, resaltando aquellos ensayos eléctricos novedosos. En el

quinto capítulo se relacionan todos los aspectos técnicos a contemplar en el momento de diagnosticar el activo

objeto de este trabajo de grado.

Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones junto con la descripción bibliográfica que se

utiliza para la investigación del trabajo, junto con los anexos que soportan la misma.

1

INTRODUCCIÓN

El mantenimiento predictivo realizado mediante ensayos eléctricos, es una técnica de pronóstico utilizada en

los transformadores trifásicos sumergidos en aceite, elemento constitutivo de un sistema de potencia eléctrica

en sus diferentes actividades: generación, transmisión, distribución y comercialización; por lo cual se requieren

pronósticos para los mismos en tiempos oportunos para evitar afectaciones en los mismos, en los sistemas y

en el medio ambiente. Las fallas en los trasformadores vinculadas a su agente refrigerante, para este caso

aceites que pueden ocasionar impactos ambientales como el ocasionado por fugas de gas, generación de lodos,

aparición de PCB´s, que deben ser mitigados mediante el mantenimiento preventivo y predictivo. En la

convención de Estocolmo, llevada a cabo en el año 2004, se prohíbe el uso de agentes refrigerantes como el

Arkarel, que genera residuos peligrosos que afectaban gravemente las personas que tenían contacto con él y a

su vez afectaba el medio ambiente (este fue prohibido desde 1976) (Stockholm Convention, 2018).

El mantenimiento predictivo debe evitar este tipo de situaciones al detectar indicios de contaminación que

permite realizar el debido tratamiento. Los ensayos eléctricos que se realizan a un transformador no deben

ocasionar daños al medio ambiente, a las personas ni a el mismo, razón por la cual se emplean equipos

especializados que se basan siempre en procesos y procedimientos normalizados.

En la actualidad, los ensayos eléctricos y la normatividad en cuanto a mantenimiento preventivo en

transformadores de potencia y distribución, son temas que han empezado a tomar relevancia en el sector

eléctrico, porque al tener interrupciones ocasionadas por fallas ya sean temporales o permanentes, tiene

implicaciones de índole económica, social, industrial entre otras definidas en el Mantenimiento Productivo

Total.

El mantenimiento predictivo consiste en determinar, en todo instante, la condición técnica examinada mientras

se está en pleno funcionamiento (Castañeda José y Matoma Oscar, 2010). Por lo cual, se ha convertido en una

opción para diferentes sectores industriales y eléctricos donde el transformador de potencia y distribución son

parte fundamentales para los procesos.

2

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Estudiar el mantenimiento predictivo en transformadores trifásicos sumergidos en aceite a

partir de cinco (5) ensayos eléctricos en devanados y sistema de aislamiento.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Documentar cinco (5) ensayos eléctricos reglamentados que se realizan para el

mantenimiento predictivo en devanados y sistemas aislante en transformadores trifásicos

sumergidos en aceite.

Ejecutar cinco (5) ensayos eléctricos de mantenimiento predictivo para transformadores

trifásicos sumergidos en aceite en devanados y sistemas aislante.

Generar procesos y procedimientos a partir de los ensayos eléctricos para analizar sus

resultados y dejarlo a disposición de la comunidad académica.

3

1. MARCO CONCEPTUAL Y REFERENCIAL

1.1 TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS SUMERGIDOS EN ACEITE

Los transformadores trifásicos son parte fundamental en un sistema eléctrico sea de potencia o de distribución,

ya que ayuda a disminuir las pérdidas que existen al transmitir energía eléctrica a grandes distancias y a su vez

disminuyen los costos en la construcción de las líneas de transmisión.

Según la Norma Institute of Electrical and Electronics (IEEE) Std C57.12.80 de 2010 se define el

transformador como elemento que transfiere energía eléctrica a cualquier parte del circuito entre el generador

y los circuitos primarios de distribución. Los transformadores contienen elementos que cumplen

específicamente funciones para su perfecta operación.

1.1.1 NÚCLEO Y DEVANADO

Un transformador consta de un circuito magnético formado por un núcleo de material ferromagnético,

básicamente de un laminado de acero silicio, está constituido por dos circuitos eléctricos acoplados mediante

un circuito magnético (Ruíz, J & Mayor, C 2013) donde estos componentes deben cumplir diferentes normas

establecidas por la American Society of Testing Materials.

Sobre el núcleo están enrollados dos bobinas llamadas devanados, como se puede apreciar en la Figura 1, los

cuales tienen cada uno su respectivo número de espiras. La bobina que actúa como generadora del flujo se le

conoce como arrollamiento primario o devanado primario, a la bobina que actúa como receptora del flujo se

le conoce como arrollamiento secundario o devanado secundario.

Figura 1. Devanado del transformador

Fuente: Deemsa (2018).

Una de las maneras para distinguir los devanados es por medio de su resistencia, así el primario tiene una

resistencia más alta comparada con la del secundario, a su vez se observa que el grosor del conductor en el

secundario es mayor dado que circula una corriente de mayor magnitud que por el lado del primario (dado en

transformadores reductores). Otras maneras de identificación son los bujes de alta que en comparación con

los de baja son de un tamaño considerable. A nivel de tensión la marcación para devanados de alta es U, V,

W y los devanados de baja se representan como x, y, z. Los devanados secundarios suministran energía

eléctrica a las cargas.

4

La parte de construcción de los devanados tiene que ver con la forma del transformador, existen dos tipos de

núcleos fundamentales en su estructura los cuales son el tipo núcleo y el acorazado, los cuales se definen a

continuación:

Tipo Núcleo: Esta construido por láminas rectangulares o en forma de “L” que se ensamblan y se

alternan en capas. Existen tres núcleos unidos en sus partes superior e inferior. ver Figura 2a.

Tipo Acorazado: Igual que en el transformador monofásico el núcleo rodea el devanado, la diferencia

con el tipo núcleo son que las tensiones de salidas son menos distorsionadas.

a). b).

Figura 2. Estructura del núcleo de un transformador: a) tipo núcleo. b) tipo acorazado

Fuente: Ternium (2013).

1.1.2 SISTEMA DE AISLAMIENTO

Tiene la función de aislar los devanados del transformador entre sí y de la tierra. Esto indica que el sistema de

aislamiento tiene diferentes partes que aíslan la corriente del núcleo y las estructuras del acero. El sistema de

aislamiento tiene una gran importancia ya que este controla la adecuada operación del transformador.

Los materiales que conforman el sistema aislante, en trasformadores aislados en aceite, principalmente son el

aceite y papel, se utilizan de acuerdo a las temperaturas que cada uno de estos puedan soportar, aunque

también se utiliza madera, vidrio, porcelana, etc. El aceite dieléctrico desempeña funciones como aislar

eléctricamente todos los componentes del transformador, homogenizar la temperatura interna y refrigerar,

(transfiriendo el calor que genera el transformador en su operación, siendo esta la función principal del aceite

dieléctrico).

El aceite empleado en transformadores es de tipo mineral y es reglamentado mediante la norma Comisión

Electrotécnica Internacional (IEC) 60296 de 2012 y ASTM D3487. Las propiedades físicas y eléctricas del

aceite dieléctrico son de gran importancia para su función como aislante, algunas de cuales se relacionan a

continuación:

5

Viscosidad: parámetro que controla una adecuada transferencia de calor.

Gravedad específica: este ayuda a identificar sustancias iguales al agua o tipos de aceites nuevos.

Tensión interfacial: determina el grado de deterioro y contaminación que posee un aceite en servicio.

Rigidez eléctrica: habilidad y capacidad de resistir esfuerzos eléctricos.

Rigidez de pulso: Resistencia para soportar condiciones de sobretensión (voltajes debido a maniobras o descargas atmosféricas).

Por otro lado, el papel (celulosa) forma parte del aislante sólido y se utiliza para mejorar la rigidez dieléctrica,

es el primer material en ser implementado como aislante. Como se observa en la Tabla 1 existen diferentes

clases de papel empleados como aislantes.

Tabla 1. Clases y características de papel usados como aislante

NOMBRE DESCRIPCIÓN

Papel Manila Este aislante es fabricado a partir de fibras de cáñamo

Papel Prespan Su fabricación es similar a la del papel kraft, ya que este

hecho de pasta química de madera.

Papel Nomex Material similar al Nylon, se utiliza mucho en motores

que requieren soportar temperaturas de entre los 200 C°

a 220 C°, pero también es muy usado en

transformadores híbridos, ya que es muy flexible y tiene

una gran resistencia mecánica. Su desventaja es su alto costo.

Papel Kraft Papel fabricado con pasta química de madera; sus

espesores rondan entre 0,05 mm y 0,5 mm. En el

proceso de creación de este tipo de papel se pueden utilizar cualquier tipo de maderas.

Fuente: Tecnología en Marcha Vol.29.N°3 (2016).

Por lo general el más utilizado es el papel Kraft, como se puede observar en la Figura 3. Dadas sus propiedades

mecánicas y buena permeabilidad al aire es conveniente facilitando la extracción de éste cuando está

aprisionado entre las capas de los bobinados. Dependiendo del fabricante son sometidos a diferentes

tratamientos con el objetivo de aumentar características como la resistencia dieléctrica, resistencia al desgarre,

temperatura de utilización, envejecimiento; entre otras nombradas en la Norma Europea (EN) 60641-3-2: 2008

y la International Electrotechnical Commission (IEC) 61039 de 2008.

El transformador tiene tres (3) tipos de aislamientos diferentes en el sistema de aislamiento CHL, CH, CL. En

los aislamientos CL y CH son los aislamientos de alta y baja tensión con respecto a la cuba, la cual consta

principalmente de aceite y celulosa, generalmente hay mucha menos que en el CHL siendo el aislamiento

presente entre los devanados.

6

Figura 3. Devanados del transformador aislado con papel kraft Fuente: P&L International Trading (2016).

El CHL es el aislamiento entre el devanado de alta y el devanado de baja. El transformador de potencia tipo

núcleo se compone de barreras y separadores que aportan estabilidad mecánica del aislamiento y permite el

flujo de aceite para enfriar los devanados, por lo cual la mayor cantidad de celulosa se encuentra en esta zona

o en el aislamiento CHL donde se quiere analizar el mayor contenido de agua.

1.1.3 TANQUE

El tanque debe ser hermético conforme en lo establecido en la Guía Técnica Colombiana (GTC) 50 de 1997,

este debe soportar el vacío absoluto sin presentar deformación permanente, proteger eléctrica y mecánicamente

el transformador y su material de fabricación debe ser resistente como lo establece la International

Electrotechnical Commission (IEC) 60076-1: 2011, debe ofrecer puntos de apoyo para el transporte y la carga

del mismo, soportar los enfriadores, bombas de aceite, ventiladores y los accesorios especiales. La base del

tanque debe ser lo suficientemente reforzada para soportar las maniobras de levantamiento de la carga del

mismo (Ruiz-Giraldo & Mayor-Cardona, 2013), como se muestra en la Figura 4.

Figura 4. Tanque Fuente: Colmatra (2018)

7

1.1.4 DEPÓSITO DE EXPANSIÓN.

Depósito adecuado en la parte superior del transformador, como se observa en la Figura 5, sirviendo para

recoger el aceite que excede la cuba al aumentar éste su volumen debido a la temperatura del interior del

transformador, establecida de igual manera que el tanque en la International Electrotechnical Commission

(IEC) 60076-1: 2011.

Figura 5. Transformador con depósito de expansión Fuente: Sanergrid (2019).

1.1.5 PASATAPAS O BUSHING.

La función de los pasatapas en un transformador, como se ilustra en la Figura 6, es llevar o transportar los

conductores de los devanados a través del tanque y hacia el exterior de una manera segura. Los pasatapas están

diseñados para soportar las tensiones de operación normal y anormal establecido en la International

Electrotechnical Commission (IEC) 60137: 2017.

.

Figura 6. Pasatapas o Bushing

Fuente: Colmatra (2018)

8

1.1.6 INDICADORES DE TEMPERATURA Y NIVEL

Los trasformadores por lo general están equipados con visores tanto de nivel como de temperatura dado que

es muy importante mantener una supervisión en el aceite y devanados. Los indicadores de nivel típicos, como

se muestra en la Figura 7a, son los encargados de mostrar las variaciones del nivel por medio de una aguja con

su respectiva escala según su potencia, ésta aguja cuando sufre un cambio muy grande cierra los contactos que

activan algún tipo de alarma. Estos indicadores dependiendo de sus proveedores cambian sus presentaciones,

por lo cual deben seguir lo establecido en la DIN EN 50216-5: 2007.

Los indicadores de temperatura en la parte del aceite tienen como objetivo determinar si se encuentra la

temperatura en rangos estables, si esto llega a superarse deben operar los ventiladores o dar una indicación de

alarma, se puede apreciar en la Figura 7b una presentación sujeta al distribuidor. En la parte de los devanados

estos tienen indicadores que están prácticamente en contacto con ellos, estos son colocados desde su

fabricación, por lo cual ya están preestablecidos a cierto nivel de temperatura dependiendo de la potencia del

transformador.

Por lo general cuando estos indicadores son activados operan en una secuencia de desconexión para proteger

al transformador de un deterioro en sus aislamientos o un daño mayor. Siendo estos de gran importancia deben

contar con las especificaciones de la EN 50216-11:2008.

a). b).

Figura 7. Presentación de dos mecanismos en los Transformadores de Potencia a). Indicadores de Nivel, b) Indicador de Temperatura

Fuente: Messko (2016)

1.1.7 DISPOSITIVOS CONTRA SOBREPRESIONES

Es un dispositivo que se encuentra ubicado en la parte superior del transformador, el cual verifica la presión

interna del tanque por si se torna peligrosa, esto sucede cuando se presenta una elevación de temperatura, estos

dispositivos permiten la salida de gases restableciendo así el tanque. Una presentación de los dispositivos

contra sobrepresiones se ilustra en la Figura 8 donde se encuentran normalizadas en la DIN EN 50216-5: 2007.

9

Figura 8. Dispositivos contra sobrepresiones

Fuente: Messko (2016).

1.1.8 RELÉ DE BUCHHOLZ

Al generarse o tener presencia de descargas parciales o sobrecaliento, generalmente se producen burbujas de

gas ingresando al relé, el aumentar estos gases hace que el aceite dentro del relé disminuya provocando que se

cierre el interruptor que activa la alarma, regulado en la EN 50216-2: 2003. Por ejemplo, un Relé de Buchholz

se muestra en la Figura 9.

Figura 9. Relé de Buchholz

Fuente: Messko (2016)

1.1.9 ACCESORIOS DE REFRIGERACIÓN

Encargados de aumentar la capacidad de enfriamiento estando en operación el transformador dentro de los

valores nominales. Los ventiladores, como se observa en la Figura 10a, permiten aumentar la capacidad de

estabilización, estos están regulados por la norma DIN EN 50216-12:2011. Los radiadores que se observan en

la Figura 10b consisten en placas de acero, los cuales se ensamblan en el tanque aumentado su volumen,

disipando más calor ayudando a su refrigeración dado su ubicación en la parte exterior del tanque, los

radiadores están sujetos a especificaciones en la norma DIN EN 50216-6:2002.

10

a). b).

Figura 10. Accesorios externos del Transformador de Potencia

a). Ventiladores, b). Radiadores desmontables

Fuente: Siemens (2008).

1.1.10 PLACA DE DATOS

Todos los transformadores deben estar identificados de una placa de características, como se muestra en la

Figura 11, fabricada de material resistente, fijada en un lugar visible y que contenga la información técnica

común.

Por lo general se tiene el número de fases, potencia nominal, frecuencia, número de serie, tensión nominal,

corriente nominal, masa, porcentaje de impedancia, elevación de temperatura, altitud, cantidad de líquido

aislante, tipo de refrigeración, derivaciones, diagrama vectorial, fecha de fabricación, norma de diseño,

eficiencia y cualquier otra información establecida en la Norma Técnica Colombiana (NTC) 618 de 1999.

Figura 11. Placa de datos de transformadores

Fuente: Trafomex (2018).

1.1.11 CAMBIO DE POSICIÓN DEL CONMUTADOR (TAP)

Es un selector mecánico con la función de cambiar el número de espiras del bobinado así sea de baja o de alta

como se ilustra en la Figura 12, por el cual se regula el nivel de tensión que se desea por medio de la relación

de transformación.

11

Figura 12. Taps de un transformador

Fuente: RVR Transformadores (2018).

Los Taps tienen varias formas y para la manera de identificarlos por lo general es con información otorgada

en la placa de datos donde se dirá el número de taps correspondientes a la conexión. Como lo establece la

Norma Técnica Colombiana (NTC) 3680- 2018 los Taps se deben manipular con el transformador

desconectado a su alimentación.

1.2. FALLAS EN TRANSFORMADORES TRIFASICOS

Los transformadores son un conjunto de elementos que hacen posible la transformación de tensiones y corriente, como por ejemplo en media tensión (11,4kV, 13,2kV, 34,5kV) y baja tensión (240-208/120 V)

(CODENSA S.A.E.S.P, 20141). Dada su utilidad en industrias y sistemas de potencia, es indispensable que el transformador sea confiable y que éste afecte lo menos posible las operaciones de servicio.

En la actualidad los fabricantes de transformadores, disponen de mecanismos apropiados para sus pruebas de

fábrica cumpliendo con estándares de calidad y así asegurar una mayor vida útil del equipo, sin embargo, los

transformadores no están siempre en condiciones ideales, llevándolos muchas veces a que se produzcan

diferentes fallas en los elementos que lo componen tal como se indica en la Figura 13, por lo cual, el personal

relacionado con el mantenimiento de estos no sólo debe comprender su funcionamiento, sino también entender

los motivos que ocasionan las diferentes fallas.

Saldivia, Acevedo y Pérez Concluyeron en 2013 que los elementos con mayor porcentaje de falla según los

reportes son: el cambiador de tomas, los devanados, tanque/aceite y los Relés Bushing que en su conjunto

representa un promedio entre 51% y 81%, por lo cual, se debe hacer énfasis en estos elementos. Una de las

principales fallas ocurre en los devanados con un porcentaje de entre 19% y 49%, por lo cual, estas averías

ocurren sin ninguna señal que indica que el problema se está presentando, pero en otras situaciones se

presentan pequeños efectos antes de un mal funcionamiento.

Por su parte, todos estos elementos se encuentran relacionados con el sistema de refrigeración y a su vez al de

aislamiento que es el Aceite Dieléctrico. Dada la importancia del aceite dieléctrico éste se convierte en

responsable de fallas que ocurren con mayor frecuencia en el transformador.

1 Empresa de servicio público encargada de la distribución de energía eléctrica perteneciente al Grupo Enel.

12

Cambiador

de tomas

11%

Aislador

pasatapas

29%

Accesorios

3%

Nucleo

2%

CFE

Devanados

55%

Nucleo Accesorios 5%

5%

Cambiador de

tomas

40%

Tanque

6%

Devanados

30%

Aislador

pasatapas

14%

CIGRE

a). b).

Figura 13. Estudio de fallas en los transformadores de potencia según la afectación en sus diferentes elementos a). CFE de México en el 2013, b). CIGRE en el 2013

Fuente: LACCEI (2013).

El aceite dieléctrico por sus capacidades de refrigeración y aislamiento es utilizado dentro de la cuba donde

los devanados están sumergidos, pero este componente también sufre de considerables efectos como se

muestra en la Tabla 2, lo que con lleva a ser perjudicial si no es tratado y evaluado constantemente, donde la

probabilidad de fallas se incrementa mientras el transformador se va aproximando a su vida útil.

En vista de la gran cantidad de transformadores que son utilizados en los actuales sistemas de potencia y

distribución, a las compañías les interesa conocer los factores que afectan la disminución de la vida útil como

lo indica la IEEE Std.C57.91-2011. Con el fin de que este sea un factor clave al gestionar un plan de

contingencia que lleva a discutir costos asociados a la seguridad de funcionamiento de La Unidad de

Planeación Minero Energética (UPME).

Tabla 2. Causas y efectos del aceite dieléctrico en transformadores.

CAUSAS EFECTO

-Naturaleza o composición del aceite,

cantidad de oxígeno disponible para la

reacción de oxidación, incremento excesivo

de la temperatura, agotamiento del inhibidor

de oxidación.

-Acumulación de sedimentos en las obleas o

en el tubo, el flujo del aceite se dificulta y la temperatura desciende.

-Formación de lodo el cual limita las

capacidades de refrigeración, aislamiento y

protección.

-Presencia de fugas de aceite en las

cabeceras del radiador y de las partes

soldadas del panel del tubo.


Los transformadores trifásicos, al estar involucrados en los sistemas de cualquier país, es de gran importancia

mantener su disponibilidad, confiabilidad y seguridad dado que una falla inesperada genera pérdidas, por tal

motivo, dependiendo de los diferentes funcionamientos y ubicación física en el transformador presentada en

la Tabla 3 se llega a clasificar las fallas y poder solucionarlas lo más eficientemente.

13

Tabla 3. Sistemas y Componentes Críticos en un Transformador

SISTEMA COMPONENTE SISTEMA COMPONENTE

Parte

activa

Devanados

Núcleo

Tanque/aceite

Cuba con aceite dieléctrico

Válvulas y radiadores

Tanque de expansión Control de nivel de aceite

Bushing o

Aislador

pasatapas

Bushing del primario

Bushing del

secundario

Bushing del terciario

Cambiador de

tomas

Aceite dieléctrico

Cuba

Selector

Pre-selector

Mando Motor Control de Flujo del conmutador


1.2.1 PARTE ACTIVA

Se tiene la relación de bobina y núcleo siendo la más importante del transformador su función es transferir la

energía de una terminal a otra y crear el flujo magnético. Las posibles fallas que aparecen en este sistema son

sobretensión, sobrecarga, cortocircuitos entre espiras, perdida de aislamiento entre laminas y descargas

parciales entre otras, donde algunas se producen por fallas externas al transformador, falla en el sistema de

aislamiento, aumento de la temperatura, formación de gases, perdida de energía deterioro del aceite,

rompimiento de los terminales de los devanados, etc. También en los devanados se asocian fallas mecánicas

en los núcleos nombradas a continuación:

Defectos del núcleo: Las fallas por los defectos del núcleo son causantes de cambios en el circuito magnético ocasionando núcleo se queme, laminaciones de núcleo en cortocircuito entre otras.

Fallas por compresión radiales: En los devanados aparecen componentes o fuerzas radiales siendo parte

de la geometría de diseño de cada modelo dependiendo su función. Cuando estas fuerzas llegan a

valores más grandes de lo normal pueden provocar deformación y pandeo en el devanado como se

muestra en la Figura 14, llegando incluso a reventar los conductores.

Desplazamiento del devanado: Es el movimiento general del devanado debido a un choque físico como

resultado al transporte o traslación dentro de la empresa.

Cortocircuito: Los cortocircuitos pueden ser entre espiras de una fase o entre fases provocados por las

fuerzas axiales o radiales.

14

Figura 14. Deformación radial del devanado Fuente: Folleto Franeo 800 (2017)

Circuito abierto: Los circuitos abiertos son causados por conexiones sueltas o bobinas quemadas debido a una falla térmica, como resultado se obtienen una la relación de transferencia diferente.

Devanados desprendidos: Se presentan cuando el devanado sufre un movimiento provocado por un

choque físico en el transporte, en una actividad sísmica. estos movimientos afectan el devanado haciendo que se expanda aumentado y los bloqueos se comienzan a soltar.

Fallas por compresión axiales: Las fuerzas axiales son también componentes asociados a los devanados

las cuales pueden provocar inestabilidad en uno solo o tiende a mover un devanado hacia arriba y otro

hacia abajo por las fuerzas de atracción presentes. Esto estresan el aislamiento entre devanados y el

núcleo provocando alargamientos. cómo se presenta en la Figura 15, se tiene el desplazamiento axial

en un devanado.

Figura 15. Deformación axial del devanado

Fuente: Ocón Valdez Rodrigo (2004).

1.2.2 TANQUE / ACEITE

En esta parte se tiene la refrigeración como aceite dieléctrico, ventiladores y radiadores. Las fallas más

comunes que aparecen son la oxidación, mal estado de los radiadores y ventiladores. En estos casos se examina

15

la naturaleza o composición del aceite, la cantidad de oxígeno, presencia de agua, incremento de la

temperatura, mal funcionamiento de los rodamientos y oxidación.

1.2.3 BUSHING O AISLADOR PASATAPAS

Al permitir el paso de la corriente a través de las bobinas del transformador y evitar cortocircuito entre fases

y tanque, las fallas más comunes son el esfuerzo dieléctrico principalmente por la humedad a causa del

deterioro del empaque, sobretensiones y aparición de gases especialmente nitrógeno en el interior del Bushing.

1.2.4 CAMBIADOR DE TOMAS O CONMUTADOR BAJO CARGA

Permite la regulación de tensión en el devanado segundario de un transformador a través de los cambiadores

de tomas que actúan en los puntos de conexión, por lo cual las fallas están muy relaciones con los devanados

ya que los cambiadores de tomas permiten seleccionar el número de espiras. Existen contaminación y esfuerzos

eléctricos, descargas y extinción de arco eléctrico; esto generado por la gran cantidad de carbón, agua, gases

los cuales ayudan a la degradación del aceite y reducción del aislamiento por el aumento de la temperatura.

Todos estos sucesos provocan al final que el transformador trifásico se vea afectado negativamente. Hay fallas

que se repiten en todos los sistemas como son gases, agua, aumento de temperatura, oxidación, cortocircuitos

entre espiras entre otros, los cuales están muy relacionados al sistema de aislamiento que de cierta manera es

el encargado de minimizar algunas de estas fallas o a su vez es afectado por ellas.

1.2.5 FACTORES PRINCIPALES DE FALLA

Son factores propensos a originar estas fallas dado que incitan al deterioro en el sistema de aislamiento

provocando síntomas de deterioro tanto en el aceite dieléctrico y la celulosa.

Oxigeno: Este factor es uno de los más difíciles de mantener dado que este reacciona con el aceite

dieléctrico, provocando cambios en sus propiedades que se modifican al estar en constante procesos

químicos durante el desarrollo de sus funciones y forma los ácidos orgánicos, agua y el lodo. Por lo

cual el aceite dieléctrico podría deteriorarse así fallando su aislamiento, aparte de eso el oxígeno es

liberado por la celulosa al estar en contacto con el calor por el entorno que se encuentre el transformador

elevando la temperatura. Según la “American Society for Testing and Materials” la oxidación del aceite

comienza cuando el oxígeno se mezcla con las impurezas de hidrocarburos inestables que existen por

efectos de otros materiales presentes.

Calor: Factor que ataca principalmente la celulosa en un 90%, la degradación del aislamiento depende

del tiempo que se vea expuesto ya que este produce un envejecimiento prematuro, por lo cual la rigidez

mecánica y eléctrica disminuye provocando la destrucción del papel.

