Mantenimiento transformadores

Seminario
"Mantenimiento de
Transformadores"
CAMILO COLLAZOS SALAZAR

Generalidades
Los Transformadores son aparatos
estáticos con dos ó más
arrollamientos, los cuales mediante
inducción electromagnética,
transforman un sistema de
corriente y tensión alterno en otro
sistema de tensión y corriente,
generalmente de diferentes valores
y a la misma frecuencia con el
propósito de transmitir potencia
eléctrica

Mantenimiento
 Definición:
Es asegurar el funcionamiento continuo de todo activo.
 Objetivo:
Asegurar la competitividad de la empresa por medio de:
 Garantizar la disponibilidad y confiabilidad planeadas de la
función.
 Satisfacer todos los requisitos del sistema de calidad de la
empresa.
 Cumplir normas de seguridad y medio ambiente.
 Maximizar el beneficio global.

Tipos de mantenimiento
Predictivo
Preventivo
Detectivo
Correctivo
Mejorativo
¿Cómo está funcionando el equipo?
Consiste en detectar antes de la falla
¿Cuándo le toca cambio de ...?
Consiste en reemplazar antes de la falla
¿Por qué se detuvo el equipo?
Consiste en detectar la causa de la falla
Consiste en reparar y corregir las causas
de la falla después de haber fallado
(Urgencia, Emergencia)
Modificación o cambios de las condiciones
originales del equipo para mejorar el
desempeño de la función.

INTRODUCCION
 El transformador requiere menor cuidado
comparado con otros equipos eléctricos.
 El grado de mantenimiento e inspección necesarios
para su operación depende de su capacidad, de la
importancia dentro del sistema eléctrico, del lugar
de instalación dentro del sistema, de las
condiciones climatologicas, del ambiente y, en
general , de las condiciones de operación.

Pararrayos
Borne Alta Tension
Transformador de
medida y proteccion
Borne Baja Tension
Conmutador Bajo Carga
Bobinado
Radiador
Ventilador
Desecador
Caja de bornes
Valvula de sobrpresion
Tanque de expansion|
Indicador de
nivel de aceite
Mando Conmutador
Rele Buchholz

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO
 Anote las lecturas de los medidores que están
generalmente instalados, cuando las lecturas
sean muy diferentes de las obtenidas en
condiciones normales, es necesario realizar una
cuidadosa verificación.
 Ademas de lo anterior, se debe prestar atención
a los fenómenos anormales tales como ruido,
cambio de color o de olores, que puedan
detectarse a través de los sentidos.

• Temperatura del Transformador
La temperatura del transformador esta directamente
relacionada con la duración de los materiales de
aislamiento, por lo que es necesario prestarle atención.
 Verificar bien el capilar para ver si existen fugas.
 Verificar que los punteros no estén pegados.
Winding temperature indicator Oil temperature indicator

• Inspección del Volumen de aceite
El volumen del aceite tiene siempre que ser verificado
desde el punto de vista del aislamiento y de la
refrigeración.
Cuando el nivel de aceite fluctúe notoriamente en
relación con la temperatura, se debe detectar la causa
para un oportuno arreglo.
Indicador de Nivel

 Ruido
Las siguientes son las causas posibles de ruido
anormal:
o Resonancia de la caja y de los radiadores debido a
cambios anormales en la frecuencia.
o Defecto en el mecanismo de ajuste del núcleo.
o Aflojamiento de las piezas de anclaje.
o Ruido anormal por descarga estática, debido a partes
metalicas carentes de tierra o a la imperfección de la
puesta a tierra.

 Aflojamiento de las piezas de fijación y de las válvulas
Cuando encuentre los terminales de tierra flojos,
desenergice el transformador y apriételos enseguida.
Los tornillos de los cimientos que estén sujetos a
grandes cargas, deben ser apretados firmemente para
evitar el desplazamiento del transformador.
 Fugas de Aceite
Las fugas de aceite pueden ser causadas por el
deterioro de algún empaque o por mal posicionamiento,
verifique cuidadosamente las válvulas y los empaques.

Mantenimiento de los Aisladores
 Daños Mecánicos: Verifique si
existen daños o fugas de aceite.
 Los metodos para detectar el
deterioro del aislamiento son la
medición de la resistencia de
aislamiento y de la tangenta
delta ó fdp.
 Para realizar estas pruebas es
necesario independizar los
devanados de los bornes, la
evaluación del resultado no
debe depender únicamente de
los valores absolutos obtenidos,
sino de los valores obtenidos
cada año y la variación entre
ellos.

Mantenimiento de los Aisladores
 Inspección por excesivos
calentamientos parciales: Se
debe en la mayoria de los casos
a aflojamientos, si llegara a
observarse elimine el polvo de
las partes de contacto y apriete
firmemente.
 Inspección de fisuras: Si los
daños son muy serios, cambiar
por nuevos.
 Inspección de fugas de aceite:
Si el aceite se sale por el
empaque ajústelo o cámbielo.

Corrosión, fugas de aceite por
los empaques de válvulas,
radiadores y bujes, los puntos
de corrosión severos deben
ser reparados
Cuba principal

Mantenimiento e Inspección del Equipo de
Refrigeración
 Verifique la fuga de aceite de las
cabeceras del radiador y de las
partes soldadas del panel o del
tubo.
 Si se acumulan sedimentos en
las obleas o en el tubo , el flujo
del aceite se dificulta
ocasionando un calentamiento en
el transformador.
 Si los radiadores son del tipo
desmontable, verifique que las
válvulas se abran correctamente.

Mantenimiento e Inspección de los Termometros
 Es importante que se verifique
la temperatura del transformador
en servicio, ya que ello indica las
condiciones de funcionamiento.
 Debe verificarse que no este
corroido internamente, que la
aguja se mueva adecuadamente
y que los contactos de alarma
funcione adecuadamente.
 Verificar que el tubo de bourdon
se encuentre en buenas
condiciones ya que con el paso
de los años este tiende a
desgastarse.

Mantenimiento e Inspección del Indicador de Nivel
 Ponga atención a una fuga de
aceite por su parte visible,
cuando el cristal esté manchado
límpielo con un trapo.
 El indicador necesita el mismo
cuidado de mantenimiento que
cualquier instrumento ordinario,
además como indicador con
flotador metálico requiere
atención cuando hay una
indicación incorrecta debida a la
penetración del aceite al flotador,
por vibraciones y sobre todo
cuando ha funcionado por largo
tiempo.

Mantenimiento e Inspección del Relé Buchholz
 Este relé esta hecho para
proteger el transformador contra
fallas internas.
 A un lado de la caja del relé
buchholz hay una ventanilla de
inspección que permite observar
el volumen y el color de gas
producido, y extraer muestras
para evaluar la causa y el grado
de falla.
 Limpie el cristal de la ventanilla
de inspección, revise el interior y
verifique si el flotador se mueve
normalmente.

Mantenimiento e Inspección del Relé Buchholz
 Los contactos de mercurio
deben manejarse con sumo
cuidado, ya que puede romperse
cuando hay vibraciones. Como
rutina, examine fugas de aceite y
producción de gas en el réle.
 El relé puede funcionar
equivocadamente cuando el
flotador está sumergido en el
aceite, cuando el eje de soporte
del flotador se sale del conjunto o
cuando hay una fuga de aceite.

Rele de presión súbita
Son equipos diseñados para detectar
los incrementos súbitos de presión
causados por arcos, están diseñados
para operar antes que las válvulas de
sobrepresión.
Si el relé opera, no energizar el
equipo nuevamente hasta que sea
determinada la causa exacta del
problema.

Mantenimiento e Inspección de la Válvula de
Sobrepresión
 Cuando hay un accidente, la
presión interna aumenta
ocasionando que la placa de
expansión se levante y la presión
sale, cerrando los contactos del
microinterruptor.
 Las válvulas actuales son libres
de mantenimiento y de elementos
destructibles, a excepción del
microinterruptor que debe ser
inspeccionado regularmente.
 Verifique si no hay alguna fuga
de aceite por el dispositivo.

Mantenimiento e Inspección de los Respiraderos de
Silica-Gel
 Estos dispositivos están hechos
para eliminar la humedad y el
polvo que entran al
transformador.
 Si el agente deshidratante se
humedece con aceite, es por que
hay demasiado aceite en el
deposito o por que hay alguna
falla interna.
 Generalmente es de color
naranja y cuando la absorción de
humedad llega a un 20 o 40% el
color cambia a blanco, en tal caso
se debe cambiar o secar el
silicagel.

Mantenimiento Conmutadores bajo carga
INSPECCION Y
MANTENIMIENTO
ESPECIALIZADO DE
CONMUTADORES BAJO
CARGA.

Mantenimiento Conmutadores bajo carga
INSPECCION Y
MANTENIMIENTO DE
CONMUTADOR BAJO
CARGA MR MIII300

Relé de Protección del Cambiador de Tomas Bajo Carga
 La operación del relé de protección puede ser indicio de una avería
grave.
Cuando el funcionamiento del relé provoque la desconexión de los
disyuntores, debe procederse como sigue:
 Anotar la hora y la fecha de la desconexión.
 Anotar la posición del servicio del cambiador.
 Bloquear el mando a motor desconectando el guardamotor, de
modo que se evite una una maniobra del cambiador causada por un
control remoto.
 Controlar la estanqueidad de la tapa. Si hay una fuga de aceite,
cerrar inmediatamente la válvula del conservador de aceite.
 Verificar si la palanca del relé de protección se encuentra en la
posición Desconexión o en posición Rearme.