Humedad: Es una de las causas principales de fallas en los transformadores, se ubica en el sistema de

los aislamientos, por lo cual tiende a desplazarse del aceite dieléctrico al aislamiento de los devanados

y viceversa; según la temperatura provoca la disminución en las características aislantes de cada

material.

Las causas más normales que provocan la aparición de la humedad son los procesos de fabricación y

16

envejecimiento de la celulosa. En la fabricación de los transformadores es necesario darle forma al papel y

cartón en los devanados, motivo por el cual es necesario humedecer para su manipulación por lo general en

los valores de 6% y 8% establecido en la DIN EN 60641-1:2008. Cuando el proceso termina la humedad debe

ser removida usando calor, la humedad no se evapora completamente dado que los aislamientos empiezan a

perder resistencia mecánica cuando la humedad es muy baja.

Los transformadores por su utilidad en incontables ramas de la industria, tienden a enfrentarse a diferentes

entornos de los cuales en su mayoría cuentan con contaminación o condiciones que afectan el aislamiento,

donde la celulosa se ve afectada empezando a conformar oxido de carbono y moléculas de agua, provocando

que éste aumente haciendo que baje la capacidad dieléctrica o ruptura de la misma generando así cortocircuito

entre espiras.

Los efectos que produce la humedad en el sistema de aislamiento es disminuir la rigidez dieléctrica tanto en

la celulosa y aceite, acelerando la velocidad de envejecimiento de estos mismo. Cuando la humedad es superior

al 4% la rigidez dieléctrica es afectada considerablemente por lo cual se debe tomar medidas para eliminar la

humedad a niveles estables.

La temperatura no tiene una distribución uniforme, sino que en la parte superior de los arrollamientos está más

caliente bajando su nivel en la parte central y disminuyendo aún más en la parte inferior. También se tiene en

cuenta que en los arrollamientos localizamos pérdidas por el efecto borde que son más grandes que en la parte

del central. Todos estos sucesos provocan al final el arrollamiento tenga un envejecimiento más rápido

haciendo que la vida útil de estos sea afectada.

Las fallas ocasionadas por los devanados y el sistema de aislamiento son factores que llegan a determinar la

reparación o reemplazo. El reemplazo de un transformador implica darlo de baja como activo, y esto

económicamente es incrementar los cargos fijos relacionados con el uso del capital para comprar un

transformador nuevo, como se indica en la Tabla 4, provocan un costo financiero sin ninguna ganancia.

Tabla 4. Precios en Colombia de los transformadores de potencia trifásicos tipo subestación

ALTA BAJA DEVANADO (MATERIAL)

POTENCIA (KVA)

PRECIOS COP (SIN IVA)

13.800-13.200

11.400

208-120

220-127

440-254

460-266

Al-Al

Cu-Al

Cu-Cu

300

400

500

630

300

400

500

630

300

400

500

630

$19.102.800

$22.566.000

$27.126.000

$30.747.600

$26.107.200

$30.412.800

$37.784.400

$43.359.600

$28.966.800

$30.210.000

$39.900.000

$48.043.200

Fuente: Catálogo de precios en media tensión de ABB (2017).

17

Por otra parte, está reparar el transformador tomando como prioridad recuperar la disponibilidad del mismo

en un tiempo mínimo, por lo cual cuando se tiene que comprar los repuestos se garantiza un mejor desempeño

y el costo asociado a la seguridad de funcionamiento donde los factores económicos y fallas en los

transformadores de potencia deben ser mínimos buscando una vida útil más larga.

1.3. MANTENIMIENTO EN TRANSFORMADORES

Los transformadores sumergidos en aceite, en los procesos respecto al mantenimiento comparados con otros

equipos eléctricos, tienen un grado de inspección más alta cuanto a tiempos y criterios de evaluación todo

dependiendo de su capacidad, condiciones ambientales y condiciones de operación. Estos tiempos están

definidos en cronogramas y hojas de vida u hojas de seguimiento de cada activo, de esta forma se da una mayor

eficiencia a la hora de la intervención de rutina pudiendo ser esta mensual, bimestral, semestral, anual; todo

esto dependiendo de los criterios de mantenimiento sugeridos por la Norma UNE-EN 13306:2018. Los cuales

son aplicados en diferentes zonas industriales.

Las operaciones de mantenimiento de transformadores buscan que sean preventivas y predictivas; en el caso

del mantenimiento correctivo, este se evita debido a los costos que llegan a ocasionar las reparaciones y los

cortos tiempos de intervención a los que están sometidos estos equipos, y se debe tener en cuenta el tipo de

industria a la que ofrecen servicio, ubicación del activo, función del mismo, tipo de falla entre otros.

1.3.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Se define como una serie de tareas planeadas con anterioridad que se desarrollan para contrarrestar causas

conocidas de fallas dentro de un sistema, estas causas se detectan por medio de inspecciones programas en

intervalos de tiempos definidos, con el fin de evitar paradas que afecten el sector asociado al activo.

La disponibilidad y confiabilidad de un equipo, sólo es posible al desarrollar tareas preventivas que aseguren

su funcionamiento; está puede definirse como la finalidad del mantenimiento preventivo. Al desarrollar con

periodicidad prácticas de mantenimiento, se asegura disminuir las horas de interrupción que pueda provocar

el activo siendo reflejado en costos de producción.

El mantenimiento preventivo, está dividido en dos categorías, como se ilustra en el Esquema 1. Estás a su vez

están compuesta por dos subcategorías donde se evalúan los diferentes criterios establecidos por las normas

internas de cada empresa, si el activo se encuentra fuera de operación se cuenta el tiempo de desconexión,

representado en horas, se identifica la fecha donde el activo realizo su última operación teniendo en cuenta su

función, las condiciones ambientales en las que estaba expuesto, el criterio por el cual fue retirado de

operación, verificación del estado del activo por medio de su hoja de vida donde contenga información de los

ensayos eléctricos realizados observando resultados y fechas de aplicación con una inspección visual.

Si el activo está en operación los criterios son parecidos en la hoja de vida con los ensayos eléctricos y su

inspección visual, se verifica el tiempo de operación en horas. La diferencia radica en el seguimiento de

operación donde se determina la intervención con sus respectivos tiempos de desconexión, mantenimiento,

conexión y puesta en servicio.

18

Esquema 1. Desarrollo del mantenimiento Preventivo Fuente: Sistemas de mantenimiento, planeación y control (2000).

Con respecto a las estadísticas y la confiabilidad, los criterios de tiempo y uso se establecen según los

históricos, los cuales muestran fallas que pueden provocar interrupciones en el activo, estas fallas deben ser

evitadas por medio de ensayos eléctricos establecidos en mantenimientos con tiempos prudenciales de

aplicación. Para tener en cuenta cuales ensayos se deben realizar se deben tener los criterios básicos con base

en el tiempo, donde se entra a especificar cada cuanto ocurre la falla y su ubicación dentro del activo y con

base en el uso en donde se especifica la función del activo y los equipos asociados a él. El principal objetivo

es poder contar con tiempos óptimos de intervención sin afectar otras funciones paralelas.

1.3.2 MANTENIMIENTO CORRECTIVO

Es utilizado al intervenir el activo al evidenciar una falla total o parcial lo cual se considera una desventaja por

los tiempos y costos. Estudios realizados por IMIA Working Group a 94 transformadores, con potencias

iguales o superiores, situados en diferentes partes del mundo expuestos a diferentes entornos, dan un porcentaje

de fallas reflejado en costos adquiridos en su reparación, como se observa en la Tabla 5.

Estos costos generados por fallas representan una inversión mayor a solo depender del mantenimiento

correctivo, el cual no se realiza inmediatamente después de detectarse, sino se retrasa de acuerdo a su

importancia y sector que se encuentre ubicado el activo, pero muchas veces con el fin de evitar consecuencias

inaceptables se debe realizar paradas provocando atrasos y perdida de producción, generando aumento en los

costos asociados.

El mantenimiento correctivo está situado en dos situaciones, como se ilustra en el Esquema 2, al ocurrir una

falla esta se determina menor o mayor. No existiendo términos medios. Una falla menor tiene como prioridad

el tiempo necesario para su revisión y reparación para retornar el activo a operación, en lo cual diferentes

maniobras entran a desarrollarse como lo es servicio, salvamento, reacondicionamiento. En general se busca

devolver el activo de la manera más rápida a operación teniendo en cuánta las normas internas de cada

industria.

19

Tabla 5. Costos por fallas en 94 transformadores durante 1997-2001

Tipo de Falla Cantidad Costo

Fallas de aislamiento 24 $149.967.277

Diseño/Mat/Manof 22 $64.696.051

Desconocidos 15 $ 29.776.245

Contaminación de aceite 4 $ 11.836.367

Sobrecarga 5 $ 8.045.771

Fuego/explosión 3 $ 4.959.691

Descarga en líneas 4 $ 3.518.783

Mant. /Op. Inadecuado 5 $ 3.518.783

Inundaciones 2 $ 2.240.198

Conexiones flojas 6 $ 2.186.725

Descargas atmosféricas 3 $ 657.935

Humedad 1 $ 175.000

Total 94 $ 286.628.811

Fuente: IMIA W.G (2007)

Una falla mayor es cuando el activo se tiene necesariamente que sacar de operación para su reparación o

reconstrucción, esto dependiendo del alcance y daño ocasionados; en este tipo de fallas se toma más tiempo

las maniobras ya que se debe recurrir al activo de respaldo al cual también hay que realizarles inspecciones y

un mantenimiento predictivo, asegurando así un mayor grado de confiabilidad. En los transformadores

trifásicos en base a este mantenimiento se busca la aplicación cuando se acerca el fin de la vida útil y es

necesario reparaciones y reconstrucción siendo de más bajo costo.

Esquema 2. Actividades del mantenimiento Correctivo Fuente: Sistemas de mantenimiento, planeación y control (2000).

20

Figura 12. Curva de bañera Fuente: (Flores. W, 2011)

1.3.3 MANTENIMIENTO PREDICTIVO

El mantenimiento predictivo tiene las mismas bases del mantenimiento preventivo, solo diferenciado a que se

basa en la medición, monitoreo y seguimiento de variables físicas que puedan llegar a afectar el debido

funcionamiento de un equipo. El mantenimiento predictivo relaciona una variable física con el desgaste o

estado de una máquina (Duffua, Raouf & Dixon, 2000). La finalidad de este proceso es general señales de pre

alarma o avisos que permitan la correcta actuación frente a una situación de alerta, por lo cual, muchas veces

el mantenimiento preventivo y predictivo van de la mano en su objetivo de preveer y disminuir fallas.

Cuando se habla del mantenimiento en transformadores sumergidos en aceite se tiene en cuenta la curva de

bañera presentada en la Figura 16, esta representa la visión clásica de vida útil de un equipo. Se identifican

tres zonas: zona infantil o de fallos iniciales, zona de madurez o fallos relativos a tensión y la zona de desgaste.

Según esta visión clásica, el mantenimiento de los equipos debe darse en los límites de las zonas 2 y 3. De esta

forma se controla o extiende la zona de madurez o de vida útil retardando la zona critica de fallos.

Pero esto no es del todo cierto, la vida útil de un equipo está dada por múltiples factores que pueden ser

climáticos, ambientales, mecánicos y físicos que pueden acelerar o retardar los posibles fallos a presentar. Por

tal motivo hoy en día el mantenimiento predictivo ha tomado un lugar de importancia en la industria.

Este tipo de mantenimiento asegura la correcta función y extensión de la vida útil de los equipamientos donde

el análisis periódico del aislamiento es una herramienta clave para monitorear el estado del transformador

otorgando información relativa al estado del aceite y permite la detección de posibles causas de falla por altas

temperaturas o vibraciones.

Figura 16. Curva de bañera

Fuente: Flores. W (2011).

21

1.3.4 ENSAYOS ELÉCTRICOS

En los transformadores trifásicos se realizan ensayos eléctricos en los tres componentes principales sujetos a

provocar fallas, como son los devanados, la celulosa y el aceite dieléctrico que conforman el sistema de

aislamiento. De estos componentes el aceite dieléctrico y los devanados son los más visibles para realizar los

ensayos, con lo cual se obtiene información de sus características principales que son fundamentales para

condiciones de operación óptimas, no siendo el caso de la celulosa ya que se encuentra en la interior del

transformador siendo más complejo su mantenimiento de rutina.

Durante la puesta de servicio y funcionamiento es necesario que el diagnóstico del transformador sea

favorable, para mantener su vida útil y a su vez su correcto funcionamiento. Existen diferentes ensayos

eléctricos enfocados a resolver fallas y su detección, generalmente utilizados por empresas en el sector

eléctrico industrial, éstos están establecidos en la Norma Técnica Colombiana 380-2001. Las fallas en los

devanados más típicas como son deformación mecánica, cortocircuito a tierra, cortocircuito entre devanados

o entre espiras, problemas de contactos y circuitos abiertos; en la mayoría de ocasiones es por falta de un

correcto mantenimiento o al transportar el transformador.

1.3.4.1 ENSAYO TIPO

Son los ensayos realizados a un transformador representativo para demostrar el cumplimiento de los requisitos

específicos de fabricación. Entre esos ensayos están los tipos no destructivos los cuales no afectan el activo, y

los tipos destructivos que buscan identificar los límites que soportan las partes del transformador por ejemplo

devanados y cuba, los cuales algunos son:

Tensión de impulso tipo descarga atmosférica: Simula el comportamiento de un impulso tipo rayo de

tensión o de corriente que afecta los equipos lo cual se busca si existen fallas después de la simulación o el activo sigue en buen funcionamiento.

Calentamiento: Se busca subir la temperatura de los fluidos del transformador y mirar su comportamiento e los elementos como devanado y núcleo.

1.3.4.2 ENSAYO DE RUTINA

Son los ensayos eléctricos realizados a cada uno de los transformadores de potencia o de distribución

verificando su estado actual en los mantenimientos entre estos ensayos se encuentran:

Medición de la resistencia (óhmica) del devanado: Se realiza para evaluar los posibles daños en los

devanados o problemas de contacto, como el de las bornas en los devanados, los devanados con el

cambiador de toma. También se utiliza para comprobar el cambiador de tomas bajo carga (OLTC) por

lo cual se puede detectar fallas sin necesidad de abrir el compartimiento del cambiador de tomas

(OMICRON, 2016)

Medición de la relación de transformación (TTR): Se realizan para verificar el principio fundamental

de funcionamiento de un transformador. Midiendo la relación y el ángulo de fase de un devanado de

22

otro, pueden detectarse circuitos abiertos y espiras de cortocircuito. La relación de transformación se

determina durante las pruebas de aceptación en fabrica (FAT) y que comprueba de forma rutinaria

cuando el transformador está en servicio (ABB, 2017).

Medición de la impedancia en cortocircuito / reactancia de dispersión: Son métodos sensibles para evaluar la posible deformación o desplazamiento de los devanados. Unos cortocircuitos graves o el

transporte del transformador pueden hacer que los devanados se muevan o se deformen. En eventos como estos, son recomendables las pruebas de impedancia en cortocircuito / reactancia de dispersión.

(OMICRON, 2016)

Medición de la capacitancia y el factor de potencia/factor de disipa: Se realizan para investigar el estado del aislamiento de los transformadores y las bornas. Ambos sistemas de aislamiento son esenciales

para el funcionamiento confiable del transformador. Una alta conductividad del aceite, el envejecimiento y un aumento en el contenido de agua son síntomas del proceso de degradación del

aislamiento. Estos síntomas producen también un aumento de las perdidas, que pueden cuantificarse midiendo el factor de potencia o el factor de disipación. (MEGGER, 2016)

Medición de la corriente de excitación: se llevan a cabo para evaluar el aislamiento entre espiras de los

devanados, el circuito magnético de un transformador, así como el cambiador de tomas. La ventaja

más valiosa de la prueba es detectar cortocircuitos entre espiras en un devanado. Un apilamiento

defectuoso de la laminación del núcleo o un acero del núcleo de baja calidad puede influir en la

reluctancia del núcleo y, por lo tanto, dará lugar a un cambio en la corriente de excitación. Las

desviaciones también pueden indicar un desgaste del contacto o un cableado incorrecto del cambiador

de tomas. (OMICRON, 2016)

Análisis Fisicoquímico: Conjunto de pruebas, mediante la cual se identifican diferente estado el aceite

dieléctrico del transformador como el porcentaje del agua en el papel aislante, niveles de oxidación en

el papel aislante. Se realiza en la mayoría de los mantenimientos o procedimientos establecidos en las

empresas por su fácil realización principalmente con una muestra llevada al laboratorio, el cual entrega

un informe con los resultados correspondientes. (EMGESA, 2016).

1.3.4.3 ENSAYOS ESPECIALES

Son aquellos ensayos acordados por el fabricante y comprador en algunos mantenimientos o traslados de

transformadores, los cuales se tienen.

Análisis De Respuesta (En Frecuencia) Dieléctrica: El objetivo de este ensayo es determinar la curva

de respuesta en frecuencia de la función de transferencia del conjunto eléctrico dieléctrico- magnético

– mecánico del transformador de potencia, por lo cual, se busca detectar fallas como son el movimiento

en el núcleo magnético y daños en los arrollamientos (perdidas de aislamiento, deformaciones,

humedad, etc.). (MEGGER, 2016).

Análisis de respuesta en frecuencia de barrido (SFRA): Se utiliza para identificar problemas mecánicos

o eléctricos en los devanados, contactos o núcleos de los transformadores de potencia. Unos cortocircuitos graves o golpes durante el transporte del transformador pueden hacer que el devanado

23

se mueva o se deforme. Desde que se introdujo la norma IEC 60076-18, este método se ha convertido

en una de las pruebas eléctricas comunes y su aceptación en el mercado ha aumentado en consonancia.

(ABB, 2017)

Análisis de descargas parciales: Las descargas parciales (PD) pueden dañar los materiales del

aislamiento en las bornas y devanados de los transformadores de potencia. Esto puede producir graves

fallas y costosas interrupciones. Se observan DP en las bornas de transformadores de potencia y

devanados si el material de aislamiento entre los diferentes potenciales de tensión envejece, se

contamina o es defectuoso.

La medición de DP es un método confiable y no destructivo que se utiliza para diagnosticar el estado

del sistema de aislamiento de un transformador de potencia. Se lleva a cabo durante las pruebas de

aceptación en fábrica, la puesta en servicio in situ y las pruebas de mantenimiento de rutina para

detectar defectos críticos y evaluar los riesgos. (OMICRON, 2016)

Localización de descargas parciales: Las descargas parciales (DP) pueden causar daños del

transformador de potencia, mucho antes de que falle el aislamiento realmente. Incluso después de la

detección y el análisis, es esencial saber exactamente donde se encuentran los defectos de aislamiento

en el transformador. Mediante las mediciones de DP acústicas, pueden localizarse con precisión los

puntos débiles o defectos del aislamiento.

Una vez que se conoce la ubicación exacta de los defectos, se pueden planificar y ejecutar medidas

correctivas de manera eficiente para evitar la falla. Las mediciones de DP acústicas se llevan a cabo

después detectarse una DP durante las pruebas de aceptación en fábrica, y son parte integrante de

mediciones de diagnóstico in situ durante la vida útil de los transformadores de potencia. (MEGGER,

2016)

Los ensayos especiales descritos están guiados a los componentes del transformador difíciles de realizarles los

mantenimientos estándares, por lo cual cada ensayo eléctrico está normalizado y cuenta con los equipos

especializados para su realización.

24

2. ENSAYOS ELÉCTRICOS APLICADOS EN MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Los transformadores trifásicos sumergidos en aceite son los elementos eléctricos más costosos e importantes

en un sistema industrial, por lo cual se debe asegurar una operación en condiciones que garanticen su óptimo

funcionamiento, alejado de posibles factores de daño como lugares húmedos, altas temperaturas,

contaminación ambiental, ambientes corrosivos; entre otros. Por lo tanto, se debe verificar por medio de

diagnósticos desarrollados y empleados en técnicas de mantenimiento los diferentes factores que puedan

afectar el funcionamiento de un transformador, estas técnicas van dirigidas a detectar estos inconvenientes de

una manera eficiente y segura.

Las estadísticas presentadas en la Figura 13 ratifican que las fallas más frecuentes en los transformadores son

causadas por problemas en el aislamiento, particularmente en los devanados y sistema de aislamiento,

generando costos altos en las industrias, ver Tabla 5. El mantenimiento predictivo tiene como objetivo

encontrar fallas incipientes en las partes del transformador a través de diferentes ensayos eléctricos asociados

a los devanados y sistema de aislamiento. Esto con el fin de seleccionar tiempos adecuados para realizar

actividades correspondientes a la situación encontrada, dando lugar a reparaciones en sitio, retiro del activo o

mantenimiento correctivo dependiendo del tipo falla.

En los últimos años se han desarrollado diferentes ensayos eléctricos. La base común de todos es el diagnóstico

eficiente y en sitio, dada la complejidad de la ubicación y de requerir maniobras de desconexión del

transformador a probar. En conjunto, estos ensayos eléctricos proporcionan diferente información sobre estado

actual del activo permitiendo un diagnóstico más puntual.

2.1 ENCUESTA

Teniendo en cuenta la información anterior, se quiere determinar cuáles son los (5) ensayos eléctricos más comunes en la práctica de mantenimiento en devanados y el sistema de aislamiento, para ello se realiza una

encuesta cerrada2.

En Colombia las empresas que realizan una actividad económica deben estar registradas ante la Cámara de

Comercio de su respectiva ciudad. A partir del año 2000, las cámaras de comercio del país se rigen por la

Clasificación Internacional Industrial Uniforme (CIIU).

El código CIIU es la clasificación internacional de referencia de las actividades económicas; tiene como

principal objetivo realizar un conjunto de categorías por actividades, en las cuales se pueden recopilar y

presentar información detallada de cada empresa. Las actividades económicas relacionadas con los

transformadores (mantenimiento, fabricación, ensayos eléctricos) están publicadas en la base de clasificación

de actividades económicas de la Cámara de Comercio de Bogotá DC, dando detalladamente las descripciones,

aquellas que hacen referencia a transformadores se relacionan a continuación:

2711: La fabricación de transformadores de energía eléctrica, tales como los de distribución (ejemplo:

tipo convencional de poste) y los especializados (ejemplo: transformadores de subestación); motores

eléctricos, generadores y conjuntos generador-máquina motriz (definidos como generadores eléctricos

2 Son las que piden al encuestado que elija entre un conjunto de respuestas, como “si/no” o entre una lista de opciones múltiples.

25

accionados de diversas formas; los hay de manivela o de pedal, los cuales son presentados sin

máquina). (Cámara de Comercio de Bogotá DC, 2019)

3314: El mantenimiento y reparación especializado, realizado a cambio de una retribución o por

contrata, de transformadores eléctricos de energía, equipos de distribución, transmisión y control de

energía; motores y generadores eléctricos; interruptores, aparatos y paneles de control de encendido;

relés y controles industriales; baterías no recargables (primarias) y de almacenamiento eléctrico;

equipos eléctricos de iluminación; dispositivos transportadores y no transportadores de corriente para

circuitos eléctricos cableados, máquinas eléctricas para soldadura, de máquinas de limpieza ultrasónica

(excepto de laboratorio y dentales), cables de fibra óptica para la transmisión de imágenes en directo,

dispositivos y aparatos de conmutación. (Cámara de Comercio de Bogotá DC, 2019)

2.2 OBJETIVO GENERAL DE LA ENCUESTA

Establecer cuáles son los cinco (5) ensayos eléctricos, que comúnmente se emplean en el mantenimiento

predictivo de devanados y sistemas de aislamiento de transformadores trifásicos sumergidos en aceite.

2.3 OBJETIVOS ESPECIFICOS DE LA ENCUESTA

1. Conocer los dos ensayos eléctricos más aplicados en devanados.

2. Conocer los dos ensayos eléctricos más aplicados a sistemas de aislamiento.

3. Consultar aquellos ensayos eléctricos que son desconocidos por algunas empresas y que exista el

interés de conocer y aplicar uno.

2.4 SELECCIÓN DE LA MUESTRA

El geo portal DANE del Directorio Estadístico de Empresas, contiene información sobre la identificación y

ubicación de todas las empresas activas en la ciudad de Bogotá DC al año 2017, y dado que los CIIU

relacionados cuentan con variables de equipos eléctricos y sectores asociados, se aplican los siguientes criterios

de selección:

Mantenimiento en transformadores trifásicos sumergidos en aceite

Ensayos eléctricos a transformadores trifásicos sumergidos en aceite.

Mantenimiento en subestaciones de alta, media y baja.

Empresa activa

Clientes industriales que contengan transformadores de potencia o de distribución en sus sectores de

operación.

Entidades con trayectoria.

Adicional a los criterios anteriormente mencionados se consulta las siguientes empresas por su importancia en

el sector eléctrico.

26

EMGESA S.A: Generadora de energía eléctrica, cuenta con transformadores en diferentes plantas los

cuales son revisados por personal propio de mantenimiento eléctrico y posee características de

confiabilidad en el sector eléctrico.

CODENSA S.A: Operador de red y distribuidor de energía eléctrica de Bogotá DC, el cual tiene unas

cantidades considerables de transformadores de distribución a su servicio en la industria

ERASMUS LTDA: empresa que distribuye y desarrolla instrumentos de medidas con los cuales se

realizan gran variedad de ensayos eléctricos, entre las cuales están OMICRON, PFIFFNER, VAISALA, METREL entre otras marcas en Bogotá DC.

Se presentan en la Tabla 6 las empresas que cumplen con los criterios de selección.

Tabla 6. Empresas que cumplen los criterios de selección

# NOMBRE SERVICIOS

1 PRODIELCO Mantenimiento a subestaciones

2 SPT INGENIERÍA Ensayos eléctricos

3 INTERSERVICIOS G&C LTDA Mantenimiento preventivo

4 ABC INGENIERIA TRANSFORMADORES SAS Mantenimiento y ensayos eléctricos

5 FYR INGENIEROS LTDA Mantenimiento a subestaciones

6 DYR INGENIERIA ELECTRICA S.A.S. Ensayos eléctricos

7 AWA INGENIERIA LTDA. Fabricación de transformadores

8 ERASMUS Distribuidora equipos eléctricos

9 ENEL-EMGESA Generadora eléctrica

10 ENEL-CODENSA Operador de red

11 INCOEL S.A.S Mantenimiento y ensayos eléctricos

12 FLEISCHMANN COLOMBIA S.A.S Mantenimiento a transformadores

13 SCHNEIDER ELECTRIC S. A Puesta en servicio y mantenimiento

14 INGEDELEC S.A.S. Mantenimiento preventivo

15 DAGELEC LTDA Mantenimiento subestaciones

16 MONTAJES SAVART S.A.S. Mantenimiento a subestaciones

17 ELÉCTRICOS INGENIERIA Y SERVICIOS S.A.S. Ensayos eléctricos y mantenimiento

18 ABB LTDA Fabricación de transformadores

19 TRANSFORMADORES INDUELECTRO E.U. Fabricación de transformadores

20 SIEMENS SOCIEDAD ANONIMA Fabricación y mantenimiento Fuente: Elaboración propia

2.5 ESTRUCTURA DE LA ENCUESTA

La encuesta empleada (ver Anexo A) en la recolección de la información contiene en el encabezado los datos

referentes a fecha, nombre, empresa, cargo. la pregunta 1 y 2 verificando los ensayos eléctricos aplicados en

devanados, mientras que la pregunta 3 y 4 en el sistema de aislamiento.