Relé de Protección del Cambiador de Tomas Bajo Carga
 Adicionalmente debe chequearse los siguientes puntos:
 ¿Cual era la carga del transformador al momento de disparo?
 ¿Fue ejecutada una maniobra del cambiador inmediatamente, antes
o durante el desenganche?
 ¿Funcionarón al momento del desenganche otros dispositivos de
protección del transformador?
 ¿Fuerón registradas sobretensiones en el momento del
desenganche?
 Despues de una comprobación minuciosa del cuerpo insertable, el
servicio solo se debe reanudar si se está seguro de que no hay
ningún daño ni en el cambiador de tomas ni en el transformador.

 PERIODICIDAD DE LAS INSPECCIONES
N° Piezas a Inspeccionar Periodicidad
1 Termómetros Una vez al año
2 Accesorios con contactos de Una vez al año
alarma y/o disparo
3 Ventiladores de refrigeración Una vez al año
4 Conservador Una vez en 5 años
5 Resistencia de aislamiento Una vez al año
de los devanado
6 Medición de Tangente Delta Una vez en 3 años
7 Aceite Una vez al año
8 Componentes del interior Una vez cada 7 años

ANALISIS DE ACEITES
AISLANTES EN EL
MANTENIMIENTO DE
TRANSFORMADORES
Camilo Collazos Salazar

Introducción
Los aceites minerales que son utilizados como fluidos aislantes y
refrigerantes de transformadores muestran valiosa información sobre las
condiciones de operación de los equipos que los usan.
Los aceites aislantes minerales son productos que sufren degradación por
los esfuerzos térmicos y eléctricos a los que están sometidos, generando
productos de descomposición que son utilizados para evaluar la presencia de
un problema o falla en los transformadores.
Reaccionan con el oxígeno, oxidándose y formando productos cuyas
caracteristicas aceleran la degradación de los demas materiales,
diminuyendo la vida útil de los equipos.
La vida útil de un transformador está directamente relacionada con la vida
del papel aislante, la celulosa se degrada por la acción del calor, deteriorando
sus propiedades eléctricas y mecánicas.

Introducción
 Existen actalmente 2 grupos de liquidos aislantes, clasificados de acuerdo a
sus aplicaciones:
 Aceites aislantes de uso general : Son aceites aislantes de origen
mineral, que tienen base parafínica y nafténica obtenidos durante el
proceso de refinación y extracción adecuados, en determinadas
fracciones del petróleo natural.
 Aceites aislantes de seguridad : Son aceites de origen mineral o
sintético, indicados para transformadores que deben ser instalados en
locales donde el riesgo de explosiones y/o incendios deben ser
minimizados.
Estos aceites deben presentar caracteristicas no inflamables
 Aceite mineral de máximo punto de fulgor.
 Aceite aislante de silicona.

ANÁLISIS FISICOQUÍMICO
EQUIPOS NUEVOS
< 69 KV >69 < 230 KV >69 < 230 KV
% 0.5 max
25 min
35 max
38 min
20 max
0.05 max0.5 max
Referencias tomadas de IEEE std C57.106-2002
10 max
0.40 max5.0 max
N.A.
N.A. 0.890 max
0.15 max 0.015 max
30 min
N.A.
23 min 28 min
FACTOR DE POTENCIA
(ASTM D 924 25ºC)
RIGIDEZ DIELECTRICA
(ASTM D 877___ / ASTM D
1816___)
FACTOR DE POTENCIA
(ASTM D 924 100 ºC)
%
KV
1.0 max
UNIDAD
5.0 max
0.2 max
N.A.
ppm
30 min
EQUIPOS EN USOENSAYOS
CONTENIDO DE HUMEDAD
(ASTM D 1500)
GRAVEDAD ESPECIFICA
(ASTM D 1298)
mg KOH/g
Aceite
Dinas/cm
NUMERO DE NEUTRALIZACION
(ASTM D 974)
TENSION INTERFACIAL
(ASTM D 971)
COLOR (ASTM D 1500)
Valores límites para aceites en servicio.

MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE
 Mantenimiento Preventivo
Durante el funcionamiento de un transformador varios son los factores que
contribuyen con el deterioro del aceite aislante, como por ejemplo la
humedad, la sobrecarga, el sobrecalentamiento y la falta de mantenimiento.
La humedad, el calor y el oxigeno, crean un ambiente propicio para deteriorar
el aceite aislante.
El agua y el oxígeno cuando entran en contacto con el aceite aislante,
reaccionan debido a la acción de los catalizadores como el cobre y el fierro,
originando luego la oxidación que forma luego sedimento. Este proceso se
acelera con el calor, cuanto mas alta sea la temperatura, mayor será la
velocidad del deterioro, cuanto menos oxidado esté el aceite aislante más
lento sera el proceso de degaradación del papel, siendo lo ideal que no haya
presencia de sedimento durante el tiempo de vida del transformador.