27

2.6 RESULTADOS DE LA ENCUESTA APLICADA

Se realizó la aplicación de la encuesta en la muestra seleccionada teniendo un porcentaje de respuesta del 75%.

Se presentan a continuación los resultados obtenidos por cada pregunta realizada.

2.6.1 RESULTADOS PREGUNTA UNO (1)

Del listado de ensayos eléctricos realizados en devanados; seleccione máximo tres que se realizan con

frecuencia en el proceso de mantenimiento y fabricación en transformadores trifásicos sumergidos en aceite.

Los resultados son presentados en la Tabla 7 y Gráfica 1.

Tabla 7. Resultados de la pregunta uno

ENSAYOS ELÉCTRICOS

EN DEVANADOS

Medición de la resistencia

(óhmica) del devanado

PORCENTAJE

(%)

34,9

REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LOS

RESULTADOS

Medición de la relación de

transformación (TTR)

34,9

Medición de la impedancia en

cortocircuito

16,28

Medición de la corriente de

excitación

Análisis de respuesta en

frecuencia de barrido (SFRA)

11,63

2,33

Gráfica 1.Representación de los resultados pregunta uno

Análisis de descargas parciales 0

Fuente: Elaboración propia

.

2.6.2 RESULTADOS PREGUNTA DOS (2)

Para el mismo listado de ensayos eléctricos relacionado en el numeral anterior, indique aquellos ensayos

eléctricos que no distingue pero que por referencia o por su denominación le llaman la atención.

Los resultados son mostrados en la Tabla 8 y Gráfica 2.

PO

RC

EN

TAJE

28

PO

RC

EN

TAJE

Tabla 8. Resultados de la pregunta dos

INTERES EN ENSAYOS

ELÉCTRICOS

PORCENTAJE

(%)


RESULTADOS

Medición de la resistencia

(óhmica) del devanado

0 44,0

Medición de la relación de

transformación (TTR)

0 45

40

32,0

Medición de la impedancia

en cortocircuito

12,0 35

30

25

Medición de la corriente de 12,0 20

excitación 15 12,0 12,0

Análisis de respuesta en 44,0 10

frecuencia de barrido (SFRA) 5 0 0

Análisis de descargas

parciales

32,0 0

Gráfica 2. Representación de los resultados pregunta dos


2.6.3 RESULTADOS PREGUNTA TRES (3)

Del listado de ensayos eléctricos realizados en el sistema de aislamiento (aceite dieléctrico y celulosa);

seleccione máximo cuatro que se realizan con frecuencia en mantenimiento y fabricación de transformadores

trifásicos sumergidos en aceite. Los resultados son mostrados en la Tabla 9 y Gráfica 3.

Tabla 9. Resultados de la pregunta tres

ENSAYOS ELÉCTRICOS EN

SISTEMA DE AISLAMIENTO

Medición de la capacitancia y el

factor de potencia

Análisis De Respuesta (En

Frecuencia) Dieléctrica

PORCENTAJE

(%)

17,8

4,4


RESULTADOS

Termo filtrado al vacío del aceite 13,3

Localización de descargas parciales 0

Medida de la resistencia de

aislamiento

33,3

Análisis fisicoquímico 31,1

La espectroscopia del dominio de 0

frecuencia

Medición de la corriente de 0

despolarización y polarización


Gráfica 3. Representación de los resultados pregunta tres

PO

RC

EN

TAJE

29

2.6.4 RESULTADOS PREGUNTA CUATRO (4)

Para el mismo listado de ensayos eléctricos relacionados en el numeral anterior, indique aquellos ensayos

eléctricos que no distingue pero que por referencia o por su denominación le llaman la atención. Los resultados

son mostrados en la Tabla 10 y Gráfica 4.

Tabla 10. Resultados de la pregunta cuatro

INTERES EN ENSAYOS

ELÉCTRICOS

Medición de la capacitancia y el

factor de potencia

Análisis De Respuesta (En

Frecuencia) Dieléctrica

PORCENTAJE

(%)

0

32,4


RESULTADOS

Termo filtrado al vacío del aceite 8,1

Localización de descargas parciales 13,5

Medida de la resistencia de 0

aislamiento

Análisis fisicoquímico 0

La espectroscopia del dominio de

frecuencia

Medición de la corriente de

despolarización y polarización


24,3

21,6

Gráfica 4. Representación de los resultados pregunta cuatro.

2.7 ANÁLISIS DE LA INFORMACION OBTENIDA

A continuación, se realiza el análisis de la información obtenida de la aplicación de la encuesta para las cuatro

preguntas establecidas.

2.7.1 PREGUNTA UNO (1).

Los ensayos eléctricos más utilizados en los devanados al desarrollar mantenimiento son: medición de

resistencia (óhmica) del devanado (39,4%), medición de la relación de transformación (39,4%), medición de

la impedancia de corto circuito (16,28%), medición de la corriente de excitación (11,63%), análisis de

respuesta en frecuencia de barrido (2,33%) y análisis de descarga parciales (0%).

Los cuatro ensayos eléctricos que obtuvieron porcentaje de aplicación son utilizados para detectar falencias en

los devanados, la diferencia de sus porcentajes radica en aspectos tales como: tiempos requeridos de ejecución,

diagnósticos de la posible falla, entre otros.

Teniendo en cuenta que el objetivo es conocer los dos ensayos eléctricos más representativos en los devanados

se identifica el de medición de resistencia óhmica y relación del transformación. Los ensayos eléctricos con

más influencia, son precisos en su realización dando ventajas frente a la ubicación del activo, los múltiples

PO

RC

EN

TAJE

30

equipos utilizados en la actualidad, las características principales de estos ensayos en el mantenimiento

predictivo es la sencillez de su aplicación dando menores tiempos de desconexión del activo retornándolo a la

normalidad casi inmediatamente y su análisis en campo, lo que ofrece una ventaja a la toma de decisiones

dependiendo el resultado obtenido. Las fallas que se detectan entregan indicadores los cuales son de referencia

para situaciones semejantes y establecer acciones predictivas y preventivas.

2.7.2 PREGUNTA DOS (2)

Los ensayos eléctricos más destacados son el análisis de respuesta en frecuencia de barrido (44%), el análisis

de descarga parciales (32%), medición de la corriente de excitación (12%), medición de la impedancia de corto

circuito (12%), medición de resistencia (óhmica) del devanado (0%) y medición de la relación de

transformación (0%).

De los cuatro ensayos eléctricos que obtuvieron porcentaje de interés, se infiere que la medición de la corriente

de excitación y la medición de la impedancia de corto circuito son aplicadas en la industria. Sin embargo, hay

empresas que no aplican uno de los dos ensayos eléctricos desconociéndolos y evidenciado un interés en su

aplicación.

Asumiendo el interés en conocer el ensayo eléctrico más representativo en los devanados se obtiene como

resultado: Análisis de respuesta en frecuencia de barrido (SFRA).

2.7.3 PREGUNTA TRES (3)

El mantenimiento predictivo en el aceite dieléctrico y celulosa contienen una gran variedad de ensayos

eléctricos dado la dificultad de una inspección visual por su construcción, por lo cual en la actualidad se

presentan diferentes alternativas con un análisis más profundo en diferentes visualizaciones que ofrece una

mayor percepción de ubicación y causa de la falla.

Como resultado se obtiene que los ensayos eléctricos aplicados en aceite dieléctrico y celulosa

porcentualmente son: medida de la resistencia de aislamiento (33.3%), análisis fisicoquímico (31,1%),

medición de la capacitancia y el factor de potencia (17,8%), termo filtrado al vacío del aceite (13,3%), análisis

de Respuesta (en frecuencia) dieléctrica (4,4%), localización de descargas parciales (0%), la espectroscopia

del dominio de frecuencia (0%), y medición de la corriente de despolarización y polarización (0%).

El objetivo propuesto es conocer los dos ensayos eléctricos más representativos en el sistema de aislamiento

por lo cual el ensayo es: la medida de la resistencia de aislamiento y el análisis fisicoquímico. Los diferentes

aislamientos presentes nos arrojan una respuesta en diferentes sectores del transformador tanto en baja como

en alta, el mantenimiento predictivo busca recaudar la mayor información posible.

2.7.4 PREGUNTA CUATRO (4)

Los ensayos eléctricos de más interés en su aplicación en el sistema de aislamiento son el análisis de respuesta

(en frecuencia) dieléctrica (32,4%), la espectroscopia del dominio de frecuencia (24,3%), medición de la

corriente de despolarización y polarización (21,6%), localización de descargas parciales (13,5%), termo

filtrado al vacío del aceite (8,1%), la medida de la resistencia de aislamiento (0%), análisis fisicoquímico (0%)

y medición de la capacitancia y el factor de potencia (0%).

31

En la actualidad los equipos eléctricos son más avanzados, con los cuales se realizan ensayos de una manera

más rápida y fácil, esto puede generar que algunos de estos no sean muy conocidos en la industria. En énfasis

a esto los ensayos eléctricos más representativo es el análisis de respuesta (en frecuencia) dieléctrica el cual es

la unión de la espectroscopia del dominio de frecuencia, y la Medición de la corriente de despolarización y

polarización los cuales tienden a desarrollar el mantenimiento predictivo hacia el futuro por su interés de

aplicación y obtención de información a tiempos cortos.

2.8. ENSAYOS ELÉCTRICOS REPRESENTATIVOS

Se hace necesario consultar el marco regulatorio de los ensayos eléctricos seleccionados, con el fin de

establecer los parámetros establecidos de evaluación de resultado, también se consultan los manuales de uso,

conociendo así las características de los equipos que se encuentren normalizados bajo estándares

internacionales y por los cuales es posible cada una de los ensayos eléctricos.

2.8.1 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS

Los devanados del transformador son de gran importancia en su funcionamiento principal, por tal motivo se

debe tener en cuenta su mantenimiento por medio de ensayos eléctricos, dada la imposibilidad de acceder a

los devanados y verificar su estado actual debido a la forma constructiva del transformador trifásico sumergido

en aceite.

La resistencia del devanado siempre se define como la resistencia DC (la resistencia activa o real) de un

arrollamiento en ohmios (Ω), el objetivo de la medición es confirmar que la resistencia no presenta variaciones

respecto a ensayos eléctricos realizados en mantenimientos previos, los cuales son registrados en la hoja de

vida del activo o medidas proporcionadas por el fabricante.

Una vez obtenidas las medidas se debe tener en cuenta la comparación de los resultados y el porcentaje de

desviación de las mismas dadas en la norma IEEE Std C57.152-2013 y el Technical Brochure N°445 de Cigré,

las cuales sugieren un máximo del 2 a 3%, donde si se supera esta deviación significa la presencia de una

anomalía, como se puede observar en la Tabla 11 las mediciones relacionadas con H3 presenta un incremento

en la resistencia del devanado notorio a comparación de los otros devanados.

Tabla 11. Anomalías en un devanado del transformador

DEVANADO DE ALTA

H1-H2 (Ω) H2-H3 (Ω) H3-H1 (Ω)

0,142 0,153 0.153

H1-H0 (Ω) H2-H0 (Ω) H3-H0 (Ω)

0,072 0,072 0,084

Fuente: Amperis, 2019

La desviación por lo general se calcula con la resistencia de referencia del transformador o con la obtenida en

la hoja de vida por mediciones anteriores de mantenimiento o puesta en servicio. En la Ecuación 1 se presenta

la modificación del cálculo el error relativo (Rodríguez Barrera, 2011, p.19) para la aplicación y obtención de

porcentajes si la resistencia de referencia se desconoce se utilizan las resistencias medidas de los otros

devanados dado que deben ser iguales, realizando las diferentes combinaciones ninguna debe superar el límite

desviación establecido.

32

Donde,

Rf = Resistencia de referencia

Rm = Resistencia medida

% 𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 − 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎

𝑟𝑒𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

Ecuación 1. Porcentaje de desviación

Las posibles anomalías son ocasionadas por malas conexiones de los equipos, puentes abiertos o deteriorados

y espiras de los devanados en cortocircuito. Cuando no existen anomalías o fallas tanto humanas como

eléctricas, las mediciones de resistencia de devanados no tienen porcentajes altos de desviación tanto en los

devanados de alta como en los de baja con sus respectivos taps, por ejemplo, las medidas de la Tabla 12.

Tabla 12. Valores medidos de resistencia de devanados en parte de alta del transformador de potencia

TAP DEVANADO DE ALTA H1-H2 (Ω) H2-H3 (Ω) H3-H1 (Ω)

1 2,738 2,738 2,739 H1-H0 (Ω) H2-H0 (Ω) H3-H0 (Ω) 1,380 1,381 1,380

TAP DEVANADO DE BAJA X1-X2 (mΩ) X2-X3 (mΩ) X3-X1 (mΩ)

N/A 16,340 16,330 16,350

Fuente: Tracol Transformadores de Colombia (2017).

Una apreciación que se observa en la Tabla 12 son los rangos de las mediciones que por lo general están en

mili ohmios (mΩ) por el lado de baja tensión, En alta tensión normalmente está en ohmios (Ω), buscando la

menor cantidad de pérdidas generadas por el conductor.

Al realizar la medición de resistencia de devanados se toma la temperatura, en las mediciones presentadas en

la Tabla 12 estas fueron realizadas a una temperatura de 30°C, por lo tanto, se debe realizar una corrección de

temperatura a 75°C establecido en la IEC 60076-1:2013 y la IEEE Std 62-2005. La cual se realiza con la

Ecuación 2 (IEEE C57-2013, p.28), teniendo en cuenta que la temperatura de los bobinados se supone igual

que la temperatura del líquido aislante siempre que este cumpla con el requisito de estar sin excitación en un

tiempo prudencial.

Rs = Rm ∗ (Ts + Tk)

(Tm + Tk)

Ecuación 2. Corrección por temperatura

Donde,

Rs = Resistencia corregida a Ts

33

Rm = Resistencia Medida

Ts = Temperatura a referenciar

Tm = Temperatura al cual se midió Rm

Tk = coeficiente de temperatura por resistividad 234,5 (Cobre) o 228 (aluminio)

Al realizar la corrección por temperatura con las mediciones de la Tabla 12 a 75°C y considerando el

coeficiente de resistividad del cobre, se obtienen los resultados presentados en la Tabla 13; donde el aumento

de la resistencia es considerable con el objetivo de calcular las pérdidas generadas por el conductor a esta

temperatura.

Tabla 13. Corrección de temperatura a 75°C

TAP DEVANADO DE ALTA H1-H2 (Ω) H2-H3 (Ω) H3-H1 (Ω)

1 3,2038 3,2038 3,2049 H1-H0 (Ω) H2-H0 (Ω) H3-H0 (Ω) 1,614 1,615 1,614

TAP DEVANADO DE BAJA X1-X2 (mΩ) X2-X3 (mΩ) X3-X1 (mΩ)

N/A 19,119 19,1082 19,1316

Fuente: Tracol Transformadores de Colombia (2017).

Existen transformadores trifásicos que dependiendo su aplicación cuentan con más tap o devanados de salida,

tal como lo establece la Norma Técnica Colombiana (NTC) 317, a los cuales se les puede realizar un análisis

de manera gráfica visualizando su comportamiento frente a las demás fases del devanado a las diferentes

temperaturas que se vea exigido el activo, entre otras. Estas gráficas se pueden realizar de manera manual o

con un equipo de alta precisión los cuales realizan automáticamente todos los cálculos y presentación de los

mismos.

Figura 17.Resultados de la resistencia de devanado en alta de un transformador de distribución de 11 taps Fuente: Ómicron (2015).

34

Como se observa en la Figura 17 se tienen las fases de un transformador de distribución con 11 tap por el lado

de alta tensión con su respectiva resistencia de devanado corregida por temperatura. Se observa una desviación

en el Tap 6 considerable en la Fase A y C a comparación de la Fase B y demás resultados de los otros tap. Los

grupos de conexión en los transformadores están relacionados por las conexiones en los devanados, definidas

a continuación:

Conexión Estrella: Es aquella que tiene como punto común (neutro) uniendo tres extremos con la

misma polaridad de los devanados, ver Figura 18a.

Conexión Triangulo o Delta: Es aquella donde se unen continuamente los extremos opuestos de cada

dos devanados hasta cerrar el circuito, observar Figura 18b.

a) b)

Figura 18. Conexión de los devanados : a) Estrella, b) Triangulo Fuente: Separata del Curso Transformadores de Potencia (2017)

La identificación de las conexiones de los devanados se realiza en la placa de características de los

transformadores, donde el lado de alta tensión esta referenciado con las letras “U- V- W” o “H1-H2-H3”

mientras que por el lado de baja tensión es identificado con las letras “X- Y- Z” o “X1-X2-X3” y un neutro

físico este está marcado por lo general “Pn -X0-H0” como se ilustra en la Figura 19.

Figura 19. Identificación de los devanados y su conexión interna

Fuente: ABB (2019)

35

Una vez identificadas las bobinas se mira el grupo de conexión del transformador el cual tiene la primera letra

en mayúscula “D o Y” perteneciente a la bobina primaria y la segunda letra en minúscula “d o y”

correspondiente a la bobina secundaria, en el caso del neutro este asociado con las letras “N o n”, como se

observa en la Figura 20. Dependiendo el devanado que se encuentre ubicado, esto seguido por el índice horario

a) b)

Figura 20. Identificación del neutro con su ubicación : a) Grupo de conexión sin neutro, b). Grupo de conexión con neutro Fuente: INATRA (2019).

La medición de la resistencia de devanados establecido por la Norma Técnica Colombiana (NTC) 375 sugiere

dos opciones, las cuales tienen como objetivo realizar medidas de la mejor manera, así obteniendo resultados

con un grado de confiabilidad alto. La mayoría de equipos usados por las empresas tienen como principio

alguno de estos métodos, los cuales se definen a continuación.

2.8.1.1 MÉTODO DE CAÍDA DE POTENCIAL

Principalmente se utiliza si la corriente nominal de los devanados es mayor a 1[A] (Amperio), si cumple esta

primicia se inyecta corriente continua, donde las lecturas de corriente y diferencia de potencial se miden

simultáneamente, de tal forma que la resistencia es calculada con la ley de ohm.

Al realizar este método por empresas dedicadas al mantenimiento en transformadores se debe considerar las

siguientes recomendaciones:

La corriente de inyección, no debe superar el 15% de la corriente nominal del devanado bajo prueba.

Las lecturas deben tomarse hasta que se hayan estabilizado.

Se deben tomar al menos tres lecturas y sacar el promedio de las resistencias calculadas el cual se

considera como el resultado final.

Los instrumentos de medidas deben ser independientes y deben conectarse tan cerca como sea posible

del devanado.

Verificar la calibración de los instrumentos de medida en este caso voltímetro y amperímetro.

36

2.8.1.2 MÉTODO DE LOS PUENTES

El método de los puentes (kelvin y Wheatstone) principalmente se basa en la comparación entre resistencias

conocidas (R, R1 y R2) y la resistencia a medir (Rx), algunas sugerencias al realizar la medición son:

Limpiar los bornes del transformador a medir retirando la contaminación para asegurar resultados

confiables.

Verificar un buen agarre de las pinzas con las bornas del transformador.

Verificar la calibración del medidor de corriente (M)

Se deben tomar al menos tres lecturas y sacar el promedio de las resistencias medida el cual se

considera como el resultado final.

La NTC 375 establece que las resistencias se ajustan hasta que el medidor (M) este en cero, por lo cual se tiene

la ventaja de una exactitud más grande.

2.8.2 MEDICIÓN DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

Los transformadores trifásicos son diseñados con la finalidad de reducir o elevar niveles de tensión

dependiendo las zonas de trabajo, tanto en procesos de generación, transmisión o distribución como en

procesos internos de diferentes industrias. Esta conversión está establecida por sus devanados y se denomina

la Relación de Transformación o Transformer Turn Ratio (TTR).

La relación de transformación es la división del número de espiras entre primario y el secundario, información

que se obtiene del fabricante. En un mantenimiento rutinario no se tiene acceso a las espiras, por lo cual este

dato se calcula por medio de las tensiones y corrientes que nos brinda la placa de características del activo.

Como se aprecia en la Ecuación 1(Gurú, 2002, p.206), el resultado es una constante simbolizada en varios

textos y protocolos de mantenimiento con la letra “a”, donde para los fabricantes es única calculada en un

transformador representativo definido en IEC 60076-1.

𝑎 =𝑁𝑝

𝑁𝑠

Ecuación 1. Relación de transformación

Donde,

Np = Numero de espiras del primario

Ns = Numero de espiras del secundario

a = Relación de transformación

37

la medición de la relación de transformación se realiza tendiendo la “a” (relación nominal) calculada por placa

y la “a” (relación medida) como resultado de la aplicación de tensiones RMS, con estos datos y la ecuación 1

se calcula el porcentaje de desviación, modificando los conceptos para su aplicación.

% 𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 − 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑎

𝑟𝑒𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙∗ 100%

Este cálculo no puede superar el 0.5% establecido en la IEEE Std. 62-2005, la Norma IEEE Std C57.152-2013

y el Technical Brochure N°445 de Cigré. Si el porcentaje es superado una interpretación es la presencia de una

posible falla común, primero descartando mala conexión de equipos y cálculos erróneos. Si la desviación está

por debajo de la norma se entiende que no hay fallas que afecten en la relación de transformación, en la Tabla

14 se da un ejemplo de los casos mencionados teniendo dos fases por debajo y una por encima del porcentaje

diferencial.

Tabla 14.Relación de transformación de un transformador de potencia con neutro

TEMPERATURA

20°C

RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN

Toma primario secundario a teórica a medida Desviación Relación

fases

1 218500/

√3

1 218500/

√3

1 218500/

√3

13200 9.5569 9.5725 -0,16 H1-H0 /

X1-X2

13200 9.5569 9.5726 -0.16 H2-H0 /

X2-X3

13200 9.5569 9.4150 1.48 H3-H0 /

X3-X1

Fuente: Siemens (2009)

Cuando se analizan posibles fallas, como las mostradas en la Tabla 14, se tiene dos posibilidades explicadas

por Ambar Electron donde indican:

Si la relación medida es menos a la relación nominal, el cortocircuito se tiene localizado en la bobina

de alta tensión.

Si la relación medida es mayor a la relación nominal, el cortocircuito se tiene localizado en la bobina

de baja tensión.

Como se observa en la Tabla 14 se tiene un porcentaje diferencial negativo (-), esto ocurre al establecer un

límite máximo (0.5) y un límite mínimo (-0.5) el cual puede mover las diferentes desviaciones dependiendo el

número de tap que tiene el transformador, llegando a tener el mismo número de relaciones de transformación,

tal como se aprecia en la Figura 21, donde se tiene 11 taps por fase.

38

Figura 21. Porcentaje de desviación de .un transformador de distribución de 11 taps

Fuente: Ómicron (2015).

Por lo general se tienen diferentes usos de los transformadores y su relación de transformación, de los cuales

existen varias aplicaciones que requieren diferentes grupos de conexión donde los más usadas son los

elevadores, reductores, autotransformadores y transformadores especiales definidos en la Norma Técnica

Colombiana (NTC) 317. Como se observa en la Figura 22 se tiene un transformador elevador con las dos

opciones de conexión para lograr diferentes niveles de tensión, por lo cual, dependiendo de sus combinaciones

modifica el cálculo de la relación de transformación (ver Anexo B).

Figura 22. Placa de características de un. transformador elevador con 9 taps Fuente: southwest electric (2019).

La relación de transformación establecida en la Norma Técnica Colombiana (NTC) 471-2017, sugiere tres

opciones de medición, las cuales tienen como objetivo conseguir resultados confiables.

2.8.2.1 MÉTODO DEL VOLTÍMETRO

Se realiza aplicando una diferencia de potencial proporcional al devanado de mayor tensión, midiendo la

tensión de los dos devanados al mismo tiempo por medio de un voltímetro donde la relación calculada con las

tensiones medidas será la relación de transformación medida.

Se realiza una segunda medición intercambiando de posición los voltímetros utilizados, se procede con el

39

cálculo del promedio de los dos resultados para compensar el error de los instrumentos.

2.8.2.2 MÉTODO DEL TRANSFORMADOR PATRÓN

Se tiene un transformador de patrón calibrado al poder justar diferentes niveles de tensión llegando al nominal

del transformador bajo prueba. los dos transformadores son conectados en paralelo y se aplica tensión a sus

devanados de alta.

Los devanados de baja tensión están conectados a un detector sensible a cero ajustando la relación de

transformación patrón este debe coincidir con la relación de transformación medida.

2.8.2.3 MÉTODO DEL DIVISOR PATRÓN.

Es un derivado de un potenciómetro de resistencia entre las terminales de los devanados del transformador, el

cual se conecta a un detector D, este indica la relación de las resistencias R1/R2 como se presenta en la Figura

25, donde representa la relación de transformación.

2.8.3 CONEXIONES FISICAS DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DE DEVANADO Y LA

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN.

La mayoría de las veces la resistencia óhmica de los devanados y la relación de transformación de un

transformador son realizadas en campo, por lo cual, lo primero es ubicar la placa de características e identificar

la conexión de los devanados, grupo de conexión. Una vez adquirida la información se establece si el

transformador a medir tiene neutro físico y si es así su ubicación refiriéndose a que devanado está asociado.

Las conexiones físicas de ambos ensayos son los mismos con la diferencia de la constante que se recibe en

cada medición una resistencia en ohmios [Ω] y la otra tensión [V]. Por lo general se realiza el ensayo eléctrico

uno detrás del otro siendo complementarias. En la actualidad se utilizan equipos eléctricos trifásicos o

monofásicos obteniendo los resultados al mismo tiempo.

En la mayoría de las empresas por lo general si no cuentan con estos equipos se toman las medidas de una

manera más general, para la resistencia de aislamiento es empleado el Micro-Ohmímetro, un equipo diseñado

para medir resistencias pequeñas. Él cuenta con un rango de mediciones expresando la corriente que inyecta

al devanado como se presenta en la Tabla 15, siendo los rangos más comunes.

Tabla 15. Posiciones de medida

POSICIÓN CALIBRE CORRIENTE MEDIDA

1 5.000 [m Ω] 10 [A]

2 25.000 [mΩ] 10 [A]

3 250.00 [mΩ] 10 [A]

4 2500.0 [mΩ] 1 [A]

5 25.000 [Ω] 100 [mA]

6 250.00 [Ω] 10 [mA]

7 2500.0 [Ω] 1 [mA]

Fuente: AEMC, 2019

40

Si se cuenta con la hoja de vida del transformador o la última medición realizada, se ajusta el rango adecuado

de la resistencia; de lo contrario se comienza por la corriente más pequeña aumentando hasta obtener a

resistencia del devanado.

Mientras que para la relación de transformación se inyecta una tensión entre 220 a 440 [Vac] con el fin de

medir una tensión adecuada con el multímetro por el lado de baja tensión, primero se calcula la tensión de

salida con la relación de transformación teórica obtenida de la placa. Teniendo el grupo de conexión

identificado se obtiene la manera de medir los devanados correctamente, como se muestra en la Tabla 16.

Tabla 16. Conexiones entre los devanados según tipo de conexión

Dyn YNd Dy o Yd

H1-H3 vs X0-X1 H0-H1 vs X1-X3 H1-H3 vs X1-X3

H1-H2 vs X0-X2 H0-H2 vsX1-X2 H1-H2 vs X1-X2

H2-H3 vs X0- X3 H0-H3 vsX2-X3 H2-H3 vs X2- X3

Fuente: INTEC (2004).

Como se observa en la Tabla 16, la conexión no varía mucho entre los dos grupos de conexión, solo sí el

transformador cuenta con neutro. Para el correcto procedimiento de mediciones se deben tener en cuenta los

siguientes pasos, que garantizan condiciones mínimas de confiabilidad:

Verificar que el transformador esté desconectado tanto en devanados de alta como en devanados de

baja y sin carga

Contar con los equipos relacionados a los ensayos eléctricos o montajes preparados.

Anotar los resultados en el protocolo correspondiente tanto para la resistencia óhmica de devanados y

la relación de transformación (ver Anexo C).

Hacer buen contacto con las pinzas de medición retirando la contaminación que pueda presentar puntos

de conexión en los devanados.

Cuando las condiciones mínimas son establecidas se procede con la medición, se da un ejemplo con un Dyn,

como se muestra en la Figura 23 y un YNd en la Figura 24, tanto para la resistencia óhmica de devanado y la

relación de transformación.

a) b) c)

Figura 23.: Conexión Dyn: a) H1-H3 vs X0-X1, b) H1-H3 vs X0-X2, c) H2-H3 vs X0-X3 Fuente: INTEC (2014)

41

a). b). c)

Figura 24. Conexión YN:d: a) H0-H1 vs X1-X3, b) H0-H2 vs X1-X2, c) H0-H3 vs X2-X3


Para las conexiones que no contengan neutro físico se siguen las establecidas en la Tabla 16, tanto para la

resistencia óhmica de devanados, como para la relación de transformación. Una vez finalizado los ensayos

eléctricos en el transformador, se realizan los cálculos establecidos con anterioridad y se analiza una posible

falla o anormalidad en los devanados.

2.8.4 MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Los activos utilizados en la industria como motores, generadores, conductores, protecciones entre otros, tienen

una característica de aislamiento para permitir su confiabilidad con mayor seguridad, en los transformadores

trifásicos sumergidos en aceite ésta está situada con el sistema de aislamiento. La eficiencia del aislamiento se

ve afectada al pasar los años por las diferentes causas que inducen la reducción de la resistividad eléctrica,

provocando la presencia de corriente de fugas que puede originar un escenario de peligro al activo y al personal

relacionado a su operación.

Una representación más común para explicar la resistencia de aislamiento en los transformadores es visualizar

dos electrodos como se muestra en la Figura 25, donde el electrodo de alta tensión son los diferentes devanados

y el electrodo de tierra la cuba, existiendo entre ellos un aislamiento en este caso el aceite dieléctrico y la

celulosa.

Figura 25. Representación de la resistencia de aislamiento

Fuente: Megger (2004).

42

La medición de la resistencia de aislamiento tiene la finalidad de verificar el estado del envejecimiento del

aceite dieléctrico y la celulosa, por lo tanto, este método depende de tres corrientes definidas en la IEEE Std

62-2005.

La corriente de carga capacitiva: Corresponde a la carga de la capacidad del activo medido dependiendo del tamaño y tipo donde esta disminuye con el tiempo volviéndose cero cuando el activo quede cargado.

La corriente de absorción: Corresponde a la energía necesaria para que las moléculas del aislante se

orienten bajo el efecto del campo eléctrico aplicado.

La corriente de fuga o de conducción: Indica la calidad del aislamiento por medio de la resistencia de

aislamiento.

Al analizar el comportamiento de las corrientes mencionadas se puede concluir dos factores sobre el

aislamiento probado. El primero donde si el aislamiento está en condiciones estables, la corriente de fuga será

despreciable comparada con las otras dos, por lo cual la resistencia varia rápidamente y aumentará teniendo la

forma de curva característica, tal como se muestra en la Figura 26. Pero si la condición es crítica (deteriorado,

húmedo o sucio) la corriente de fuga será mayor a las otras dos, por lo cual, el resultado será reflejado

rápidamente con un valor siendo contante y estable, obteniendo una curva diferente.

Figura 26. Curva típica de la resistencia de aislamiento

Fuente: Megger. Pruebas de aislamiento (2000).

La resistencia de aislamiento es una medida que consiste en una inyección de tensión directa [Vdc] de valor

conocido con una duración de un minuto (1’), presentadas en la Tabla 17, valores sugeridos por el Instituto de

Racionalización Argentino de Materiales (IRAM) 2325-1992 y la IEEE Std 62-2005. La selección de la tensión

a utilizar depende del estado del activo, tensión nominal y las consideraciones de quien realice la prueba

buscando la nula afectación de los devanados bajo ensayo.

La lectura de la corriente [A] constante en el tiempo es medida por el equipo utilizado, el cual aplica la ley de

ohm dando un valor en resistencia [Ω], de tal forma que los valores son del orden de las GΩ, MΩ hasta TΩ.

Los resultados en kΩ dan a entender una corriente de fuga alta por lo cual no es recomendable.

43

Tabla 17. Rangos de tensiones continuas

TENSIONES

NOMINALES DEL

EQUIPO “UN”

TENSIONES

CONTINUAS DE

ENSAYO E¨

Un ≤ 110

110<Un≤660

660<Un≤1000

1000<Un≤3300

3300 ≤Un

100 y 250

500 a 1000

500 a 2500

1000 a 5000

2500 a Emax

Fuente: IRAM 2325 (2000)

A su vez la tensión inyectada debe ser superior a comparación de la ajustada como se ilustra en la Figura 27,

donde la tensión ajustada es de 5000 [V] y la inyectada es de 5329 [V] lo que indica que la medición no tiene

afectaciones en ese momento, siendo diferente si la inyectada sea menor a los 5000 [V] podría indicar una

conexión mal o problema en él aislamiento.

Figura 27. Visualización de la tensión ajustada vs la tensión inyectada al activo bajo prueba

Fuente: Metrel (2019).

La Norma IEEE Std. C57.152-2013 y el Technical Brochure N°445 de Cigré sugieren un valor mayor a 500

[MΩ], no obstante, se hace referencia a un posible valor menor teniendo en cuenta el tipo de aislamiento, por

lo cual, es importante tener la hoja de vida del transformador para comparar con resultados de fábrica si se

tienen o no mediciones realizadas con anterioridad.

Como ensayos complementarios están el índice de polarización (IP), razón de absorción dieléctrica (DAR) y

ensayo de descarga dieléctrica (DD). Son mediciones para realizar un análisis más profundo sobre el estado

del aislamiento probado.

44

2.8.4.1 ÍNDICE DE POLARIZACIÓN (IP)

El índice de polarización (IP) también es para comprobar el aislamiento a tensión DC, la diferencia es el tiempo

de duración siendo de diez minutos (10’), su cálculo se realiza como lo define la Ecuación 5 (IEEE C57-2013,

p.46)

IP = Raislamiento a 10′

Raislamiento a 1′

Ecuación 4. Índice de polarización

Donde,

Raislamiento a 10’ = Medición de aislamiento a 10 minutos


IP = Índice de polarización.

Este ensayo complementario busca medir las corrientes de fuga que son relativamente pequeñas permitiendo

la elevación de la resistencia continuamente, pero esta disminuye si el aislamiento está deteriorado provocando

corrientes de fuga más significativas, teniendo un comportamiento como se muestra en la Figura 28.

Figura 28. Curva típica del índice de polarización y absorción eléctrica de un aislamiento Fuente: Megger. Pruebas de aislamiento (2000).

Se hace el registro de las mediciones para cada aislamiento probado (CHL, CH, CL) en el transformador, como

se observa en la Tabla 18, dando la posibilidad de observar su comportamiento gráficamente, de tal forma que

se puede comprobar si se encuentran anomalías en la prueba.

45

Tabla 18. IP y DAR en un transformador de potencia

TIEMPO ALTA-

TIERRA

BAJA -

TIERRA

ALTA-

BAJA 30’’ 1,08 1 1,5

1’ 1,31 1,37 1,98

2’ 1,63 1,8 2,76

3’ 1,76 2,09 3,33

4’ 1,91 2,31 3,66

5’ 2,06 2,49 3,99

6’ 2,1 2,67 4,28

7’ 2,22 2,8 4,4

8’ 2,32 2,93 4,6

9’ 2,36 3,05 4,7

10’ 2,45 3,17 4,8

IP 1,870 2,313 2,42

DAR 1.212 1.37 1.32

Fuente: Siemens (2009)

Se establece el índice de polarización de cada aislamiento, donde este resultado tiene rangos sugeridos por

diferentes normas como la IEEE Std. C57.152-2013, IEEE Std. 62-2005 y el Technical Brochure N°445 de

Cigré, presentados en la Tabla 19. Se tiene en cuenta el tipo de material aislante y la complejidad del

asilamiento en un transformador dado, ya que esto puede afectar el resultado llevando a errores de

interpretación. Una vez realizado el IP este polariza las moléculas del dieléctrico, por lo cual, se recomienda

dejar pasar un tiempo considerable antes de realizar otro ensayo eléctrico al activo bajo prueba.

Tabla 19. Clasificación Índice de polarización

ÍNDICE DE

POLARIZACIÓN

CLASIFICACIÓN

DEL ESTADO

IP<1.0 Peligroso

IP<1.5 Cuestionable

1.5 ≤ IP ≤2.0 Aceptable

2.0 ≤ IP ≤ 3.0 Bueno

3.0 ≤ IP ≤ 4.0 Muy bueno

4.0 ≤ IP Excelente Fuente: Technical Brochure N°445 de Cigré (2011).

2.8.4.2 RAZÓN DE ABSORCIÓN DIELÉCTRICA (DAR)

La razón de absorción dieléctrica es un resultado que se consigue con las mismas mediciones realizadas así

sea resistencia de aislamiento o índice de polarización, dado que su cálculo se realiza como se presenta en la

Ecuación 5 (IEEE C57-2013, p.46), representa el grado de absorción significando las condiciones del

aislamiento más seco y menos contaminado.

46

DAR = Raislamiento a 1′

Raislamiento a 30′′

Ecuación 5. Razón de absorción dieléctrica

Donde,


Raislamiento a 30’’ = Medición de aislamiento a 30 segundos

DAR= Razón de absorción dieléctrica.

En la Tabla 20 se observa el cálculo del DAR para cada tipo de aislamiento donde este también cuenta con

sugerencias por las mismas normas referenciadas en el IP, dando una clasificación con el objetivo de una

conclusión más rápida mostrada en la Tabla 18.

Tabla 20. Clasificación Razón de absorción dieléctrica

VALOR DAR

CLASIFICACIÓN DEL ESTADO

<1.25 Insuficiente

<1.6 OK

>1.6 Excelente Fuente: Technical Brochure N°445 de Cigré (2011).

2.8.4.3 ENSAYO DE DESCARGA DIELÉCTRICA (DD)

El ensayo de descarga dieléctrica es realizado después de los ensayos de aislamiento correspondientes en el

transformador estando polarizado, el equipo utilizado empieza con la descarga de la corriente por un minuto

(1’). El objetivo es medir la corriente de descarga para revisar la reabsorción de carga por parte del aislamiento,

la cual nos indica si existe presencia de contaminación principalmente por humedad o si alguna de las capas

está dañada en la celulosa principalmente ya que existirían corrientes excesos de corriente. El DD se calcula

internamente por el equipo utilizando la Ecuación 6 (IEEE C57-2013, p.46).

DD = I dis[A]

U[V] ∗ C[F]

Ecuación 6. Ensayo de descarga dieléctrica

Donde,

I dis [A]= Corriente de descarga medida en un minuto.

C [F] = Capacidad del activo

U [V] = Tensión de prueba

DD = Ensayo de descarga dieléctrica

47

Los valores típicos sugeridos por la IEEE Std. 62- 2005, IEEE Std. C57. 152-2013 y la Technical Brochure

N° 445 de Cigré presentados en la Tabla 21.

Tabla 21. Valores típicos Ensayo de descarga dieléctrica

VALOR DEL DD CLASIFICACIÓN

DEL ESTADO >4 Malo

2 a 4 Critico < 2 Bueno

Fuente: Technical Brochure N°445 de Cigré (2011).

2.8.5 CONEXIONES FISICAS DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

La resistencia de aislamiento se sugiere ser realizada al final de las demás mediciones o contar con un tiempo

prudencial para ejecutar los demás ensayos eléctricos, evitando así posibles errores en las mediciones por la

polarización sufrida en el transformador. Por lo general se utiliza un instrumento de prueba portátil alimentado

por batería y línea, el cual prueba la resistencia de aislamiento a altas tensiones

(Hasta 5kV).

Las funciones disponibles deben ser Insulation Resistance (medida de resistencia de aislamiento), Diagnostic

Test (índice de polarización, relación de descarga dieléctrica e índice de absorción). Las cualidades de estos

instrumentos son de tener una tensión programada hasta 5kV, temporizador hasta 30 minutos y descarga

automática del objeto probado después de la realización de la medida.

El transformador debe estar sin carga y totalmente desconectado tanto en baja como en alta. El procedimiento

para realizar el ensayo consta de poner en corto circuito los devanados de baja y los devanados de alta y ubicar

la malla a tierra asociada al transformador, una vez se tiene los devanados preparados se configura el

instrumento de medida a los parámetros que se desean medir. La configuración consta de ajustar el tiempo de

duración de la prueba uno (1) o treinta (30) minutos y la tensión a inyectar en el activo, como se nombró en la

parte de los componentes del sistema de aislamiento, se tienen tres configuraciones dependiendo el aislamiento

a ensayar como se observa en la Figura 29.

a) b) c)

Figura 29. Conexión de los devanados : a) CH, b) CHL, c) CL


48

Para la medición de resistencia de aislamiento se debe contar con los cables de línea, tierra y guarda par las

diferentes conexiones mostradas con anterioridad. Al terminar la medición de la resistencia de aislamiento y

una vez el equipo realice la descarga respectiva se recomienda aterrizar los devanados por precaución con un

conductor asociado a la malla tierra. Una vez finalizada las mediciones se anotan en el protocolo

correspondiente (ver Anexo C).

2.8.6 ANÁLISIS FISICOQUÍMICO

El conocimiento de las condiciones del sistema de aislamiento (celulosa-aceite dieléctrico) del transformador

es una ventaja, pues el mantener la operación en condiciones confiables del sector que este asociado o al

planear alguna clase de mantenimiento requerido, según los resultados obtenidos de los diferentes ensayos de

laboratorio. El análisis fisicoquímico está conformado por varios subensayos como lo sugiere la IEEE

C57.156-2013, en la Tabla 22, y con los métodos estandarizados teniendo en consideración la ASTM D117-

18.

Tabla 22. Ensayos fisicoquímicos con el volumen mínimo de aceite dieléctrico de muestra pues

PRUEBA DE

LABORATORIO

ASTM STANDARD

TEST

CANTIDAD DE

LIQUIDO AISLANTE (mL) Examinación Visual D154-15 10

Color D1500-17 125

Tensión de ruptura dieléctrica D1816-12 y D877-13 500

Factor de disipación D924-15 250

Contenido de humedad D1533-12 50

Numero de acido D974-14 20

Contenido de PCB D4059-18 10

Tensión Interfacial D971-12 20

Densidad relativa D1298-17 125

Furano D5837-15 40

Recuento de partículas D6786-15 100

Azufre corrosivo D1275-15 500

Inhibidor de la oxidación D2668-13 20

Gases disueltos D3612-17 50

Total 1820

NOTA: En general, se ha encontrado que las cantidades enumeradas son necesarias para

los procedimientos de prueba. Ya que algunos equipos los fabricantes fabrican recipientes

más grandes, se debe consultar al laboratorio de ensayos antes del muestreo para garantizar que el volumen de la muestra es adecuado.

Fuente: IEEE C57.152 -2013

Se tiene en consideración que en las normas IEEE C57.152-2013 y ASTM D1698-08 se nombra el subensayo

de sedimentos y lodos, pero la cual es retirada en el 2014 con la siguiente justificación: Este método de ensayo

cubre la determinación de sedimentos y lodos solubles en aceites aislantes de origen petrolífero envejecidos

en servicio. Anteriormente bajo la jurisdicción del Comité D27 en Líquidos y gases aislantes eléctricos (…)

se está votando para su retiro sin reemplazo porque ya no se usa dentro de la industria. (American Society of

Testing Materials, 2014).

49

El análisis fisicoquímico es recomendado su aplicación al menos una vez al año, o con mayor frecuencia

dependiendo el funcionamiento e importancia en el sector que esté operando, los resultados obtenidos del

aceite dieléctrico están clasificados en cinco grupos como se observa en la Tabla 23.

Tabla 23. Grupos de clasificación según resultados

GRUPO DESCRIPCIÓN

1 Está en condiciones satisfactorias para su uso continuo

2 Requiere reacondicionamiento para servicio adicional

3 Mal estado el aceite dieléctrico debe recuperarse o eliminarse

4 Malas condiciones imposible realizar una recuperación por lo cual hay que eliminarlo

Fuente: IEEE C57.152-2013

Para identificar el análisis fisicoquímico de los demás análisis realizados en laboratorio, se observa la manera

de extraer el dieléctrico del transformador; para los análisis de PCB’s, Furanos y Gases Disueltos se realiza

con una jeringa para evitar resultados imprecisos a la hora de ser ingresado a cromatografía. Mientras que el

aceite dieléctrico destinado a las fisicoquímicas es extraído en envases de vidrio traslucido o color ámbar.

Para el análisis fisicoquímico se identifica el punto de extracción del transformador, siendo un grifo de vaciado

de aceite tomándole la medida con la cual se le ajusta un adaptador macho-hembra de rosca, se implementa

una manguera transparente nueva que no contenga rastros de algún liquido aislante. En una punta de la

manguera se adaptada la reducción requerida hasta llegar al adaptador y la otra punta se ajustada al envase de

vidrio asegurándose de no presentarse fugas en la transferencia del aceite dieléctrico, se recomienda que el

embace de vidrio se tapa con rosca como se muestra en la Figura 30.

Figura 30. Envases de vidrio. traslucido o color ámbar

Fuente: Propia, 2019

Se utiliza guantes de nitrilo o guantes especiales para aceites dieléctricos, tapabocas y demás equipo de

protección personal asociado a la maniobra, al implementar el mecanismo se extrae el aceite dieléctrico

abriendo el grifo y observando el flujo atreves de la manguera como se observa en la Figura 31, la cantidad

que sea requerida por el laboratorio que realizara los ensayos, una vez finalizada la extracción se cierra el grifo

y se recoge en un embace el aceite dieléctrico residual en la manguera, se etiqueta los embaces con los datos

del transformador principales y la identificación que contenga en la empresa. La muestra es llevada, evitando

50

la exposición de la luz solar directa o la contaminación por humedad atmosférica excesiva, al laboratorio

certificado encargando de desarrollar y entregar el respectivo informe a la empresa solicitante.

Figura 31. Extracción del aceite dieléctrico Fuente: Jorpa ingeniería (2019)

El informe contiene los rangos de aceptación de las diferentes ASTM por medio de diferentes métodos (ver

Anexo D), donde se establece las condiciones del aceite dieléctrico con las recomendaciones si se tienen

subensayos a mejorar.

En la Tabla 24 se da un ejemplo de los criterios de aceptación de un aceite dieléctrico de un transformador con

una tensión nominal menor a 69 [kVA].

Tabla 24. Ejemplo de criterios de aceptación en un transformador

ANÁLISIS CRITERIO

Tensión de ruptura dieléctrica [kV] Mínimo 45

Contenido de humedad [ppm] Máximo 35

Número de ácido [mgKOH/g] Mínimo 0.15

Tensión interfacial [mN/m] Mínimo 25

Aspecto visual Limpio

Índice de color 0.5-1.0

Recuento de partículas -----

Densidad relativa 0.84 a 0.91

Factor de disipación (%) Máximo 0.5

Azufre corrosivo Oxido ligero Inhibidor de oxidación (%) Mínimo 0.2%


2.8.7. ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELÉCTRICA (DFR)

El ensayo eléctrico análisis de respuesta (en frecuencia) dieléctrica de banda ancha, también denominado

“DFR” por sus siglas en inglés Dielectric Frecuency Response se aplica en los transformadores para medir en

tiempo real las propiedades del sistema de aislamiento; dado que es utilizado un rango amplio de frecuencias

permitiendo así un análisis más profundo del activo.

51

La ventaja de tener un rango amplio de frecuencia entre los kHz, mHz hasta µHz es la sensibilidad para los

diferentes factores de influencia, como los diferentes aislamientos, la conductividad del aceite y las diferentes

formas geometría de diseño interno del transformador (cantidad de barreras y separadores), dado que este

ensayo eléctrico se puede realizar en el dominio de la frecuencia, como también en el tiempo y a su vez realizar

mediciones combinando tanto tiempo y frecuencia obteniendo ventajas de los dos principios, por estos motivos

el análisis de respuesta dieléctrica se vuelve confiable y da un alto grado de exactitud al evaluar el aislamiento

interno del transformador.

En el dominio del tiempo se tiene la medición de la corriente de polarización-despolarización (PDC), la cual

mide la corriente de carga y de descarga cuando se aplica o se corta la tensión continua en el dominio del

tiempo, mientras tanto en el dominio de la frecuencia se cuenta con la espectroscopia del dominio de la

frecuencia (FDS), donde el factor de disipación o factor de potencia del sistema de aislamiento se hace por

medio de un barrido, de lo cual se pueden realizar mediciones rápidas con frecuencias altas y medicines

extensas con frecuencias bajas. La forma más utilizada de presentar los datos obtenidos se encuentra en el

dominio de la frecuencia en forma de “S” invertida.

La curva representativa conformada por el factor de disipación (eje y) y la frecuencia (eje x) está distribuida

por los factores presentes en el transformador, como se evidencia en la Figura 32, donde los patrones

característicos como el aumento del contenido de humedad presente en baja y alta frecuencia donde es más

influyente, el envejecimiento del aceite dieléctrico está ubicado en la parte central lineal de la curva

manifestando la conductividad del aceite, mientras la geometría del transformador está presente en las jorobas

de la “S”.

Figura 32. Parámetros que afectan el factor de disipación en diversas frecuencias.

Fuente: MEGGER: Boletín de transfomer life manager (2017).

2.8.7.1 GEOMETRIA DE DISEÑO

Los transformadores tienen diferentes formas geométricas de diseño internas dependiendo su potencia y

niveles de tensión, es importante tener en cuenta la constitución del devanado dado que contiene diferentes

52

combinaciones de aislamiento que pueden influir en la medida. En los transformadores se tiene un ducto

principal del aislamiento que por lo general contiene un número de capas cilíndricas de barreras de cartón

prensado, separadas por espaciadores y barreras de papel como se ilustra en la Figura 33.

Figura 33. Ducto del aislamiento interno de un transformador

Fuente: MEGGER: Analizados de diagnóstico de aislamiento IDAX 300/350, 2008

En la Figura 34 se muestra un segmento del ducto teniendo la apreciación del espaciador, la barrera y el aceite

estando en el devanado. En un transformador, las barreras usualmente ocupan del 20 al 50% del ducto principal

y los espaciadores ocupan del 15 al 25% de la circunferencia, teniendo en cuenta que esto puede variar sujeto

al diseño y fabricante del transformador.

Figura 34. Sección de un conducto: a) Aislamiento de un transformador con barreras y espaciadores, b). Representación de la

relación barrera, espaciador y aceite en el conducto del aislamiento.

Fuente: CIGRÉ: Dielectric Response Methods for diagnostic of power transformers Vol. 254 (2004).

2.8.7.2 CONTENIDO DE HUMEDAD

Los niveles de contenido de humedad estando establecidos en diferentes estándares y guías, en donde cada

una sugiere una conformidad de evaluación estableciendo porcentajes y el estado de humedad del sistema de

53

aislamiento como se presenta en la Tabla 25, tienen en consideración la categorización de la saturación de

humedad equivalente a un contenido de humedad.

Tabla 25. Contenido de humedad máximo sugerido por diferentes normas

PORCENTAJE MÁXIMO DE CONTENIDO DE HUMEDAD (%)

IEC 60422-2013 IEEE Std. C57.152-2013 CIGRE 349-2008 ESTADO

--------- --------- 1 Bueno -Nuevo

2,2 2 2 Seco

3,7 --------- --------- Moderadamente húmedo

4,8 4 4 Húmedo

> 4,8 > 4 >4 Extremadamente húmedo Fuentes: IEC 60422-2013, IEEE Std. 62-2013, CIGRE 349-2008

El punto de saturación es la máxima cantidad de agua disuelta que el aceite dieléctrico puede retener,

dependiendo principalmente de la temperatura como se presenta en la Figura 35.

En norma IEEE C57.106-2015 y la IEEE C57.152-2013 consideran que el contenido de humedad está también

asociado a los niveles de tensión del transformador, teniendo en cuenta que un transformador sin energizarse

debe tener un contenido del 0.5%. Al empezar el envejecimiento usualmente incrementa a un 0.05% por año,

para un transformador en buenas condiciones y sin afectación alguna y cuando el ciclo de vida del

transformador, naturalmente sin factores que lo afectaran demasiado, está alrededor de más del 5%.

Consiguiente para tensiones menores de 69[kV] máximo 3%, entre 69[kV] a 230 [kV] máximo 2% y superiores

a 230[kV] máximo 1,25%, por lo tanto, se debe tener la hoja del activo verificando el incremento por año del

contenido de humedad si es por causas naturales o provoca por factores externo o falla.

Figura 35. Contenido de humedad en % vs Saturación de Humedad en % Fuente: OMICRON: Análisis de respuesta dieléctrica y humedad en dieléctricos de papel/aceite (2012).

54

2.8.7.3 CONDUCTIVIDAD DEL ACEITE

El envejecimiento del aceite dieléctrico está asociado con la conductividad del aceite, dado que entre más alto

sea el valor de las propiedades dieléctricas del aceite éstas están disminuyendo independiente del contenido

de humedad que contenga, como se identifica en la Figura 36, donde se tienen los resultados de dos

transformadores con un factor de potencia idéntico, con diferente contenido de humedad, pero la conductividad

del aceite si es diferente demostrando una degradación más avanzada en el transformador seco siendo diferente

el estado del aceite en el transformador húmedo.

La degradación en el aceite, comparándolos con los demás factores, da más apreciación del estado del

transformador y su vida útil; permitiendo ser más críticos y así determinar cuál es el mantenimiento más

adecuado o si éste se acerca a su sustitución.

Figura 36. Diferentes estados de conductividad del aceite en los transformadores

Fuente: MEGGER: Boletín de transfomer life manager (2017).

La norma IEC 60422-2013 sugiere los límites máximos de la conductividad del aceite asociado a categorías

enseñadas en la Tabla 26. Se debe tener en cuenta que la conductividad está asociada a la resistividad del aceite

dieléctrico y demás factores asociados en el deterioro del sistema de aislamiento, por lo cual se deben tener en

cuenta al realizar un diagnóstico.

Tabla 26. Conductividad del aceite máximo

NIVEL MÁXIMO DE

CONDUCTIVIDAD DEL ACEITE (pS/m)

ESTADO

< 3 Bueno -Nuevo

≥3 <20 Bueno

≥20<57 Envejecimiento

≥57 Deteriorado

Fuentes: IEC 60422-2013

La conductividad tiende aumentar si la tensión es mayor, así aumentando el proceso de envejecimiento del

aceite dieléctrico. En las normas IEEE C57.106-2015 y la IEEE C57.152-2013 se recomienda considerar el

55

nivel de tensión nominal del transformador y tener en cuenta las horas de servicio del transformador dado que

es un indicativo de la vida útil del mismo para no confundir un envejecimiento normal con uno provocado por

factores externos y fallas; dando una importancia a la hoja de vida con el seguimiento del activo y su

comparación con los demás ensayos realizados.

2.8.7.4 FACTOR DE POTENCIA (F.P)

El factor de potencia del aislamiento es un valor adimensional que por lo general se entrega en porcentaje, el

cual es un indicador de las condiciones del aislamiento establecidos en la IEEE Std. C57.19.01-2017

presentados en la Tabla 27.

Tabla 27. Indicadores del factor de potencia

INDICADORES FP

Porcentaje (%) Estado

<0.30 Nuevo

>0.30<0.50 Bueno

>0.50<1.0 Deteriorado >1.0 Investigar

Fuente: IEEE Std. C57.19.01-2017

2.8.7.5 CURVA REPRESENTATIVA

La curva representativa tiende a sufrir translaciones las cuales están ligadas a los factores que demarcan la

curva, por lo tanto, el contenido de humedad se desplaza en el “eje y”, la conductividad del aceite se desplaza

en el “eje x” y la geometría de diseño tiene dos representaciones, en el ” eje x” se tiene el porcentaje de

barreras mientras en el “eje y” se tiene el porcentaje de espaciadores, como se observa en la Figura 37, donde

se tienen curvas de seis (6) transformadores de diferentes potencias y horas de servicio los cuales se les realizo

el ensayo eléctrico.

Figura 37. Diferentes comportamientos de seis (6) transformadores de potencia diferentes a 20°C Fuente: Miranda Orlando (2016).

56

El comportamiento gráfico es utilizado en gran medida al realizar comparaciones de un activo en diferentes

mantenimientos u horas de servicio, observando así si han existido cambios considerables. Estas curvas son

obtenidas en tiempo con ayuda de software diseñado junto a equipos de medida de alta precisión los cuales

entregan todos los datos correspondientes a la medición. Un factor que afectan algunas veces estas mediciones

son las malas conexiones o contactos obteniendo resultados errados.

Una manera de detectar si la medición es representativa o errada es por la curva, si ésta tiene algún

comportamiento que no es coherente a lo mencionado con anterioridad de las tendencias típicas de

comportamiento, se debe realizar una inspección de la manera de conexión del equipo utilizado y el contacto

en los devanados.

2.8.7.6 CONEXIONES DEL ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELECTRICA

(DFR)

En los transformadores los preparativos al ejecutar los ensayos en frecuencia es desconectar completamente

todas las conexiones eléctricas a las bornas, teniendo dos razones para realizar estas maniobras; la primera es

por seguridad tanto de la persona como de los equipos asociados y el transformador como al equipo que realiza

el ensayo. La segunda razón es que si hay tensiones inducidas pueden causar perturbaciones en la medición.

Una vez realizada la desconexión se revisa cada una de las bornas tanto de alta como de baja, se verifica su

estado y siendo el caso se limpia y se retira la contaminación presente con el objetivo de asegurar un buen

contacto. Después se pone en cortocircuito todos lo devanados del mismo grupo (AT, BT) antes de la medición.

Si llega el caso también hay que incluir en el cortocircuito la borna del neutro al devanado asociado. Las

conexiones son presentadas en la Figura 38.

a) b)

Figura 38. Conexiones generales del transformador : a) Aislamiento CHL, b) Aislamiento CH y CL

Fuentes: IDAX 300-2012, DIRANA-2019

Se debe medir la temperatura y humedad en el ambiente, dado que ésta puede influenciar los resultados de

todos los tipos de medición dieléctrica, por lo cual, se debe medir y tomar nota, y como último detectar la

malla de puesta a tierra y realizar limpieza asegurando un buen contacto.

57

Se deben seguir las instrucciones dadas en el manual del equipo con el cual se realizará el ensayo eléctrico,

por lo general, se recomienda instalar la tierra primero por motivos de seguridad. La placa de características

es importante en este tipo de mediciones dado que es monitoreada en tiempo real por software, los cuales

requieren datos principales del transformador a ensayar.

2.8.8. ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA DE BARRIDO (SFRA)

El análisis de respuesta en frecuencia de barrido o también nombrado SFRA por sus siglas Sweep Frequency

response analysis, es un método para detectar deformaciones, desplazamientos y entre otras fallas mecánicas

y eléctricas en los devanados del trasformador. El propósito de este ensayo es conocer la situación actual de

los devanados antes y después verificando que no existan irregularidades ocasionadas por posibles golpes

relacionados con traslados del activo.

La SFRA está incluida en la norma IEC 60076-18-2012, IEEE Std C57.149-2012 y la CIGRE 342-2008, siendo

una de las más comunes teniendo una aceptación en el mercado reflejada por las ventajas de su sensibilidad

obteniendo información detallada provocando la eficiencia en los mantenimientos reduciendo costos y tiempo,

sin embargo, los transformadores aun siendo de la misma familia son diferentes teniendo características

parecidas, pero no iguales, tendiendo esto en cuenta se obtendría una señal de salida única también denominada

huella digital. Esta señal de salida o huella digital del transforma se consigue con el equipo asociado al ensayo

eléctrico, el cual con un software diseña la gráfica de salida, el equipo inyectar una señal de baja amplitud a

cada extremo del bobinado del activo bajo ensayo obteniendo una señal de salida y graficándola, por lo general

se obtienen la gráfica en escala logarítmica en amplitud (gráfica morado) y la otra por fase (gráfica amarillo)

observada en la Figura 39, lo que no quiera decir que se pueda obtener en una forma lineal.

Figura 39. Huella digital como resultado del SFRA en un transformador Fuente: Folleto del franeo 800

La huella digital del transformador sufre cambios cuando este encuentran fallas en el devanado y núcleo estas

afectan la huella digital modificándola, se identifica por medio de una comparación con la original sacada de

fabrica o realizada en la puesta de servicio con lo cual se procede a una comparación identificando diferencias

si llegan a existir.

58

2.8.8.1 CONEXIONES GENERALES PARA EL ENSAYO ELÉCTRICO SFRA

Las mediciones realizadas dependiendo su tipo de conexión tienden a sufrir variantes en la huella digital del

transformador dependiendo la frecuencia y el tipo de falla a detectar. Se tienen dos maneras de conectar el

trasformador para realizar el ensayo eléctrico donde cada una de ellas entrega diferente la huella digital. Si se

conecta el transformador en circuito abierto como se observa en la Figura 40, se maneja el devanado en forma

flotante, mientras se realizan las mediciones a cada fase del transformador donde se obtiene la gráfica

correspondiente con la forma típica.

Figura 40. Ensayo eléctrico SFRA con circuito abierto

Fuente: Folleto Franeo 800 (2017).

Otra manera de realizar el ensayo eléctrico es utilizando circuito Cerrado, el cual es cortocircuitar el devanado

que no se está midiendo mostrado en la Figura 41, como se mencionó en el circuito abierto este también

obtendrá una curva de comportamiento diferente.

Figura 41. Ensayo eléctrico SFRA con circuito cerrado

Fuente: Folleto Franeo 800

La realización de las dos maneras de proceder a conectar el activo es válida según la normatividad, pero se

debe considerar su afectación y movimientos típicos según la falla mecánica presente y en que rangos de

frecuencias se ve esta afectación. La razón de realizar la medición en circuito cerrado es eliminar las

59

propiedades del núcleo en el devanado, cosa que no pasa en el circuito abierto están presente estas influencias

en el devanado.

Conociendo las fallas típicas tanto mecánicas como eléctricas y su comportamiento (ver Anexo E), se

establecen zonas, la cuales ayuda hacer una interpretación más útil de los cambios de las curvas al compararlas.

Las zonas descritas en la Figura 42 no son cien porcientos exactos dado que están asociadas al diseño y

disposición del transformador.

Figura 42. Zona. s de influencia Fuente: IEEE Std C57.149-2012

Estas zonas son descritas en la IEEE Std C57.149-2012 teniendo en cuenta el modelo del transformador

desarrollado y los resultados obtenidos en ellas.

Núcleo: En esta zona se ve reflejada las afectaciones que contenga el núcleo, los cortocircuitos existentes y los circuitos abiertos.

Interacción entre devanados: En estas frecuencias se visualiza más las fallas entre los devanados y sus

efectos entre ellos.

Estructura del devanado: esta se evidencia la deformación de los devanados y el desplazamiento de los mismos.

Cables o puesta a tierra: Se nota más que toda la influencia de los cables de derivación y los de puesta a tierra.

60

3. CONTROLES OPERACIONALES EN MANTENIMIENTO

Las actividades del sector eléctrico reglamentan aspectos puntuales en las actividades de mantenimiento en las

industrias como también en la parte de generación, transmisión y distribución. Donde las diferentes entidades

deben diseñar, implementar y normalizar procedimientos acordes a las maniobras requeridas en su sector para

seguir una ejecución segura que mitigue el riesgo eléctrico presente.

Teniendo en consideración la Resolución 1348 de 2009, el cual adopta el reglamento de salud ocupacional en

los procesos de las empresas del sector eléctrico como generación, transmisión y distribución y la Ley

1562/2012 que define el sistema general de riesgos laborales, salud ocupacional adoptando criterios por medio

de documentos que deben cumplir con la debida reglamentación garantizando el adecuado manejo de datos y

además de cumplir con lo establecido en otras normas como:

ISO 9001 - garantiza calidad total a manejo de datos

ISO 14000 - Seguridad industrial

ISO 18000 - Control ambiental

ISO 14224 - Manejo de información

ISO 31000 - Administración de riesgos

ISO 55000 – Gestión de activos

Estos procedimientos establecidos son diferentes en su estructura dependiendo la industria teniendo en cuenta

las características principales de las resoluciones y normas mencionadas anteriormente. Por lo general los

controles operaciones son llevados por medio de procedimientos y documentación comúnmente siendo el

Permiso de trabajo (PT), Análisis de seguridad en el trabajo (AST) y Permiso de trabajo en alturas. La

documentación anteriormente mencionada es utilizada en todos los mantenimientos cada una con diferentes

objetivos.

Estos documentos permiten la realización de tareas, mediante procedimientos secuenciados como se indica en

el capítulo uno de la resolución 1348. En estos se consignan los riesgos propios del área de trabajo, los riesgos

existentes antes, durante y después de realizada la actividad. Estos también formalizan las responsabilidades

de cada individuo u organización encargada de la ejecución del trabajo antes de un mantenimiento.

Los controles operacionales basados para el sector eléctrico y siendo aplicados en los ensayos eléctricos en los

transformadores deben cumplir con los siguientes criterios principales para su ejecución:

Artículo 2: Campos de aplicación están asociados a los sectores eléctricos principales, organizaciones,

entidades, trabajadores independientes o dependientes a los cuales se les aplique cualquier vinculación

con el sector eléctrico está bajo el cumplimento del reglamento.

Artículo 3: El incumplimiento de los procedimientos descrito en los documentos correspondientes de

cada entidad tendrán sanciones individuales o grupales dependiendo el desacato.

Titulo 1, Capitulo 1, Artículo 5: Método de trabajo sin tensión (desenergizado) se debe observar el

cumplimiento de los procedimientos técnicos y medidas de seguridad descriptas, cumplimiento de las maniobras necesarias cumpliendo las cinco reglas de oro.

Titulo 1, Capitulo 1, Artículo 9: Operación y consignación de los equipos y circuitos asociados a la maniobra siguiendo guías y procedimientos y la devolución de la consignación al finalizar la maniobra.

Capítulo 2, Artículo 12: Señalización de los circuitos e identificación de las fases.

61

Capítulo 6, Artículo 28: Trabajo en alturas describiendo las maniobras a realizar y materiales.

Capítulo 6, Artículo 29: Elementos de protección, herramientas y equipos de trabajo.

Titulo 3, Capítulo 1, Artículo 45: Medidas de prevención en trabajos sin tensión considerando las

principales: desconexión, bloqueo o condena, verificación de ausencia de tensión y puesta a tierra

Titulo 3, Capitulo 1, Articulo 46: Desconexión de los activos o equipos a intervenir dependiendo la

magnitud del trabajo y la solicitud por el encargado de la maniobra.

Titulo 4, Capitulo 1, Artículo 57: Ejecución de los trabajos cuenta con un responsable y asegurando la

comunicación adecuada.

3.1 PERMISO DE TRABAJO

El permiso de trabajo es un documento (ver Anexo F) bajo la resolución 1409 de 2012 en su artículo 17, el

cual se asocia las condiciones necesarias a la hora de realizar un mantenimiento o ensayos eléctricos entre

otros. En la industria es de requerimiento obligatorio tanto para contratistas y personal propio de la empresa,

a su vez está asociada a los demás permisos de trabajo de otros sectores permitiendo estar enterado los grupos

asociados en la maniobra evitando riesgos potenciales.

El permiso de trabajo contiene secciones guiadas a establecer las condiciones de trabajo y saber su alcance,

estando estructurado por lo general de la siguiente manera:

Generalidades: Se establece el responsable del trabajo, su cargo y fecha de inicio de la maniobra a

realizar, también se notifica quien solicita el trabajo (supervisor o ingeniero encargado) y su ubicación

de realización especificando el equipo y niveles de tensión y por último se asocia las horas de duración

y el personal requerido.

Documentación adjunta y aspectos generales: Se adjunta toda la documentación requerida para la

realización de la maniobra (AST, permiso de alturas, etc.) y aparte se informa las condiciones

necesarias para su realización como verificar ausencia de tensión, equipo desenergizado, puesta en

tierra temporal, entre otras condiciones solicitadas por quien realiza la maniobra.

Equipos de seguridad industrial: Se describe todos los equipos de protección personal necesarios para el personal asociado.

Personal autorizado: Todos los profesionales quienes realizaran la maniobra.

Autorización: Persona que autoriza el permiso de trabajo, verificando el cumplimiento de las

condiciones anteriormente mencionadas.

Suspensión: perdida de algún personal por incumplir las condiciones descriptas en su autorización o caducidad del permiso de trabajo por fecha teniendo que renovarlo.

Cierre del permiso de trabajo: Una vez finalizada la maniobra se cierra con fecha y hora de finalización por medio de la firma de quien recibe, llevando firma y fecha de quien entrega y el personal asociado.

3,2 ANÁLISIS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO

Es el formato (ver Anexo G), se adjunta el permiso de trabajo que permite identificar los pasos básicos de una

tarea, maniobra, ensayo eléctrico o mantenimiento determinando los factores de riesgo asociados. En Colombia

se establecen definiciones de identificación de peligro, valoración de riesgo y prevención de riesgo en la Resolución

1016 de 1989 en el artículo 10 numeral 2 literal c, articulo 11 numeral 1, 2 y 3, articulo 14 numeral 1, 2 y 3.

62

También en el Decreto 614 de 1984 artículo 30; decreto ley 1295 de 1994 articulo 62; ley 378 de 1997 artículo 13;

resolución 2413 de 1979 artículo 10 y el Código sustantivo del trabajo artículos 56, 57, 62 y 384.

Está estructurado por lo general de la siguiente manera.

Lugares de trabajo: Se nombre lugares generalmente donde se realizará la maniobra o mantenimiento

especificando la ubicación del activo asociado la cual está ligada al número de permiso de trabajo. Por ejemplo, subestaciones eléctricas de patio (al aire libre), subestaciones internas o encapsuladas.

Riesgos presentes: Se busca la identificación de aquellas situaciones o circunstancias que son potenciales causantes de una urgencia.

En las tareas: Son los riesgos presentes en el alistamiento de equipos, herramientas y objetos necesarios

antes del mantenimiento o maniobra.

En el lugar de trabajo: Son los riesgos presentes en realización del mantenimiento o maniobra como

lesiones superficiales, raspón, caídas al mismo nivel, por trabajo en superficies no uniformes, inestables

pisadas sobre objetos, situación que se produce por tropezar o pisar sobre herramientas abandonadas o

irregularidades del suelo que originan caídas.

Medidas preventivas: Son aquellas acciones con las cuales se pretende mitigar las situaciones

potenciales de emergencia y minimizar los accidentes.

Restricciones físicas en las tareas: Estado físico del personal a realizar las maniobras con el fin de evitar accidentes o riesgos potenciales por una mala coordinación motora o dolores físicos.

Restricciones en el lugar de trabajo: Son las circunstancias como presencia de lluvia o no contar con

los elementos de protección anunciados en la ATS o falta de documentación, vencimiento o suspensión del permiso de trabajo.

Instrucciones de medio ambiente: Si la maniobra o mantenimiento deja residuos se indica de qué

manera se va disponer de ellos. Identificando que impacto ambiental está asociada la actividad para evitar contaminaciones o mal uso de los recursos naturales.

3.3 PERMISO DE TRABAJO EN ALTURA

El permiso de trabajo en alturas bajo la resolución 1409 del 23 de julio de 2012 contiene la misma estructura

de un permiso de trabajo (ver Anexo H), solo cambiando los peligros descritos donde el montaje y desmontaje

de todos los equipos y elementos utilizados para trabajos en alturas pueden ocasionar lesiones a las personas,

daños a equipos y a la propiedad tales como:

Caída de personas a un nivel más bajo.

Caída de personas a un mismo nivel

Caída de personas desde altura al vacío

Caída de Objetos o materiales

Electrocución por redes eléctricas cercanas

Manipulación inadecuada o sin asegurar de herramientas, objetos o equipos

Uso de estructuras o elementos en mal estado.

Modificaciones no autorizadas.

63

Las responsabilidades del personal al realizar un trabajo en alturas es planificar y controlar todas las medidas

preventivas que eviten la ocurrencia de accidentes y/o accidentes que afecten tanto a los trabajadores como a

los materiales, equipos u objetos que se encuentren alrededor del área de trabajo. Las autoridades operativas

de planta, proyecto, obra o interventoría deben comprobar el grado de confiabilidad con respecto al permiso

de trabajo y el análisis de seguridad en el trabajo para la realización segura de los trabajos en alturas como:

Es responsabilidad de todos los trabajadores de revisar los elementos de protección personal, como también los equipos para trabajos en alturas, antes de cada uso y reportar de inmediato a su jefe o superior las fallas o anomalías que sean encontradas.

El almacenamiento de los elementos usados para trabajos en alturas debe ser cuidadoso y su limpieza y conservación de una manera adecuada.

Para el personal que trabaje en alturas se le deberá diligenciar diariamente y durante lo que dure el trabajo, un formato en el cual quede consignada la siguiente información:

a. Prueba de alcoholimetría.

b. Toma de Tensión arterial

c. Certificación médica, pero-ocupacional de aptitud para realizar trabajos en alturas, con

vigencia de un año.

d. Diligenciamiento de la lista de chequeo para arnés.

e. Afiliación Vigente a la Seguridad Social

3.4 BLOQUEO Y ETIQUETADO

El objetivo es establecer los bloqueos, etiquetado y desconexión de los activos relacionados con el

mantenimiento o maniobra a realizar bajo la resolución 1016 de 1989 articulo 11 numeral 17; resolución 2400

de 1979 articulo 202 al 204, ley 9 de 1979 artículo 93, articulo 94 y articulo 206 para proteger el personal

relacionado por una posible activación accidental de las fuentes de energía del activo.

En la realización de los ensayos eléctricos los transformadores de potencia ay distribución están asociado a

otros activos en su operación normal, por lo tanto, se deben identificar los dispositivos de bloqueo, los cuales

son comúnmente son candados de diferentes colores para marcar que tipo de mantenimiento de está realizando,

por lo general de utiliza tres colores azules (Eléctrico), rojo (Mecánico) y amarillo (Electrónico) como se

observa en la Figura 43, utilizado en la industrias comúnmente, lo cual no indica que no cambie la relación del

mantenimiento.

Figura 43. Candados

Fuente: PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA (2014).

64

Los candados son acompañados por tarjetas del mismo color como se muestra en la Figura 44, las cuales

contienen el nombre del operador encargado y código del permiso de trabajo.

Figura 44. Tarjeta que acompaña el candado


Como se ilustra en la Figura 45, se coloca el candado seguido de la tarjeta previamente diligenciada en el

interruptor o lugar de activación de la energización del activo después de haber realizado la verificación de las

cinco reglas de oro junto a las desconexiones necesarias para el mantenimiento estipulado en el permiso de

trabajo. Una vez finalizado el mantenimiento se realiza el proceso de entrega, el cual concierne entrega del

activo, desbloqueo, confirmación de buen funcionamiento y finalmente cierre de permiso de trabajo.

Figura 45. Bloqueo realizado antes del mantenimiento


65

4. PROCESOS Y PROCEDIMIENTOS

En la ejecución de un ensayo eléctrico como parte de un mantenimiento a un activo se tiene en consideración

el Esquema 3, donde se especifica el proceso general llevado a cabo con el fin de asegurar tanto la seguridad

del personal como una mejor manera de proceder.

Esquema 3. Proceso de la aplicación de un ensayo eléctrico


66

Se dispone la aplicación de los ensayos eléctricos representativos en un transformador de potencia o de

distribución siguiendo la metodología de medición basada en estándares internacionales y nacionales. Los

transformadores ABB son mostrados en la Figura 46, identificando los datos principales de cada transformador

por medio de la placa de datos asociados legibles en las Tabla 28 y 29.

a)

b)

Fig.u: ra 46. Transformadores trifásicos sumergidos en aceite : a) 150 kVA, b). 1000 kVA

Fuente: Laboratorio de alta – Sector industrial (2019).

Tabla 28. Datos del transformador 150 kVA

MARCA ABB

POTENCIA 150 kVA

N° SERIE 124902

AÑO 1996

FASES 3

TENSIÓN P. (kV) 11.4

TENSIÓN S. (V): 214

CORRIENTE.P 7.6

(A)

CORRIENTE.S (A) CONEXIÓN CORRIENTE.CC (kA) N° TAPS (Alta)

1. 11685

2. 11400

3. 11115

4. 10830

5. 10545

404.9 Dyn5 0.3

VOL. ACEITE (L) PESO TOTAL (kg) REFRIGERACION

15 622 ONAN

TCC A 85°C (%) N.B.A. Prim N.B.A. Sec

2.55 95 30

DEV. DE BAJA DEV. DE ALTA NEUTRO FISICO

x, y, z U, V, W Pn Fuente: Elaboración propia

67

Tabla 29. Datos del transformador 1000 kVA

MARCA ABB

POTENCIA 1000 kVA

N° SERIE 200057

AÑO 2016

FASES 3

TENSIÓN P. (kV) 13.8

TENSIÓN S. (V): 460

CORRIENTE.P ------

(A)

CORRIENTE.S (A) CONEXIÓN CORRIENTE.CC (kA) N° TAPS (Alta)

1. 14490

2. 14145

3. 13800

4. 13450

5. 13111

2016 Dyn5 1.4

VOL. ACEITE (L) PESO TOTAL (kg) REFRIGERACION

705 3060 ONAN

TCC A 85°C (%) N.B.A. Prim N.B.A. Sec

----- 90 30

DEV. DE BAJA DEV. DE ALTA NEUTRO FISICO

x, y, z U, V, W Pn Fuente: Elaboración propia

El transformador no cuenta con hoja de vida o un seguimiento en los ensayos eléctricos posteriores a los que

se le aplicaran, por lo tanto, no se tiene un referente para su comparación, se procederá a comparar los

resultados obtenidos entre ellos mismos detectando diferencias significativas.

4.1. MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE DEVANADO TRANSFORMADOR 150 kVA

Las mediciones de la resistencia de devanados se realizan con el Micro-Ohmímetro 6250 presentado en la

Figura 47, este equipo cuenta con los rangos de resistencia asociados en la Tabla 15.A su vez se verifica la

desconexión total del transformador, identificando la ubicación de los devanados y la información

correspondiente a la placa datos de la Tabla 28.

Figura 47. Micro-Ohmímetro 6250 Fuente: Elaboración propia

El transformador cuenta con conexión Dyn5, lo cual indica la presencia de un neutro físico por el lado de baja

tensión con una conexión en estrella, mientras, el devanado de alta está en Delta y cuenta con cinco (5) taps

como se ve en la Figura 48.

68

Figura 48. Tap del transformador ABB


Una vez identificado el transformador y sus características se procede a configurar el Micro-Ohmímetro 6250

con las principales características necesarias para tener resultados confiables, mencionados a continuación:

Modo de prueba: Se selecciona el tipo de medición si es resistivo o inductivo, para transformadores se coloca en modo inductivo.

Selección de material: Se selecciona el material del devanado bajo ensayo (cobre o aluminio)

Medición de temperatura ambiente: Se toma la temperatura en la cual se realiza la medición.

Una vez finalizada la configuración del equipo se procede a realizar las conexiones establecidas en la Tabla

16, se comienza con las mediciones en el devanado de baja tensión colocando primero la pinza roja en “x” y

la pinza negra en “Pn” como se aprecia en la Figura 49, en esta conexión se mide el primer devanado

verificando el buen contacto de las pinzas evitando mediciones erradas.

Figura 49. Conexión x-Pn


El Micro-Ohmímetro 6250 se comienza inyectando una corriente de 1[mA], como resultado tenemos una

medición en ceros lo que indica que la resistencia del devanado es de un valor más mínimo, por lo tanto,

pasamos a inyectar 10 [mA] obteniendo el mismo resultado, se sigue con el mismo procedimiento hasta llegar

a una corriente de 10[A] ya obteniendo una medición aproximada al valor con la cual se sabe en qué rango

esta la resistencia así ajustándolo al último rango de 5[mΩ].

69

Se repite la medición cinco veces apuntándola en el protocolo correspondiente al ensayo eléctrico, se cambia

la posición de la pinza roja a “y” dejando la pinza negra en “Pn” mostrada en la Figura 50a, al hacer este

cambio se comienza la medición del siguiente devanado, se procede a colocar el rango ubicado en la medición

anterior con lo cual el resultado debe ser parecido al obtenido con anterioridad, siendo esto afirmativo se

continua con la medición, pero si es al contrario y se tiene resultados diferentes se verifica las conexiones y

se vuelve a realizar la medida evitando errores por contacto.

Una vez completada las cinco mediciones, se procede a cambiar la pinza roja a “z” y manteniendo la pinza

negra en “Pn” ilustrado en la Figura 50b, donde se medirá el último devanado de baja, se realiza en mismo

procedimiento de las demás conexiones anotando el resultado en el protocolo.

a) b)

Figura 50. Conexiones del devanado de baja : a). Conexión y-Pn, b). Conexión z-Pn


Una vez finalizada las mediciones correspondientes al devanado de baja, se comienzan con el devanado de

alta, el cual cuenta con cinco (5) Taps, lo que indica que por Tap se debe realizar las mediciones

correspondientes. En la parte del devanado de alta se ajusta el Tap en la posición 1, colocando la pinza roja

en “U” y la pinza negra en “V” como se observa en la Figura 51, que corresponde a la primera medición en el

devanado, como se aplicó el procedimiento en la primera medición en el devanado de baja, se realiza lo mismo

iniciando con una inyección de 1[mA] obteniendo una medición en ohmios [Ω], para obtener una medición

más precisa se inyecta 100[mA].

Figura 51. Conexión U-V Fuente: Elaboración propia

70

Al terminar las mediciones necesarias y registradas en el protocolo, se pasa la pinza roja a “W” dejando la

pinza negra en “U “ilustrada en la Figura 52a, con esta conexión se mide el segundo devanado, ya obtenido el

rango con la medición anterior se procede a realizar la medición de la resistencia óhmica.

La última conexión se realiza pasando la pinza negra a “V” y manteniendo la pinza roja en “W” como se

muestra en la Figura 52b. En esta conexión se finaliza con el último devanado donde se mide apuntando los

datos en el protocolo y al finalizar se ajusta el tap en la posición 2 realizando el mismo procedimiento en el

Tap.

a) b)

Figura 52. Conexiones en devanado de alta : a). Conexión U-W, Conexión W-V Fuente: Elaboración propia

Así sucesivamente hasta el tap cinco registrando los datos obtenidos mostrados en la Tabla 30 el promedio

obtenido de las cinco mediciones de la resistencia óhmica de los devanados a una temperatura de 18,2°C.

Tabla 30. Resistencia óhmica promedio de cada devanado

RESISTENCIA OHMICA DEVANADO ALTA MEDIDA PROMEDIO

N° TAP FASE U

[Ω] ∆RM [Ω]

FASE V

[Ω] ∆RM [Ω]

FASE W

[Ω] ∆RM [Ω]

1 9,2316 0,0076158 9,2428 0,0076214 9,2756 0,0076378

2 9,015 0,0075075 9,0674 0,0075337 8,9634 0,0074817

3 8,7538 0,0073769 8,8158 0,0074079 8,772 0,004386

4 8,5382 0,0072691 8,5496 0,0072748 8,5112 0,0072556

5 8,2656 0,0071328 8,3514 0,0071757 8,2906 0,0071453

RESISTENCIA OHMICA DEVANADO BAJA MEDIDA PROMEDIO

N° TAP FASE X

[mΩ] ∆RM [Ω]

FASE Y

[mΩ] ∆RM [Ω]

FASE Z

[mΩ] ∆RM [Ω]

N. A 2,1861 0,00109605 2,18368 0,00109484 2,2002 0,0011031


71

4.2 MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TRANSFORMADOR 150 kVA

El transformador ABB cuenta con cinco tap ubicados en el devanado de alta indicando cinco valores diferentes

de tensión y una única tensión en el devanado de baja, por lo tanto, se tienen cinco constantes de la relación

de transformación teóricas calculadas con los valores de la placa de datos utilizando la Ecuación 3, con una

modificación como lo indica el Anexo B dado que el grupo de conexión es Dyn5, donde se utiliza la raíz de

tres (√3 ), obteniendo los resultados en la Tabla 31.

Tabla 31. Relación de transformación teórica de cada tap

N°

TAP

TENSIÓN

NOMINAL ALTA [Vac]

TENSIÓN

NOMINAL BAJA [Vac]

R. T

TEORICA “a”

1 11685 94,57483031

2 11400 92,26812713

3 11115 214 89,96142395

4 10830 87,65472078

5 10545 85,3480176

Nota: R.T: Relación de transformación. Fuente: Elaboración propia

Teniendo la relación de transformación teórica se determina la tensión nominal del ensayo eléctrico, el cual se

le inyectara al devanado de alta, con el fin de tener una tensión en los rangos del multímetro utilizado es este

caso el Fluke 179. Se utiliza una tensión de 220 [Vac] siendo una tensión trifásica utilizada comúnmente en la

industria obteniendo una tensión de salida aproximadamente elevada para cada tap, las tensiones esperadas en

el devanado de baja son presentados en la Tabla 32.

Tabla 32. Tensión esperada en cada tap

N° TAP

TENSIÓN [Vac]

1 2,37

2 2,38

3 2,44

4 2.50

5 2,57


Se configura los rangos de los multímetros 179 en la Tabla 33, para cada tensión de los devanados evitando

en la realización de la medición se salgan del rango.

72

Tabla 33. Rangos del Multímetro 179

FUNCIÓN RANGO RESOLUCIÓN 600.0 [mV] 0.1 [mV] 6.000 [V] 0.001 [V]

Voltios CA 60.00 [V] 0.01 [V] 600.0 [V] 0.1 [V] 1000 [V] 1 [V]

Fuente: Manual de uso Fluke modelos 175,177 & 179 (2003)

Se procede a colocar el Tap es la posición uno, después se conecta la fuente de alimentación de 220 [Vac] al

devanado de alta, junto con las pinzas del multímetro en “U” y “V” donde se medirá la tensión de entrada. En

el devanado de baja se conecta el otro multímetro en “Pn” y “y” mostrada en la Figura 53, donde se medirá la

tensión de salida. Se realiza la energización de los devanados de alta obteniendo aproximadamente 220 [Vac]

reflejados en el multímetro y en el multímetro ubicado en el devanado de baja se observa una lectura

aproximada de 2,3 [Vac] anotando en el protocolo correspondiente. Esto indica que la relación de

transformación teórica en este tap es correcta y concuerda con la tensión esperada en el devanado.

Figura 53. Conexión V-U en alta y conexión y-Pn en baja


Se verifica que sin importar la tensión inyectada en el devanado de alta con respeto a la tensión de salida en el

devanado de baja la relación de transformación es la misma, por lo tanto, se disminuye variando la tensión

cada 20 [Vac], registrando las lecturas del multímetro en baja como se muestra en la Tabla 34.

Tabla 34. Relación de transformación con diferentes tensiones

TAP 2

U-W [v] ∆V [v] X-Pn [v] ∆V [v] Relación de

transformación ∆A

220 0,223 2,393 0,005393 91,93480986 0,300377948

200,5 0,2035 2,185 0,005185 91,76201373 0,31088606

179,8 0,1828 1,964 0,004964 91,54786151 0,32446211

161,1 0,1641 1,752 0,004752 91,95205479 0,343068587

140,3 0,1433 1,519 0,004519 92,36339697 0,369117966


73

Al finalizar la medición se procede a cambiar las demás posiciones del tap tomando las lecturas

correspondientes sin modificar la conexión. Una vez se tengan los cinco taps medidos se desenergiza la fuente

trifásica y se verifica ausencia de tensión con los multímetros con el fin de realizar el cambio de conexiones

en manera segura. Se cambian las conexiones moviendo la pinza del multímetro ubicado en el devanado de

alta en “V” hacia “W” y se mantienen la otra pinza en “U” con el objetivo de medir la tensión de entrada en

este devanado, en el devanado de baja pasamos la pinza de “y” a “x” manteniendo la otra pinza en “Pn” para

medir la tensión de salida correspondiente como se aprecia en la Figura 54.

Figura 54. Conexión U-W en alta y conexión x-Pn en baja Fuente: Elaboración propia

Una vez finalizada la conexión se realiza el mismo procedimiento anterior verificando la tensión esperada,

variando los niveles de tensión, cambiando el tap a las demás posiciones apuntando los resultados y finalmente

verificando ausencia de tensión para realizar cambio de conexiones.

La última conexión se realiza cambiando la pinza del multímetro ubicado en alta en “U” pasándola a “V” y la

otra pinza manteniéndola en “W” obteniendo la tensión de entrada en el último devanado de alta. En el

devanado de baja tensión se ubica la pinza en “y” a “z” manteniendo la otra pinza en “Pn” mostrada en la

Figura 55 así se mide la tensión de salida en el último devanado de baja.

Figura 55. Conexión V-W en alta y conexión z-Pn en baja Fuente: Elaboración propia

Al finalizar las mediciones correspondientes en cada Tap del transformador se saca la relación de

transformación promedio visualizada en la Tabla 35.

74

Tabla 35. Relación de transformación medida

N° TAP R.T MEDIDA ∆A ERROR

1 94,56347551 0,562654071 -0,0113548

2 92,22821186 0,535951467 -0,039915274

3 89,87731974 0,515491178 -0,084104218

4 87,57017308 0,491581163 -0,084547694

5 85,33260363 0,469235191 -0,01541397


4.3 MEDICIÓN DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO TRANSFORMADOR 150 kVA

La medición de la resistencia de aislamiento del transformador se realiza con el equipo Metrel MI-2077, el

cual cuenta con una tensión de inyección de máximo 5 [kV]. Se procederá con las conexiones establecidas en

la Figura 29, dependiendo el tipo de aislamiento a medir, también se realizará la medición del índice de

polarización tomando los datos en determinados tiempos y así poder construir la curva característica.

La primera conexión es poner los devanados de alta y baja junto con el neutro en cortocircuito como se presenta

en la Figura 56, también se ajusta un conductor asociado a tierra con el fin de descargas el devanado para la

siguiente medición.

Figura 56. Cortocircuito en los devanados Fuente: Elaboración propia

El aislamiento a medir es el CH con una tensión de 5000[V], se coloca la pinza roja en el devanado de alta, el

devanado de baja junto con la cuba y la puesta a tierra se conectan a la pinza verde como se ve en la Figura

57, se ajusta el tiempo de duración de la medida en un (1) minuto apuntando los resultados en los tiempos

determinado observando las mediciones aumenten donde es importante observar el comportamiento del

equipo ya que a ver esta variación se concluye la eficiencia de la medida y si concuerda con la resistencia

resultante.

75

Figura 57. Conexión de los devanados para el aislamiento CH Fuente: Elaboración propia

Una vez finalizado el tiempo se usa el conductor asociado a la malla puesta a tierra y se descarga el devanado

de alta por seguridad al realizar el cambio de pinzas para la nueva medición. Se ajusta la tensión de salida a

2500 [V] para el aislamiento CHL manteniendo el tiempo de duración, la pinza roja se mantiene en el devanado

de alta, la pinza verde en el devanado de baja y se coloca la pinza negra a la cuba y la tierra como se observa

en la Figura 58a.

a)

b)

Figura 58. Conexión de los devanados para los aislamientos CHL y CL : a) CHL, b) CL Fuente: Elaboración propia

Después de obtener el resultado se descarga el devanado procediendo a la última conexión, la pinza roja se

coloca en el devanado de baja, el devanado de alta junto con la cuba y la tierra se conecta la pinza verde como

se ilustra en la Figura 58b. Configurando la tensión de salida a 500 [V] con duración de un (1) minuto

76

apuntando los resultados obtenidos del aislamiento CL. Los resultados obtenidos son asociados en la Tabla 36

indicando la temperatura ambiente del ensayo eléctrico.

Tabla 36. Resultados obtenidos de la resistencia de aislamiento

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Temperatura:

20°C

CH

Tensión:

5000 (V)

CHL

Tensión:

2500 (V)

CL

Tensión:

500 (V)

TIEMPO(Seg) R (GΩ) ∆RA(Ω) R(GΩ) ∆RA (Ω) R(GΩ) ∆RA (Ω)

15 0,322 0,0361 0,314 0,0357 0,34 0,037

30 0,515 0,04575 0,535 0,04675 0,59 0,0495

45 0,71 0,0555 0,685 0,05425 0,79 0,0595

60 0,87 0,0635 0,83 0,0615 1 0,07


El índice de polarización cuenta con las mismas conexiones realizadas anteriormente con la diferencia de la

duración de tiempo modificándolo a diez (10) minutos y esperando que se descargue automáticamente para

obtener el DD arrojado por el propio equipo, teniendo en cuenta estas modificaciones el procedimiento es el

mismo, en la Tabla 37 se adjuntan los resultados obtenidos.

Tabla 37. Resultados obtenidos del índice de polarización

ÍNDICE DE POLARIZACIÓN

Temperatura:

20°C CH

Tensión:

5000(V) CHL

Tensión:

2500(V) CL

Tensión:

500(V)

TIEMPO R(GΩ) ∆RA (Ω) R(GΩ) ∆RA (Ω) RESISTENCIA(GΩ) ∆RA (Ω)

0,5 0,63 0,0615 0,56 0,058 0,7 0,065

1 0,845 0,07225 0,845 0,07225 0,99 0,0795

2 1,35 0,0975 1,36 0,098 1,63 0,1115

3 1,75 0,1175 1,78 0,119 2,16 0,138

4 2,08 0,134 2,15 0,1375 2,62 0,161

5 2,38 0,149 2,42 0,151 2,92 0,176

6 2,64 0,162 2,7 0,165 3,26 0,193

7 2,88 0,174 2,96 0,178 3,52 0,206

8 3,08 0,184 3,18 0,189 3,78 0,219

9 3,28 0,194 3,38 0,199 4,02 0,231

10 3,48 0,204 3,58 0,209 4,22 0,241

DD 1,05

1,12

1,16


77

4.4 ANÁLISIS FISICOQUIMÍCO

Con relación al análisis fisicoquímico como un ensayo eléctrico representativo en el cual se especificó su

elaboración en laboratorios certificados mediante una muestra del aceite dieléctrico y la investigación realizada

de costos de las diferentes entidades que prestan el servicio a nivel Bogotá DC.

Se tienen los siguientes aspectos:

El transformador de 150 kVA no se visualiza un punto de extracción adecuado.

El transformador de 1000kVA la empresa no pretende realizar el ensayo eléctrico.

No se cuenta con los recursos económicos suficientes para realizar el ensayo eléctrico con otro transformador.

Se concluye analizar los informes que son entregados a las empresas, los cuales vienen previamente de

diferentes maneras con los resultados y los límites permitidos normativamente estableciendo el estado del

dieléctrico.

4.5 ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELÉCTRICA (DFR)

TRANFORMADORES DE 150 Y 1000 kVA

El ensayo eléctrico se realiza utilizando el equipo Dirana, analizador de respuesta dieléctrica FDS-PDC, este

equipo permite determinar el estado del sistema de aislamiento de transformadores de potencia y distribución

en sus diferentes tipos de aislamiento (CHL, CH, CL) basado en la norma IEC 60422- 2013. Se utilizará para

calcular la humedad de dos transformadores ABB con características similares obteniendo sus curvas

representativas.

El Dirana es un equipo de alta precisión para las pruebas DFR, su tensión de alimentación es de 80 a 265 [Vac]

con 5 [Vdc] en tensión de salida, cuenta con comunicación por medio de conexión USB y también la terminal

de conexión para equipotencial a tierra como se observa en la Figura 59.

Figura 59. Vista posterior del Dirana

Fuente: Manual del Dirana (2012).

El equipo cuenta con dos canales (CH1 y CH2), un conector de output (salida), un conector de guarda. Cuenta

con los respectivos indicadores de encendido e inicio de prueba como se muestra en la Figura 60.

78

Figura 60. Vista frontal del Dirana

Fuente: Manual del Dirana (2012).

El Dirana es operado por el software Primary Test ManagerTM (PTM) que lo respalda durante el ensayo de

diagnóstico, la evaluación de la condición y la administración sencilla de datos. El Primary Test Manager es

un software de control.

Primary Test Manager ofrece una interfaz en el ordenador para la unidad de prueba y proporciona ayuda para

configurar el hardware y realizar ensayos eléctricos. En la opción de activos se tiene un listado de todos los

equipos asociados, en este caso ajustamos a transformador. Para esto se siguen los siguientes pasos:

1. En la lista de Activo, se debe seleccionar Transformador

2. En la lista Tipo de activo, se selecciona el tipo de transformador

3. En la vista de transformadores, introducir los datos generales del activo (los datos de la placa

característica)

4. En el área de configuración de devanados, establecer el grupo vectorial del transformador seleccionar

el número de fases del transformador y editar grupo vectorial.

5. En las áreas valores nominales, impedancia y otros, se colocan los datos de las placas de cada

transformador.

Con los datos incluidos se procede a realizar las conexiones asociadas en la Figura 38 para el aislamiento CHL

de cada transformado realizando el cortocircuito respectivo en cada devanado asociando el neutro físico

visualizo en la Figura 61.

a)

79

b)

Figura 61. Conexiones del Dirana en los devanados : a) 1000 kVA, b) 150 kVA


Al conectar los canales respectivos en los devanados se ubica la tierra y se conecta junto a la cuba como se ve

en la Figura 62, al terminar se sincroniza el Dirana al PTM para iniciar el ensayo eléctrico.

a)

b)

Figura 62. Conexión de tierra y cuba junto a la sincronización del Dirana con el PTM: a) 150 kVA, b) 1000 kVA Fuente: Elaboración propia

80

El PTM verifica que no existan posibles conexiones defectuosas avisando al operador por medio de un aviso,

en este caso todas las conexiones en los dos transformadores se encuentran bien, al finalizar la medición se

obtienen las curvas representativas de cada transformador visualizadas en la Figura 74.

Las mediciones se pueden comparan con curvas modelo, obtenidas en un estudio de la Universidad de Stuttgart

en Alemania, y curvas modelo de aislación papel-aceite nuevo ya conocidas por medio de ensayos en

laboratorios e investigaciones aprobados y certificados por la CIGRE. En esta misma comparación se realiza

el cálculo del porcentaje de humedad, saturación junto con la conductividad del aceite y la geometría de diseño

en la Figura 63.

En la Tabla 38 se encuentran los resultados obtenidos por medio del cálculo realizado por el Dirana observados

en la parte izquierda de la Figura 64 correspondiente a cada transformador. Al finalizar los cálculos se extrae

la información en formato .xlsx conteniendo los resultados correspondientes.

a) b)

Figura 63. Curvas representativas de cada transformador

Fuente: PTM (2019)

: a) 1000 kVA, b) 150 kVA

a) b)

Figura 64. Comparación de la curva obtenida con la curva modelo : a) 1000 kVA, b) 150 kVA

Fuente: PTM (2019).

81

Tabla 38. Resultados obtenidos por medio de la curva característica de cada transformador

CONCEPTO TRANFORMADOR

150 kVA

TRANFORMADOR

1000 kVA

Geometría de Diseño Barreras: 15% Espaciadores: 19%

Barreras: 19% Espaciadores: 31%

Conductividad del aceite 7.7 pS/m 35.4 pS/m

Contenido de humedad 1.3 % 1.4 %

Porcentaje de saturación 2.4% 2.6 %

Índice de polarización 4,05 1,033

DAR 1,397 1,354

Fuente: PTM (2019).

4.6 ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA DE BARRIDO (SFRA) TRANSFORMADOR

150kVA

El ensayo eléctrico se utilizará el equipo Franeo 800, analizador de respuesta en frecuencia de barrido

reservado al diagnóstico de los devanados y al núcleo de los transformadores trifásicos, igual que el Dirana se

utiliza con el apoyo del PTM con el cual se visualiza las curvas representativas. Su configuración es igual al

Dirana colocando los datos del transformador obtenidos en la placa de datos.

El equipo cuenta con un conector de salida y un conector de referencia, los cuales van asociados a un extremo

de la bobina y el conector de respuesta al otro extremo de la misma bobina observado en la Figura 65.

Figura 65. Vista frontal del franeo 800

Fuente: Manual de usuario del franeo 800 (2019).

Se tiene en cuenta las conexiones de la Figura 40 y 41, iniciando con las mediciones en circuito abierto y

después nuevamente realizadas en circuito cerrado, se conecta al devanado de alta las puntas del Franeo en

“U” y “V” dejando el devanado de baja flotando como se ilustra en la Figura 66. Una vez tomada la medición

de pasa al otro devanado colocando las pinzas en “U” y “W”.

82

a) b)

Figura 66. Conexión al devanado de alta con el franeo 800 : a). U-W, b) U-V Fuente: Elaboración propia

Al finalizar las mediciones se obtienen las curvas de cada devanado dando un ejemplo en la Figura 67. Se

realizan las conexiones en el devanado que falta obteniendo su curva, después se pasa al devanado de baja

realizando las conexiones por devanado iguales a las que se usaron en la resistencia óhmica del devanado para

un Dyn5 obteniendo los resultados para cada uno.

Figura 67. Curva obtenida del devanado de alta con el franeo 800

Fuente: PTM (2019).

Al finalizar todas las mediciones en circuito abierto, se dispone a realizar la medición en circuito cerrado con

el devanado de alta como se muestra en la Figura 68 con el objetivo de verificar la influencia del núcleo.

83

a) b)

Figura 68. Repitiendo mediciones en circuito cerrado : a). devanado de baja en cortocircuito, b) U-W

Fuente Elaboración propia

Se extrae la curva representativa obtenida por medio del Franeo 800 y el PTM presentada en la Figura 69.

Como se realiza la medida en circuito abierto, se sigue las mismas indicaciones en circuito cerrado obteniendo

las curvas correspondientes del devanado de alta.

Figura 69. U-W en circuito cerrado Fuente: PTM (2019)

84

5. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Teniendo en cuenta las normas internacionales y nacionales, se analizan los resultados obtenidos de los

ensayos eléctricos aplicados en los transformadores trifásicos sumergidos en aceite de los mantenimientos

correspondientes, estableciendo así su cumplimiento o no de requisitos de operación dependiendo de su

condición actual, como se presenta en el Esquema 4, se tiene el procedimiento general al establecer las

condiciones del activo.

Esquema 4. Procedimiento en el análisis de resultados


85

5.1 MEDICION DE LA RESISTENCIA ÓHMICA DEL DEVANADO

Se obtuvieron los resultados promedio por fase de los devanados, en la Tabla 30. Se calcula la resistencia

óhmica de cada devanado estableciendo un valor promedio de las mediciones ejecutadas a una temperatura de

18.2°C, como se observa en la Tabla 39.

Tabla 39. Resistencia óhmica promedio

N°

TAP

RESISTENCIA ÓHMICA

DEVANADO ALTA [Ω]

1 9,250

2 9,015

3 8,781

4 8,533

5 8,303

N° TAP

RESISTENCIA ÓHMICA

DEVANADO BAJA [mΩ]

N. A 2,189


Con la resistencia óhmica de los devanados se calcula la corrección por temperatura a 75°C utilizando la

Ecuación 2.

Rs = 9.250 ∗ ((75 + 234.5))/((18.2 + 234.5) ) Rs = 11.329

[Ω]

La corrección por temperatura se establece en la Tabla 40, comprobando el efecto en la resistencia provocado

por temperaturas distintas.

Tabla 40. Corrección por temperatura a 75°C

N°

TAP

RESISTENCIA ÓHMICA

DEVANADO ALTA [Ω]

1 11,329

2 11,042

3 10,754

4 10,451

5 10,169

N° TAP

RESISTENCIA ÓHMICA

DEVANADO BAJA [mΩ]

N. A 2,682


En la gráfica 5 se visualiza la diferencia de la resistencia del devanado afectada por la temperatura, la cual

permite calcular las perdidas en operación.

86

Gráfica 5. Comportamiento de la resistencia en el devanado de alta con la corrección de temperatura Fuente: Elaboración propia

La desviación máxima establecida es de tres por ciento (3%) de cada bobina entre el promedio obtenido de las

mediciones de la Tabla 39, siendo la resistencia de referencia y las mediciones de la Tabla 30. Esta desviación

se obtiene con la Ecuación 1 visualizadas en la Tabla 41.

% Desviación = 9,250 − 9,2316

x 100 9,250

% Desviación = 0.198 %

Tabla 41. Desviaciones por fase

DEVANADO ALTA [Ω]

N°

TAP

FASE

U

FASE

V

FASE

W

1 0,198 0,077 0,276

2 0,002 0,578 0,575

3 0,304 0,401 0,097

4 0,060 0,194 0,255

5 0,444 0,588 0,143

DEVANADO BAJA [mΩ]

N° TAP FASE

X

FASE

Y

FASE

Z

N. A 0,177 0,288 0,466


TEMPERATURA 75°C TEMPERATURA 18.2°C

NUMERO DE TAPS

0 1 2

RESISTENCIA OHMICA DE DEVANADO ALTA

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000 RE

SIS

TE

NC

IA O

HM

ICA

[Ω

]

87

Se realiza el cálculo con la Temperatura de 18,2 °C obteniendo la desviación por fase, si se usa la temperatura

de 75°C la desviación debe ser la misma. Las desviaciones calculadas como se ve en la Tabla 41 están por

debajo del 1% en cada uno de los Tap del devanado de alta y el devanado de baja, dando como resultado

“Aceptable” basándose en los criterios presentados en la sección 2.8.1, indicando que no se encuentran indicios

de posibles fallas y el margen de desviación no debe superar el 3% máximo.

También se observa que las mediciones entre los tres devanados son parecidas entre ellas, siendo correcto dado

que las bobinas son iguales, por lo tanto, el análisis principal tiene tiempos cortos llevando a indicios de fallas

en el mismo instante de aplicar el ensayo eléctrico siendo conveniente para el mantenimiento.

5.2 MEDICIÓN DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN

La relación de transformación medida mostrada en la Tabla 42 es el resultado del promedio de las tres fases

para cada tap tomando las mediciones mencionadas en la Tabla 35.

Tabla 42. Relación de transformación medida

N°

TAP

RELACIÓN DE

TRANSFORMACIÓN MEDIDA

1 94,56347551

2 92,22821186

3 89,87731974

4 87,57017308

5 85,33260363


En la Tabla 31 se tiene el cálculo de la relación de transformación teórica, la cual es utilizada junto con la

Ecuación 4.

% Desviación = 94,57483031 − 94,56347551

x 100

94,57483031

% Desviación = 0.012 %

Los resultados de los porcentajes de desviación por tap se presentan en la Tabla 43.

Tabla 43. Desviaciones por tap

N° TAP R. T TEORICA R.T MEDIDA % DESVIACIÓN

1 94,57483031 94,56347551 0,012006154

2 92,26812713 92,22821186 0,043260089

3 89,96142395 89,87731974 0,093489203

4 87,65472078 87,57017308 0,09645538

5 85,3480176 85,33260363 0,018060138


88

RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

1,20

1,00

0,80

0,60

TIEMPO [SEG]

La normatividad sugiere no superar el 0.5% de la desviación, por lo tanto, como se observa en los cálculos, la

desviación está por debajo del porcentaje dando como resultado la aprobación del activo.

Este ensayo eléctrico demuestra que no existen diferencias notorias entre la relación de transformación medida

y la descrita en la placa de datos como se ve en la gráfica 6. En la parte de los devanados no se encuentran

síntomas de una posible falla de ningún carácter como de cortocircuito o circuito abierto siendo estos los más

comunes, también se descarta en el tap algo inusual en su movimiento mecánico.

Gráfica 6. Desviación de la relación de transformación de los taps


5.3 MEDIDA DE LA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

La resistencia de aislamiento tomada en el tiempo de un (1) minuto tienen un comportamiento creciente como

se ve en la Gráfica 7, finalizando con una resistencia en Giga Ohmios; estando en el rango establecido

normativamente en los tres aislamientos del sistema de aislamiento, presentando que la corriente de fuga es

mínima.

Gráfica 7. Curva de los diferentes aislamientos presentes en el transformador


R.T MEDIDA R. T TEORICA

NUMERO DE TAPS

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN a

RE

SIS

TE

NC

IA D

E A

ILA

MIE

NT

O

[GΩ

]

89

Con la Ecuación 5 se tiene el IP que indica las mínimas corrientes de fugas siendo despreciables, mostrando

un aislamiento con una degradación natural, las condiciones que se encuentra son estables sin afectación por

efectos externos utilizando los datos de la Tabla 37.

IP = 3,48

= 4.1183 0.85

El DAR es obtenido con la Ecuación 6 y el DD lo entrega el equipo automáticamente utilizando la Ecuación

7 internamente. Estos resultados interpretan baja humedad estando posiblemente seco y con presencia mínima

de contaminantes que afecten la celulosa la cual se encuentra en buen estado sugerido por el valor obtenido

del DD.

DAR = 0.85

= 1.3413 0,63

En las medidas obtenidas de la Tabla 37, se tiene la curva característica de los tres aislamientos en la gráfica

8, teniendo un parecido con la teoría en su crecimiento aumentando la resistencia de aislamiento cada minuto

sin disminuir o quedarse en el mismo valor lo que indicaría alguna anomalía en la medición.

Grafica 8. Curva del índice de polarización de cada aislamiento


Los resultados mostrados en la Tabla 44, establece unas buenas condiciones los tres aislamientos del

transformador siendo “Aprobado” el sistema de aislamiento.

ÍNDICE DE POLARIZACIÓN (IP)

5,00

4,50

4,00

3,50

3,00 AISLAMIENTO

2,50 AISLAMIENTO

2,00 AISLAMIENTO

1,50

1,00

0,50

0,00

0 2 4 6 8 10 12

TIEMPO [SEG]

RE

SIS

TE

NC

IA D

E A

ILA

MIE

NT

O

[GΩ

]

90

Tabla 44. Resultados obtenidos con el índice de polarización de cada aislamiento

AISLAMIENTO CH CRITERIO

IP 4,1183 Excelente

DAR 1,3413 OK

DD 1,05 Bueno

AISLAMIENTO CHL CRITERIO

IP 4,2367 Excelente

DAR 1,5089 OK

DD 1,12 Bueno

AISLAMIENTO CL CRITERIO

IP 4,2626 Excelente

DAR 1,4143 OK

DD 1,16 Bueno


5.4 ANÁLISIS FÍSICOQUÍMICO

Los resultados presentados en la Tabla 45 son dos análisis fisicoquímicos realizados en ABB y Transequipos

respectivamente con el fin de establecer el estado del aceite dieléctrico del activo y evidenciar el contenido del

informe entregado del laboratorio (ver Anexo I).

Tabla 45. Resultados de un análisis fisicoquímico aplicado a dos transformadores

TRANSFORMADOR DE TRANSEQUIPOS

ENSAYO ELÉCTRICO

UNIDAD VALOR MEDIDO

Rigidez dieléctrica kV 49,10

Contenido de humedad ppm 25,8

Numero de neutralización mgKOH/g 0,0109

Gravedad especifica 0,880

Tensión interfacial DIN/cm 36,97

Color <0,5

TRANSFORMADOR DE ABB

ENSAYO

ELÉCTRICO

UNIDAD VALOR

MEDIDO Rigidez dieléctrica kV 43,4

Contenido de humedad ppm 17,5

Numero de neutralización mgKOH/g 0,0067

Gravedad especifica 0,8801

Tensión interfacial DIN/cm 42,4 Color 0,5

Fuente: García Onésimo & Gaspar Oscar (2010).

91

Al obtener los resultados de los trasformadores por lo general este lleva los criterios de aprobación de los

diferentes sub ensayos aplicados, se debe tener en cuenta el nivel de tensión de los transformadores con los

cuales se tienen por normatividad los valores mínimos y máximos dependiendo el ATMS aplicado.

En el transformador de Transequipos su tensión nominal es de 11.4 [kV], mientras el de ABB es de 13.8 [kV],

teniendo este dato se comienza a mirar los diferentes criterios presentados en la Tabla 24. El primero en

verificar es la rigidez dieléctrica para los dos transformadores el resultado está por encima de 40 [kV] indicado

en la normativa para este nivel de tensiones como el valor más alto, teniendo en cuenta el método utilizado

varia su valor siendo el mínimo de 23 [kV] para dieléctricos en servicio, por lo tanto, con este resultado se

establece el buen estado de la rigidez dieléctrica aprobando en este aspecto.

En el contenido de humedad presente en el aceite dieléctrico no debe superar los 35 ppm sugerido en la

normatividad. Para los dos transformadores se tiene el 25,8 (moderadamente húmedo) y 17,5 (seco) [ppm]

correspondientemente con lo cual este resultado indica que el dieléctrico está en buenas condiciones para

operar. Pasando al número de neutralización el resultado más alto es 0.0109 [mgKOH/g] estando muy por de

0.15 [mgKOH/g] de lo sugerido también aprobando en este aspecto.

La gravedad específica para los dos transformadores es similar con un resultado de 0,880, el rango de

aprobación es de 8,84 a 0,91, por consiguiente, el valor es adecuado aprobando el ensayo, mientras que para

la tensión interfacial su valor mínimo es de 25 [DIN/cm], para cada transformador respectivamente son de

36,97 y 42.4 [DIN/cm] aprobando los dos este criterio.

Por último se verifica el color y se identifica que ambos transformadores se encuentran uno en 0.5 y el otro

por debajo; lo que indica el rango “bueno” según el estándar correspondiente. Se evidencia que los dos

transformadores aprueban todos los sub ensayos eléctricos que componen la mayor parte del análisis

fisicoquímico, se encuentra el aceite dieléctrico en perfectas condiciones para su operación sin contar con

niveles altos de afectación por partículas o humedad que lo provoquen.

5.5 ANÁLISIS DE RESPUESTA (EN FRECUENCIA) DIELÉCTRICA (DFR)

Se obtiene los resultados obtenidos por medio del PTM de dos transformadores de distribución mostrados en

la Tabla 46, los cuales son del mismo fabricante con diferentes horas de operación y condiciones ambientales.

Tabla 46. Resultados obtenidos del DFR

AISLAMIENTO CHL

TRANSFORMADOR 150 KVA

TRANSFORMADOR 1000 KVA

Contenido de humedad 1.3 % 1.4 %

Saturación de humedad 2.4 % 2.6 %

Conductividad del aceite 7.7268 pS/m 39.4457 pS/m

Factor de potencia 0.52 % 0.73%

Barreras (x) 15% 19%

Separadores (y) 19% 31%

Índice de polarización 4.03 1.033

DAR 1,47 1.354

Fuente: PTM (2019).

110

La potencia de los transformadores indica la diferencia de tamaño observada con el diseño geométrico

obtenidos de las barreras y los separadores concordando con la curva característica de cada transformador.

Mientras tanto el factor de potencia de 0.73 % indica un aislamiento en deterioro en el transformador de 1000

kVA, teniendo en cuenta la Tabla 27 concordante con la conductividad del aceite. Para el Transformador de

150kVA cuenta con un resultado “Bueno” de 0,49 %.

En la parte de la degradación del sistema de aislamiento vista con la conductividad del aceite como lo establece

la normatividad en la Tabla 26, para el transformador de 150 kVA se encuentra clasificado como “Bueno”,

mientras que para el transformador de 1000 kVA está diagnosticado como “Envejecimiento”, como también

lo indica en IP de “Cuestionable” y el DAR de “OK”. Por lo cual se establece un envejecimiento posiblemente

natural o provocado por las condiciones ambientales y horas de trabajo siendo poco probable con los resultados

de humedad obtenidos.

La normatividad establece los rangos del contenido de humedad en la Tabla 25 y comparándolos con los

resultados obtenidos están por debajo del 2,2 % indicando que el sistema de aislamiento se encuentra seco o

con los niveles de humedad normales. Teniendo en cuenta el contenido de humedad basado en el nivel de

tensión menores a 69 [kV] indica que no debe superar el 3%, para lo cual los dos transformadores cumplen

estos parámetros.

Como se presenta en la Gráfica 9, se ve la comparación de las curvas características de los dos transformadores,

identificando las zonas de influencia de las variables siendo notorio la degradación más avanzada, la diferencia

de tamaños y el contenido de humedad cercano. Como dato adicional el Dirana ofrece la temperatura en la

cual comienza la generación de burbujas, para los dos transformadores la temperatura es de 169 °C.

Gráfica 9. Comparación gráfica de los dos transformadores


El ensayo eléctrico indica que el transformador de 1000 kVA presenta una degradación en el aceite dieléctrico,

las demás variables están dentro los rangos adecuados no afectando su confiabilidad en operación. Teniendo

0,1

0,00001 0,0001 0,001

FA

CT

OR

DE P

OT

EN

CIA

111

DEVANADO DE BAJA

1000 10000 100000 1000000 10000000 FRECUENCIA [HZ]

X-Pn Y-Pn Z-Pn

en cuenta las horas de operación y condiciones ambientales son diferentes en comparación al transformador

de 150 kVA, esta última no cuenta con demasiadas horas de operación estando en condiciones adecuadas.

5.6 ANÁLISIS DE RESPUESTA EN FRECUENCIA DE BARRIDO (SFRA)

Las curvas representativas en magnitud y fase de los devanados del transformador medidos utilizando circuito

abierto, son analizados usando la norma IEEE C57.149-2012 y dado que no se tiene curvas posteriores se

comparan los devanados de alta y baja identificando posibles desviaciones en los rangos de frecuencia

ubicando así las diferentes influencias. En el devanado de baja como se ilustra en la Gráfica 10, contiene tanto

magnitud como fase.

a)

b)

Gráfica 10. Huella digital del devanado de baja circuito abierto

a) Magnitud [dB], b) Fase [°]


Z-Pn Y-Pn X-Pn

FRECUENCIA [HZ]

10000 100000

DEVANADO DE BAJA

FA

SE

[°]

M

AG

NIT

UD

[D

B]

112

Se observa la diferencia mínima de las huellas digitales siendo más por construcción, el caso de existir

deformación ocasionadas por fallas radiales o axiales son muy leves, llegando a ser imperceptibles. Dado que

no se tiene un registro previo no se puede establecer una falla existente que influya en los devanados.

Comparando los tres devanados se establecen una buena condición sin la presencia de circuitos abiertos o

cortocircuitos entre espiras.

En el devanado de alta no se encuentran desviaciones o deformaciones comparando las curvas características

de cada fase como se ve en la Gráfica 10b, si existen desviaciones son mínimas sin afectar las condiciones de

operación del transformador.

a)

b)

Gráfica 11. Huella digital del devanado de alta circuito abierto



U-W V-U W-V

1000 10000 100000 FRECUENCIA [HZ]

DEVANADO DE ALTA

W-V V-U U-W

FRECUENCIA [HZ]

10000 100000

DEVANADO DE ALTA

MA

GN

ITU

D [

DB

] F

AS

E [

°]

113

El SFRA realizada al trasformador 150 kVA muestra que tanto el devanado de baja y alta no tienen presencia

de deformaciones o desplazamientos como consecuencias de las diferentes fallas que llega a sufrir los

devanados del transformador. En la aplicación del mantenimiento, este ensayo eléctrico ofrece un análisis

rápido y puntual en campo recortando tiempos. En el devanado de alta se ve en la Gráfica 12, la curva

característica corresponde utilizando la medición con circuito cerrado sin la influencia del núcleo

comprobando el estado del devanado con este método.

a)

b)

Gráfica 12. Huella digital del devanado de alta circuito cerrado



En la curva representativa se visualizan la magnitud y fase con respecto a la frecuencia teniendo un

comportamiento igual en los tres devanados. El ensayo eléctrico SFRA sin depender el circuito utilizado para

su medición establece el buen estado de los devanados mecánicamente sin detectar desviaciones o

deformaciones causadas por fallas.

U-W V-U W-V

10000

FRECUENCIA [HZ]

DEVANADO DE ALTA

U-W V-U W-V

100 1000 10000 100000

FRECUENCIA [HZ]

FA

SE

[°]

MA

GN

ITU

D [

DB

]

114

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Los ensayos eléctricos representativos aplicados en los transformadores trifásicos sumergidos en aceite son de

gran importancia por los beneficios esperados como parte de la implementación en las estrategias del

mantenimiento predictivo debido a que brindan una serie de indicadores acerca de las condiciones en que se

encuentra el transformador, en su sistema de aislamiento y las condiciones de los devanados. Dependiendo del

ensayo eléctrico se realiza un diagnóstico de la situación o tendencia de la parte a evaluar y permite al personal

tomar acciones a futuro para la reparación y estimación de una falla y mantenimiento del activo.

Cuando los resultados de la resistencia óhmica, la relación de transformación y el SFRA realizados en los

devanados muestren síntomas o excedan estos valores establecidos por las normas nacionales e internacionales

es necesario tomar acciones adecuadas. En la parte del sistema de aislamiento (aceite dieléctrico y celulosa)

con los ensayos de la resistencia de aislamiento, análisis fisicoquímico y DRA muestra una humedad

principalmente en el aceite o una degradación se recomienda un seguimiento constante llevando un registro

confiable del estado operativo del transformador que permita hacer un análisis más riguroso para determinar

el mejor mantenimiento y generando una hoja de vida del mismo.

Cuando al aceite no se le ha ejecutado mantenimiento por un tiempo y sus parámetros de aceptación están por

debajo de los valores permitidos por la ASTM D117-18; se recomienda realizar un proceso de regeneración

del aceite, este proceso consta de tres etapas: la recirculación, el calentamiento y la filtración que junto al

proceso de vacío permite remover partículas contaminantes, extraer humedad y elevar la rigidez dieléctrica y

restablecer las propiedades aislantes del aceite.

Para que un transformador sea eficiente ninguno de los ensayos eléctricos deben desaprobar, como el caso del

el transformador de 150kVA estudiado que aprobó sin encontrar indicios de degradación, fallas mecánicas y

eléctricas en los devanados, pero hay casos en los cuales aprueban el activo implicado teniendo algunas

anomalías a tener en consideración como el transformador de 1000 kVA dado que al comparar la

conductividad con el de 150kVA se encuentra más avanzada siendo notoria en la curva característica obtenida

donde se determina su buena condición por el nivel de humedad diagnosticado seco lo cual indica una posible

degradación natural por horas de servicios que son más altas que las del 150kVA.

La realización del documento permite a los estudiantes familiarizarse con el esquema de trabajo, las normas

de aprobación, procesos de seguridad mínimos y protocolos utilizados en la aplicación de los ensayos

eléctricos a transformadores sumergidos en aceite. El seguimiento de los ensayos novedosos en el presente

documento es conveniente a la hora de diagnosticar el estado y la vida útil del transformador, para así

incorporar ensayos eléctricos denominados especiales en los mantenimientos predictivos y rama de

investigación y aplicación

Es recomendable que previo a la ejecución de los ensayos eléctricos, se revise las medidas de seguridad y

recomendaciones de cada ensayo con la finalidad de evitar daños en los equipos de medición, en el activo a

intervenir junto a los equipos asociados y prevenir futuros accidentes.

115

BIBLIOGRAFÍA

AEMC. (2000). Micrómetro6250.Manual de instrucciones.

Alarcón, P. (2003). “Pruebas eléctricas de rutina a transformadores de distribución”. Bogotá D.C:

Universidad Distrital Francisco José De Caldas, Facultad Tecnológica.

Álvarez, F, y Díaz S. (2012). “Estudio del análisis de respuesta en frecuencia como herramienta de

diagnóstico y evaluación de desplazamiento y deformaciones internas en transformadores de

potencia”. Pereira: Universidad Tecnológica De Pereira.

AMPROBE. (2010). AMB 50, 5000V Insulator resistance tester. Manual Del Usuario.

ASTM D3487. Standard Specification for Mineral Insulating Oil Used in Electrical Apparatus.

ASTM D1698. (2008). Standard Test Method for Sediments and Soluble Sludge in Service-Aged

Insulating Oils.

Bolduc, L., Picher, P., Pare, G., Demers, R., y Belanger, J. (2000). “detection of transformer windings

displacements by frequency response of stray losses (frsl)”, cigre.

Carvajal, Luis. (2008). “Vida útil en transformadores de distribución y su relación con el modelo

térmico bajo normas IEEE/IEC/ANSI”. Pereira: Universidad Tecnológica De Pereira, Facultad De

Ingenierías.

Cevallos, J. (2010). “Diseño de un laboratorio de pruebas para transformadores de distribución

para la empresa eléctrica regional del sur s.a- loja”. Cuenca: Universidad Politécnica Salesiana.

CFE (Comisión Federal de Electricidad). (2018). “Transformadores de distribución reparados”.

México: CFE

CIGRÉ (Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos). (2007). “Ageing of cellulose in

mineral-oil insulated transformers”. Paris: Cigré.

CIGRÉ 349. (2008). Moisture equilibrium and moisture migration within transformer insulation

systems.

CIGRÉ 254. (2002). Dielectric response methods for diagnostics of power transformers.

CIGRÉ 342. (2008). Mechanical condition assessment of transformer windings using frequency

response analysis (FRA).

Comisión Federal de Electricidad. (1999). “estadísticas de falla en transformadores de potencia”.

DIN EN 50216-5. (2007). Power transformer and reactor fittings – Part 5: Liquid level, pressure and

flow indicators, pressure relief devices and dehydrating breathers.

DIN EN 50216-12. (2011). Power Transformer and reactor fittings – Part 12: Fans.

116

DIN EN 50216-6. (2002). Power Transformer and reactor fittings – Part 6: Cooling equipment –

removable radiators for oil – immersed transformers.

DIN EN 60641-1. (2008). Specification for pressboard abd presspaper for electrical purposes – part

1: Definitions and general requirements.

EN 50216-11. (2008). Power Transformers and reactor fittings – Part 11: Oil and winding

temperature indicators

Fulgencio, A., Mejía, M, y Centeno, G. (2012) “Operación y mantenimiento de equipo primario en

subestaciones eléctricas convencionales tipo industriales”. México D.F: Instituto Politécnico

Nacional.

Gallo, E. (2005). “Diagnóstico y mantenimiento de trasformadores en campo”. Bogotá D. C: Aciem.

Galván, J. (2013). “Mantenimiento preventivo de las subestaciones principales de ciudad

universitaria”. México D.F: Universidad Nacional Autónoma De México.

García, O, y Gaspar, O. (2010). “Diagnóstico y mantenimiento de transformadores de gran potencia

en aceite”. Guayaquil: Universidad Politécnica Salesiana

Giraldo, J, y Mayor, D. (2013). “Manual interactivo de mantenimiento industrial para

transformadores en aceite”. Pereira: Universidad Tecnológica De Pereira.

GTC 50. (1997). Transformadores de distribución sumergidos en líquido refrigerante con 65 ° C de

calentamiento en los devanados. Guía de cargabilidad.

Guru, B. y Hiziroglu, H. (2003). Máquinas eléctricas y transformadores. Tercera edición.

Universidad de Oxfod.

IEC 60296. (2012). Fluids for electro technical applications – unused mineral insulating oils for

transformers and switchgear.

IEC 61039. (2008). Classification of insulating liquids.

IEC 60076. (2011). Power transformers – Part 1: General.

IEC 60137. (2017). Insulated bushing for alternating voltages above 1000 V.

IEC 60422. (2013). Mineral insulating oils in electrical equipment – Supervision and maintenance

guidance.

IEC 60072.18. (2012). Power transformers – Part 18: Measurement of frequency response.

IEEE Std C57.127. (2007). IEEE guide for the detection and location of acoustic emissions from

partial discharge in oil-immersed power transformers and reactors.

IEEE Std C57.12.80 (2010). IEEE Standard terminology for power and distribution transformer.

IEEE Std 60. (2005). IEEE Guide for Diagnostic Field Testing of Electric Power Apparatus.

IEEE Std C57.152. (2013). IEEE Guide for field-testing of liquid-filled power transformer,

regulators, and reactors.

117

IEEE Std C57.91. (2011). IEEE Guide for loading mineral-oil-immersed transformer and step-

Voltage regulators.

IEEE Std C57.149. (2012). IEEE Guide for the application and interpretation of frequency response

analysis for oil-immersed transformers.

IEEE Std C57.106. (2015). IEEE Guide for acceptance and maintenance of insulating oil in

equipment.

IEEE Std C57.19.01. (2017). IEEE Standard performance characteristics and dimensions for outdoor

apparatus bushings.

IEEE Std 62 -1995 (R2005). IEEE guide for diagnostic field-testing of electric power apparatus- part

1: oil filled power transformers, regulators, and reactors.

IEEE Std C57.12.90-2015. (R2017). IEEE standard test code for liquid-immersed distribution,

power, and regulating transformers corrigendum 1: editorial and technical corrections.

IRAM 2325. (1992). Medición de la resistencia de aislación. Guía para la evaluación de su estado

por mediciones de sus resistencias.

Jiménez, G, y Gómez, G. (2016). “Comportamiento de los aislantes sólidos de transformadores de

potencia en condiciones ambientales no controladas”, (pág. 99-116) tecnología en marcha, vol.29,

no.3.

Jiménez, J., Pérez, J, y Santos, J. (2009). “Metodología para pruebas de campo a transformadores

de potencia mayores a 1 Mva”. México D.F: Instituto Politécnico Nacional.

López, C., Menchaca. E., y Rojas. A. (2009). “manual de mantenimiento de subestaciones de

distribución del campus universitario”. México D.F: Universidad Nacional Autónoma De México.

López, G, & Barbosa L. (2007). “Diseño e implementación de un campo de pruebas para

transformadores de distribución de m.t y b.t hasta 5 Mva, serie 34.5 kv”. Bogotá D.C: Universidad

De La Salle.

Maya, N, y Vásquez, L. (2011). Pruebas de transformadores, espectroscopia en el dominio de la

frecuencia y método de análisis de respuesta por barrido de frecuencia. Ingenius revista de ciencia y

tecnología. vol.5. no 1.

Megger. (2008). Aplicación medición de resistencia del devanado del transformador”. EE.UU:

Valley Forge.

Metrel. (2002). Manual de instrucciones MI-2077 Tera Ω 5 kV.

Murillo, W. (2003). “Mantenimiento eléctrico una estrategia competitiva”, (pag.23-26, 33-37),

Mundo eléctrico, vol. 17. no.53.

Norma Técnica Colombiana 380-2001. Transformadores eléctricos. ensayos eléctricos.

generalidades.

Norma Técnica Colombiana 375-2017. Transformadores. medida de la resistencia de los devanados.

118

Norma Técnica Colombiana 471-2017. Transformadores relación de transformación, polaridad y

relación de fase.

Norma Técnica Colombiana 618-1999. transformadores eléctricos. placa de características.

Norma Técnica Colombiana 837-1997. Transformadores. ensayos dieléctricos.

Norma Técnica Colombiana 368 – 2018. Cartón corrugado y cartón de fibra sólida. Determinación

de la resistencia al reventamiento por presión.

Núñez, J. (2004). “guía para el mantenimiento de transformadores de potencia”. Guayaquil: Escuela

Superior Politécnica Del Litoral.

Ómicron. (2019). Franeo 800: la siguiente generación para un diagnóstico confiable de núcleos y

devanados da transformadores de potencia.

Ómicron. (2012). Dirana: Análisis de respuesta dieléctrica y humedad en dieléctricos de papel-aceite.

Ómicron. (2012). Manual Del Usuario del PTM para Dirana.

Ómicron. (2019). Primary Test Manager: software de pruebas y gestión de activos de media y alta

tensión.

Pontificia Universidad Javeriana, (2014). Instructivo bloqueo y etiquetado para trabajos de operación

del sistema eléctrico.

Pontificia Universidad Javeriana, (2014). Manual de normas y lineamientos-seguridad industrial y

salud ocupacional para contratistas de la universidad javeriana.

Pontificia Universidad Javeriana, (2014). Procedimiento ejecución segura de trabajos en altura.

Pontificia Universidad Javeriana, (2014). Procedimiento ejecución segura de trabajos de operación

del sistema eléctrico.

Resolución 1348. (2009.) Mediante la cual se adopta el Reglamento de Salud Ocupacional en los

Procesos de Generación, Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en las empresas del sector

eléctrico.

Resolución 1409. (2012). Por la cual se establece el Reglamento de Seguridad para protección contra

caídas en trabajo en alturas.

Resolución 1016. (1989). Por la cual se reglamenta la organización, funcionamiento y forma de los

Programas de Salud.

Resolución 2400. (1979). Por la cual se establecen algunas disposiciones sobre vivienda, higiene y

seguridad en los establecimientos de trabajo.

Rivera, L, y Sucozhañay, A. (2016). “Diagnóstico del estado de los transformadores de potencia de

las centrales molino y mazar basado en análisis de aceite”. Cuenca: Universidad De Cuenca.

Rodríguez, M. (2011). “Introducción a las medidas eléctricas”. Bogotá D.C: Universidad Distrital

119

Francisco José de caldas, facultad tecnológica.

Ruiz, J. y Mayor, D. (2013). “Manual interactivo de mantenimiento industrial para transformadores

en aceite”. Bogotá D.C: Universidad Distrital Francisco José De Caldas, facultad tecnológica.

Stockholm Convention. (2018). Stockholm Convention on persistent organic pollutants.

Suarez, M. (2010). “Estudio técnico de la calidad del aceite dieléctrico en transformadores, por el

método de barrido en frecuencia frente al factor de potencia”. Bogotá D.C: Universidad Distrital

Francisco José De Caldas, facultad tecnológica.

U. Graevert. (2004) "Dielectric Response Analysis of Real Insulation Systems," in Proceedings of

the 2004 IEEE International Conference on Solid Dielectrics (ICSD).

UNE EN 50216-2. (2003). Accesorios para transformadores de potencia y reactancias. Parte 2: Relé

con actuación por gas y aceite para transformadores y reactancias sumergidos en líquido aislante,

con depósito de expansión.

UNE EN 13306. (2018). Mantenimiento. Terminología del mantenimiento.

Valdez R. (2004). “Determinación de deformaciones mecánicas en devanados de transformadores

de potencia por medio del análisis de la función de transferencia del devanado”. México D.F:

Instituto Politécnico Nacional.

W. Flores., E. Monbello., G. Ratta y J. Jardini. (2007). “Vida de transformadores de potencia

sumergidos en aceite: Situación actual. Parte I. correlación entre vida y temperatura”. IEE Latin

America Transactions, Vol.5. No.1.

120

ANEXOS

ANEXO A. ESTRUCTURA DE LA ENCUESTA


FACULTAD TECNOLOGICA

TECNOLOGIA EN ELECTRICIDAD

FECHA: NOMBRE:

EMPRESA: CARGO:

OBJETIVO:

Establecer cuáles son los cinco (5) ensayos eléctricos, que comúnmente se emplean en el

mantenimiento predictivo de devanados y sistemas de aislamiento de transformadores trifásicos

sumergidos en aceite.

1.

Del listado de ensayos eléctricos realizados en devanados; seleccione máximo tres que se

realizan con frecuencia en el proceso de mantenimiento y fabricación en transformadores

trifásicos sumergidos en aceite.

Medición de la resistencia (óhmica) del devanado

Medición de la relación de transformación (TTR)

Medición de la impedancia en cortocircuito / reactancia de dispersión

Medición de la corriente de excitación

Análisis de respuesta en frecuencia de barrido (SFRA)

Análisis de descargas parciales

2.

Para el mismo listado de ensayos eléctricos relacionado en el numeral anterior, indique

aquellos ensayos eléctricos que no distingue pero que por referencia o por su denominación

le llaman la atención.

121

Medición de la resistencia (óhmica) del devanado

Medición de la relación de transformación (TTR)

Medición de la impedancia en cortocircuito / reactancia de dispersión

Medición de la corriente de excitación

Análisis de respuesta en frecuencia de barrido (SFRA)

Análisis de descargas parciales

3.

Del listado de ensayos eléctricos realizados en el sistema de aislamiento (aceite dieléctrico y celulosa);

seleccione máximo cuatro que se realizan con frecuencia en mantenimiento y fabricación de

transformadores trifásicos sumergidos en aceite.

Medición de la capacitancia y el factor de potencia

Análisis De Respuesta (En Frecuencia) Dieléctrica (DFR)

Termo filtrado al vacío del aceite

Localización de descargas parciales

Medida de la resistencia de aislamiento e Índice de polarización

Análisis fisicoquímico

La espectroscopia del dominio de frecuencia (FDS)

Medición de la corriente de despolarización y polarización (PDC)

4.

Para el mismo listado de ensayos eléctricos relacionado en el numeral anterior, indique aquellos ensayos

eléctricos que no distingue pero que por referencia o por su denominación le llaman la atención.

Medición de la capacitancia y el factor de potencia

Análisis De Respuesta (En Frecuencia) Dieléctrica (DFR)

Termo filtrado al vacío del aceite

Localización de descargas parciales

Medida de la resistencia de aislamiento e Índice de polarización

Análisis fisicoquímico

La espectroscopia del dominio de frecuencia (FDS)

Medición de la corriente de despolarización y polarización (PDC)

122

ANEXO B. RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN POR GRUPO DE CONEXIÓN

DE UN TRANSFORMADOR

Tabla 47. Relación de transformación por grupo de conexión

GRUPO

VECTORIAL

RELACIÓN DE

ESPIRAS

GRUPO

VECTORIAL

RELACIÓN DE

ESPIRAS Dd0 YNd1

𝑉1 ∗

1

𝑉2 √3 Dd2 YNd5

Dd4 𝑉1

𝑉2

YNd7

Dd6 YNd11

Dd8 Yd1

Dd10 Yd5

𝑉1 ∗

√3

𝑉2 2 Dyn1 Yd7

Dy1 Yd11

Dyn5 Dzn0

Dy5 𝑉1 ∗ √3

𝑉2

Dzn2

Dyn7 Dzn4 𝑉1

𝑉2 ∗ 1.5 Dy7 Dzn6

Dyn11 Dzn8

Dy11 Dzn10

YNyn0 Dz0

YNy0 Dz2

Yyn0 Dz4 𝑉1

𝑉2 Yy0 𝑉1

𝑉2

Dz6

YNyn6 Dz8

Yyn6 Dz10

Yy6 Yz1

Yzn1 Yz5 𝑉1

∗ √3

𝑉2 2 Yzn5 𝑉1

∗ √3 𝑉2

Yz7

Yzn7 Yz11

Yzn11

Fuente: IEC 60076-2011

123

ANEXO C. PROTOCOLO EN TRANSFORMADORES

El presente protocolo corresponde a la Comisión Federal de Electricidad especificación CFE K0000-14 del

2018

124

ANEXO D. METODOS APARTIR DE DIFERENTES ASTM

1. TENSION DE RUPTURA DIELÉCTRICA

La tensión de ruptura dieléctrica o también conocida como rigidez dieléctrica está asociada a identificar la

existencia de partículas como polvo, lodo o agua; ya que en altas concentraciones pueden llegar a ser

conductores potenciales que se concentran en el aceite dieléctrico afectando la capacidad de aislamiento. Para

su realización se utiliza un probador de rigidez dieléctrica de líquidos, compuesto por un regulador de tensión,

un transformador elevador, un divisor de tensión, un voltímetro y una copa de prueba la cual contiene un par

de electrodos.

La función del regulador de tensión es incrementar de manera gradual y automática la tensión de entrada y el

transformador elevador se implementa para obtener la tensión necesaria para provocar un arco eléctrico en el

aceite. El rango está establecido de 0 a 60 kV donde la velocidad de incrementación depende del método

utilizado establecidos en las normas ASTM D1816-12 y la ASTM D877-13.

La D1816-12 sugiere una velocidad de incremento de 3kV por segundo mientras la D877-13 establece un

incremento de 0.5kV por segundo. Para la lectura de la tensión, la cual se genera el arco eléctrico, es por medio

de un divisor de tensión que reduce su nivel de salida, esto con el fin de ser capaces de ser leídos por un

voltímetro. Una de las diferencias entre las dos normas es determinada por la forma de los electrodos y su

distancia de separación, donde la D1816-12 utiliza una forma semiesférica separados a una distancia de 1mm

o 2mm anexando un agitador que proporciona una circulación lenta del aceite volviéndolo más cercano a sus

condiciones dentro del transformador, mientras la D877-13 utiliza electrodos planos con una distancia de 2.5

mm sin contar con el agitador.

La otra diferencia es donde el método implementado en la D877-13 no es muy sensible detentando la presencia

de agua disuelta en el aceite al contrario de la D1816-12, la cual es más sensible especialmente cuando las

fibras de la celulosa están presentes en el aceite. Por esta diferencia la IEC 60422-2013 recomienda para aceites

filtrados, la D1816-12 para aceites recibidos en vagones cisterna y la D877-13 para camiones cisterna o

tambores. El ensayo se lleva acabo con el siguiente procedimiento:

Se lava la copa y los electrodos con aceite aislante en buenas condiciones, evitando tocar con las manos el interior del recipiente. Si se tiene alta humedad relativa se calienta la copa ligeramente para evitar condensación.

Se establece la norma que se aplicará en la muestra ajustando el incremento de tensión y los electrodos

correspondientes.

Se debe realizar una inspección de los electrodos, estos no deben tener ningún efecto de arco eléctrico

siendo evidente por aparición de un deterioro. Si tienen algún defecto los electrodos son pulidos y

colocados nuevamente en la distancia establecida como se muestra en la Figura 70a.

Llenar la copa o cuba como se ilustra en la Figura 70b, hasta un nivel mayor a 20 mm sobre la parte

superior de los electrodos con esto evitando un arco en el aire.

Se aplica la tensión aumentando hasta producirse el arco eléctrico, registrándolo en el protocolo

correspondiente.

Se espera 1 minuto y se vuelve a aplicar tensión hasta obtener cinco (5) valores de rigidez dieléctrica

calculando el promedio.

125

a) b)

Figura 70. Ensayo de rigidez dieléctrica: a) electrodos semiesféricos, b) Cuba conteniendo el aceite dieléctrico

Fuente: Kay Electric CA (2019).

La rigidez dieléctrica está divida en dos tipos de valoración bueno y malo para aceites dieléctricos de

transformadores, en servicio el mínimo es de 28kV y para aceites dieléctricos de transformadores nuevos antes

de energizar el mínimo es de 30kV considerándose estos valores aceptables, asociado a los niveles de tensión

establecido en la IEEE C57.152-2013 como se identifica en la Tabla 48.

Tabla 48. Rigidez eléctrica dependiendo de la tensión y estado del aceite dieléctrico

METODO

ASTM

CONDICION

DEL ACEITE

NIVEL DE TENSIÓN (kV)

RIGIDEZ DIELECTRICA

MÍNIMA (kV) ≤34.5 20 >34.5 25 Nuevo ≤69 25 >69<230 30 >230<340 32

D1816 (1mm) ≥340 35 Sin especificar 23 ≤69 23 Servicio >69<230 28 ≥230 30 ≤34.5 40 >34.5 50 ≤69 45 Nuevo >69<230 52 >230<340 55

D1816 (2mm) ≥340 60 Sin especificar 34 ≤69 40 Servicio >69<230 47 ≥230 50

D877 Nuevo Sin especificar 30 Servicio Sin especificar 24 Fuente: IEEE C57.152-2013

126

2. CONTENIDO DE HUMEDAD

Este ensayo está diseñado para determinar la cantidad de agua presente en el aceite dieléctrico por medio de

la titulación coulométrica de Karl Fischer establecida en la norma ASTM D1533-12, el cual cuenta con un alto

grado de sensibilidad de agua.

El procedimiento para efectuar el ensayo consiste en inyectar una muestra del aceite dieléctrico en el

dispositivo visualizado en la Figura 71, el cual añade reactivos de forma automática hasta alcanzar el punto

final determinado por electrodos, éstos perciben las condiciones eléctricas en el recipiente de acción

determinando y calculando electrónicamente el contenido de humedad; teniendo las variables del volumen del

aceite suministrado y la cantidad de reactivos consumido.

Figura 71. Dispositivo utilizado para calcular el contenido de humedad del aceite dieléctrico

Fuente: Kay Electric CA (2019).

Los resultados son presentados en partes por millón (ppm), el límite de aceptación para aceites dieléctricos de

transformadores en servicio es de máximo 25ppm y para aceites dieléctricos de transformadores nuevos sin

energizar de máximo 10ppm, valores sugeridos por la IEEE C57.152-2013 presentados en la Tabla 49.

Tabla 49. Contenido de humedad máximo dependiendo de la tensión y estado del aceite dieléctrico

CONDICION

DEL ACEITE

NIVEL DE TENSIÓN (kV)

CONTENIDO DE HUMEDAD

MAXIMA (ppm) Sin especificar 25

Nuevo ≤69 20 >69<230 10 ≥230 10 Sin especificar 25 ≤69 35

Servicio >69<230 25 ≥230 20


127

3. NÚMERO DE ÁCIDO

Este ensayo planteado para determinar el incremento de componentes ácidos producidos por la presencia de

oxidación, lodo y contenido de agua, aumentado así la degradación del aceite dieléctrico y la celulosa,

afectando el transformador considerablemente en su funcionamiento. La norma ASTM D974-14 determina la

cantidad de miligramos de hidróxido de potasio (KOH) necesario para neutralizar la acidez de un gramo de

muestra del aceite dieléctrico, por tal razón la prueba también se conoce con el nombre de número de

neutralización.

Los niveles de acidez presentes en el aceite dieléctrico son perjudiciales dado que pueden inducir la oxidación

de metales cuando la humedad también está presente en niveles considerables, la IEEE C57.152-2013

establece los niveles máximos recomendados, ver Tabla 50, la cual indica que para aceites dieléctricos de

transformadores en servicio es de máximo 0.20mgKOH/g y para aceites dieléctricos nuevos de

transformadores sin energizar un máximo de 0.015mgKOH/g. Estos valores varían según la composición del

aceite dieléctrico por lo cual se toma el valor crítico como representativo.

Tabla 50. Valores máximos del número de ácido según el nivel de tensión

ESTADO DEL ACTIVO

NIVEL DE TENSION (Kv)

MAXIMO NUMERO DE ACIDO (mg KOH/g)

Nuevo sin energizar No Aplica 0.015 ≤69 0.20

En servicio >69 a <230 0.15 ≥230 0.10


4. TENSION INTERFACIAL

Consiste en una medida basada en la fuerza de atracción entre moléculas expresada en dinas por cm, con lo

cual se detecta contaminantes y partículas de oxidación los cuales producen una baja tensión interfacial. Ésta

prueba de laboratorio esta estandarizada por la ASTM D971-12 la cual se aplica con frecuencia a los aceites

envejecidos con una indicación del grado de deterioro. En la Tabla 51 se observan los valores mínimos de la

tensión interfacial establecidos en la IEEE C57.152-2013.

Tabla 51. Valores mínimos de la tensión interfacial

ESTADO DE LA MUESTRA

NIVEL DE TENSIÓN (KV)

TENSIÓN INTERFACIAL MINIMA (mN/m)

Nuevo Todos 38 No especifico 38 No especifico 24

Servicio ≤69 25 >69<230 30 ≥230 32


128

5. EXAMINACION VISUAL Y COLOR

La examinación visual con el método de la ASTM D154-15 es la primera a llevarse a cabo en el proceso de

extracción de la muestra de aceite dieléctrico para el laboratorio, donde se identifica la no existencia de lodo,

agua y partículas metálicas, suciedad o fibras de gran tamaño o concentración.

La prueba del color es un método guiado en la ASTM D1500-17 donde se observa una tasa de cambio a lo

largo de un tiempo en un transformador en servicio, donde si el aceite dieléctrico se torna con algunos

obscurecimientos después del tiempo este indica contaminación y deterioro del aceite. Un color obscuro sin

tener ninguno cambio indica contaminación con materiales extraños.

Esta prueba de laboratorio es llevada a cabo por medio de equipos portátiles manuales o modelos sofisticados,

en donde solo se coloca la muestra y el equipo entrega el dato, estos equipos deben seguir los requerimientos

de la norma ASTM D1500-17 y los valores estándar establecidos en la IEEE C57.152- 2013, la Tabla 52

contiene los valores estándares con el color evidenciado en la prueba de laboratorio con su respectivo

diagnóstico del estado del aceite dieléctrico.

Tabla 52. Comparación numérica y de color

NÚMERO DE

COMPARACIÓN

COLOR

ASTM

CONDICION

DE LA MUESTRA

0.0 a 0.5 Claro Nueva

0.5 a 1.0 Amarillo pálido Bueno

1.0 a 2.5 Amarillo Edad de servicio

2.5 a 4.0 Amarillo brillante Limite

4.0 a 5.5 Ambar Malo

5.5 a 7.0 Marrón Daño severo

7.0 a 8.5 Marrón oscuro Daño extremo (eliminar)

Fuente: IEEE C57.152-2013.

6. RECUENTO DE PARTÍCULAS

Es el método estandarizado de la ASTM D6786-15, la cual determina el número y tamaño de las partículas

presente en el aceite dieléctrico adquiridas por material interno del activo como carbono, fibras de la celulosa,

metales y degradación. Los otros materiales son de fuentes externas, entrado cuando el activo se le procesa el

aceite o cuando está abierto al medio ambiente, etc. El conteo de las partículas busca determinar el grado de

contaminación y la efectividad de la filtración del aceite tras algún mantenimiento realizado, la IEEE no

establece ningún límite sobre esta prueba.

7. DENSIDAD RELATIVA

La densidad relativa o también conocida como gravedad especifica es un método descripto en la norma ASTM

D1298-17 con el fin de confirmar una posible disminución o cambio de características del aceite dieléctrico

en comparación con uno nuevo determinando su calidad. Es utilizado un densímetro de vidrio graduado en las

unidades de densidad, densidad relativa o gravedad API según sea necesario, también se utilizan termómetros

129

que contengan rango e intervalos de graduación. Los errores máximos permitidos de cada equipo nombrado

son establecidos en la norma ASTM D1298-17.

La temperatura de referencia utilizada es de 25°C, al ser alcanzada se dispone la porción de la muestra en el

cilindro del hidrómetro para obtener datos apropiados. Se espera que las temperaturas de la muestra y el

hidrómetro se estabilicen siendo iguales, después se introduce el hidrómetro en la muestra tomando la lectura

tanto del hidrómetro y la opción de la muestra con el termómetro.

La escala de valoración de la gravedad especifica de la Tabla 53, indica que en un aceite nuevo la gravedad

especifica esté alrededor de 0.875, estableciendo un rango según la sensibilidad y calibración del equipo

utilizado, si el resultado es mayor a 1 indica presencia de contaminantes y si este está debajo de 0.84 es

indicativo de que el aceite es parafínico.

Tabla 53. Rangos de la densidad relativa

ACEPTABLE CUESTIONABLE INACEPTABLE

0.84 a 0.91 <0.84 >0.91

Fuente: ASTM D1298-17

8. FACTOR DE DISIPACIÓN

El factor de disipación está normalizado en la ASTM D924-15. Es una prueba de laboratorio con el fin de

evaluar los si los aceites dieléctricos existen condiciones de degradación; estas son evidenciadas en los

resultados obtenidos por medio de las perdidas dieléctricas disipadas en forma de calor en el aceite.

Se realiza a dos temperaturas una de 25°C y a 100°C. La causa de un elevado factor de disipación puede ser

humedad, oxidación, o contaminación dado a los 100°C. En muchas ocasiones es más sensible a los pequeños

cambios. Según la IEEE C57.152-2013 el límite de aceptación es de máximo 0.5%, para aceites dieléctricos

antes de energizar y de 0.05% como se muestra en la Tabla 54 se considera las temperaturas de realización.

Tabla 54. Porcentajes máximos del factor de disipación

ESTADO DE

LA MUESTRA

FACTOR DE DISISPACION MÁXIMO

(%) 25°C 100°C

Nuevo 0.05 0.40

Servicio 0.5 5.0


9. AZUFRE CORROSIVO

Esta prueba de laboratorio está normalizada por la ASTM D1275-15, ésta prueba es utilizada para determinar

la presencia de compuestos de azufre corrosivo como resultado del deterioro de metales sujetos a corrosión

por el contacto continuo con el aceite aislante reaccionando con conductores de cobre y contacto de plata.

130

Estos compuestos forma sulfuro de cobre y sulfuro de plata en la superficie del metal y a medida que se

concentra reduciendo la rigidez dieléctrica.

Se utiliza un lamina de cobre puro aproximadamente de 0.127 a 0.254 mm de espesor, realizándole los

procedimientos de limpieza establecidos en la D1275.15, siendo sumergida en un frasco de vidrio con la

cantidad adecuada de la muestra, al sellar el frasco deja la tapa sin presión y es llevado a una temperatura

140°C, cuando se tenga la temperatura se aprieta la tapa del frasco firmemente dejándolo por un tiempo

calentándose, recomienda la norma 19h + 10 min.

Teniendo todos los mecanismos de seguridad se retira con cuidado la muestra del frasco, lavando la lámina

con acetona y retirando todo rastro de aceite dejándola secar al aire. Después de este procedimiento se revisa

la lámina, la cual obtendrá una escala de colores con el cual se identifica por medio de la Tabla 55 si es

corrosivo o no.

Tabla 55. Clasificación de los colores según los resultados obtenidos

CLASIFICACIÓN DESIGNACIÓN DESCRPCIÓN

Lamina pura No aplica No contiene oxido alguno

1 Oxido ligero Naranja claro, casi igual a una lámina recién pulida.

Naranja oscuro

2

Oxido moderado

Rojo granate

Lavanda

Multicolor con azul lavanda, plateado o ambos,

extendidos sobre el rojo granate

Plateado

Cobrizo o dorado

3 Oxido oscuro Trazas color magenta (morado) sobre lámina de

latón

Multicolor mostrando rojo y verde, pero sin gris

4

Corrosivo Negro transparente, gris o marrón oscuro con

presencia escasa de verde.

Negro grafito u opaco

Negro brillante o azabache Fuente: ASTM D1275-15

10. INHIBIDOR DE OXIDACIÓN

El rendimiento de los transformadores depende de los factores de degradación que influyen en el sistema de

aislamiento, uno de estos el cual se trata de minimizar es el oxígeno. El antioxidante o el inhibidor de oxidación

es una sustancia que se le adiciona al aceite dieléctrico en pequeñas cantidades con el fin de incrementar la

resistencia del sistema de aislamiento frente a la oxidación.

El inhibidor al estar presente en el aceite dieléctrico afecta primero el oxígeno, el método está referido en la

ASTM D2668-13 en la cual se utiliza un espectrofotómetro infrarrojo para determinar la cantidad de contenido

también aclarando los tipos utilizados de inhibidor siendo el Diterciario-Bitul para Cresol (DBPC) y el

Diterciario- Butil Fenol (DBP).

131

Según el estándar IEEE Std. 62- 1995 reafirmada en el 2005 y supervisada por la IEEE C57.152-2013, se

presenta en la Tabla 32, la clasificación de la prueba de contenido de inhibidor de oxido en porcentajes de

peso. También en la ASTM D3487- 16 encargada de la especificación para el aceite de asilamiento mineral

utilizado en aparatos eléctricos, determina que el nivel óptimo es de 0.3% dado que está asociado también a

un efecto negativo en los ensayos del factor de potencia y rigidez dieléctrica, lo cual la ATSM limita el máximo

del porcentaje en la Tabla 56.

Tabla 56. Valores de contenido de inhibidor de oxidación

ACEPTABLE CUESTIONABLE INACEPTABLE

≥0.2% ≥0.1% <0.2% <0.1%

Fuente: IEEE Std. 62-1995 (2019).

132

ANEXO E. COMPORTAMIENTOS TIPICOS SEGÚN LA FALLA

Las gráficas obtenidas según la forma de conexión tienden a compártanse de cierta manera según la falla

mecánica asociada al transformador siendo una o varias, dado que la variable que cambia es la frecuencia en

ciertos rangos se puede visualizar los cambios ocurridos. Cuando existen fallas relacionadas a compresión

radiales generalmente en las frecuencias de 20Hz-10kHz no se afecta en un circuito abierto, pero en un circuito

cerrado existe un aumento en la impedancia de fase afectada mostrando una leve caída mostrada en la Figura

72.

a) b)

Figura 72. Visualización gráfica de la deformación radial en los devanados : a). Circuito Cerrado, b) Circuito abierto Fuente: IEEE Std. C57.149-2012

En frecuencias de 5kHz-100kHz tanto en las dos conexiones cambian o se producen nuevos picos y valles

mínimos, difíciles de identificar y se puede transferir efectos a los otros devanados también. La deformación

es más evidente en frecuencia de 50kHz-1MHz visualizándose nuevos picos y valles pronunciados

dependiendo del daño existiendo la posibilidad de una transferencia de efectos a los demás devanados.

Otras de las fallas asociadas son las axiales las cuales tienen el mismo comportamiento que en una falla radial

siendo más pronunciada su visualización como se muestra en la Figura 73.

a) b) Figura 73. Visualización gráafica de la deformación axial en los devanados

Fuente: IEEE Std. C57.149-2012

: a). Circuito abierto, b) Circuito cerrado

133

Estos desplazamientos muchas veces son generados en sectores del devanado, pero cuando es el

desplazamiento general o total del devanado como se muestra en la Figura 74, sin importar la conexión los

cambios son evidentes y será totalmente diferente a las gráficas obtenidas en fábrica o puesta en servicio siendo

las más fácil de detectar.

a) b)

Figura 74. Desplazamiento en devanados: a). Buen estado, b) Mal estado

Fuente: Ocón Valdez Rodrigo (2004).

Cuando la el núcleo esta presentado fallas se visualiza en bajas frecuencias por debajo de los 10kHz entre fases

los cambios son sufridos en los dos tipos de conexiones. Entre las frecuencias de 5kHz a 100MHz se presentan

aumento en los picos generalmente. También si la falla está asociada a un problema de conexión a tierra se

verá reflejado en frecuencias de 50kHz a superiores como se ilustra en la Figura 75.

a) b)

Figura 75. Comportamiento grafico típico en las dos conexiones : a). Fallas en el núcleo, b) Falla conexión a tierra


En las fallas eléctricas son reflejadas en los cortocircuitos y los circuitos abiertos en los devanados del

transformador siendo algunos casos consecuencias de las fallas mecánicas cuando se presenta un cortocircuito

utilizando cualquier tipo de conexión obtendrá un cambio evidente comparándola con la huella digital de

puesta en servicio o fabricación en todo el rango de frecuencias observado en la Figura 76.

134

a) b)

Figura 76. Com.portamiento grafico típico en presencia de un cortocircuito a). Circuito abierto, b) Circ uito cerrado


Por lo general para detectar más fácilmente si existe la presencia de un cortocircuito se realiza la medición en

circuito abierto dado que la falla se comportará similar mente a una medición de circuito cerrado. El contrario

de un cortocircuito se tiene circuito abierto, el cual en frecuencias menores a 10kHz cambia en el devanado

defectuoso provocando que los resultados no concuerden con los realizados en un inicio en las dos conexiones.

En las frecuencias de 5kHz a 100kHz sin importar la conexión es más evidente en los picos y valles de la

gráfica siendo más notorios dependiendo el nivel de daño como se observa en la Figura 77.

a) b)

Figura 77. Comportamiento grafico típico con circuitos abiertos

a). Circuito abierto, b) Circuito cerrado


135

ANEXO F. PERMISO DE TRABAJO ELÉCTRICO

El presente permiso de trabajo eléctrico corresponde a la PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA IF-

P60-F07.

137

ANEXO G. ANÁLISIS DE SEGURIDAD EN EL TRABAJO

El presente análisis de seguridad en el trabajo corresponde a la PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA

IF-P60-F09.

138

ANEXO H. PERMISO DE TRABAJO EN ALTURA

El presente análisis de seguridad en el trabajo corresponde a la PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA

IF-P60-F06.

140

ANEXO I. ANÁLISIS FISICOQUIMÍCO

El presente análisis fisicoquímico de Transequipos y ABB también encontrados en el trabajo de García

Onésimo & Gaspar Oscar del 2010.

ESTUDIO ORIENTADO AL MANTENIMIENTO …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/22434/3...ESTUDIO...

Documents

Transcript of ESTUDIO ORIENTADO AL MANTENIMIENTO …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/22434/3...ESTUDIO...