PRUEBAS DE PUREZA
CONTENIDO DE HUMEDAD ASTM D-1533-00
NUMERO DE NEUTRALIZACIÓN ASTM D 974-02e1
TENSION INTERFACIAL ASTM D-971-99a
RIGIDEZ DIELÉCTRICA ASTM D-877-02e1 Y 1816-04
FACTOR DE POTENCIAASTM D-924-03a
PRUEBAS DE COMPOSICIÓN
COLOR ASTM D- 1500-03
GRAVEDAD ESPECIFICAASTM D-1298-
99e2
PUNTO DE INFLAMACIÓN ASTM D-92
PRUEBAS DE ESTABILIDAD
CONTENIDO DE INHIBIDOR ASTM D-2668
AZUFRE CORROSIVO ASTM D-1275 B
(Clasificación de las pruebas)

Controlar el proceso de envejecimiento
del aceite, Norma ASTM D 3487.
Con ensayos periódicos podemos
comprobar el grado de deterioro del
aceite, detectando el momento en que se
inicia la formación de sedimento y así
tomar medidas para evitar el
envejecimiento prematuro del aceite.
 Rigidez dieléctrica.
 Índice de neutralización.
 Tensión interfacial.
 Factor de potencia.
 Contenido de agua.
 Gravedad especifica (tipo de aceite)
 Color (indicación indirecta del grado
de oxidación).

Indice de neutralización
ASTM D 974-02e1
Indica el total de compuestos ácidos
presentes en el aceite aislante.
 Los ácidos aceleran el deterioro del
aceite y del papel
 Los ácidos atacan a las partes
metálicas del transformador.
 En aceite nuevo, éste indice debe ser
menor a 0,03 mgKOH/g aceite.
 Para aceite en servicio considerar
hasta 0,15 mgKOH/g aceite, sobre este
valor se debe programar un posible
cambio o regeneración del aceite en un
periodo de 6 meses.
 No permitir que este valor sobrepase
a 0,5 mgKOH/g aceite, que origina la
formación de sedimento insoluble.

Tensión interfacial
ASTM D 971-99a (TENSIOMETRO)
Es la medida de la fuerza
necesaria para que un anillo plano
de platino rompa la interfase
formada por el agua y el aceite.
 Una disminución de la tensión
interfacial indica la presencia de
productos que son el resultado de
deterioro del aceite.
 Para aceites nuevos el valor
mínimo es de 30 mN/m.
 Para aceites en servicio, el valor
mínimo es de 23 mN/m, la
formación de lodos comienza
cuando la tensión interfacial
alcanza valores inferiores a este.

FACTOR DE POTENCIA
ASTM D 924-03
 Es la medida de la tangente del ángulo de fase entre la tensión y la
corriente, al aplicarse una diferencia de potencial predeterminado a
dos electrodos entre los cuales se coloca el liquido aislante.
 Es extremadamente sensible a contaminaciones y puede indicar si
los valores obtenidos en los ensayos provienen de contaminantes o
de la propia deterioración del aceite.
 Un alto F.P indica deterioro y/o contaminación por productos como
el agua, carbón u otras partículas.
 El factor potencial de un aceite nuevo y en buenas condiciones es
de 0,05% o menor a 25° C.
 en aceite usado el factor potencial hasta 0,5% a 25°C es
aceptable, de 0,5% a 2% a 25°C, el aceite debe ser analizado
detalladamente para determinar las causas de esta elevación.

Rigidez dieléctrica
ASTM D 877-02e1 y ASTM D 1816-04
 Es la medida de la resistencia que el
aceite aislante presenta al impacto
eléctrico.
 Esta prueba es la indicada para
comprobar la presencia de agentes
contaminantes como el agua,
impurezas, fibras celulósicas
húmedas, parículas metálicas o
conductoras en el aceite, pudiendo
existir concentraciones significativas
cuando se presenta bajo tensión.
 Aceite Nuevo : ASTM D 1816 – 48
kV mínimo
 Aceite Usado : ASTM D 1816 – 32
kV mínimo

Color
ASTM D 1500-03 (COLORIMETRO)
0.5 4.5
12 años de
servicio
El color y la apariencia proporcionan
información rápida y valiosa
(empírica).
 Oscuro - posible deterioro.
 Agua libre e impurezas.
 Fibras de celulosa.
 Partículas de carbón.

ANALISIS DE GRAVEDAD ESPECIFICA
ASTM D-1298
 Determinar la densidad del
aceite en g/cm3.
 Indica la posible contaminación
del aceite con PCB(gravedad
cercana a 1g/cm3)
 Depende de:
1. Naturaleza de los
hidrocarburos:
 Parafínicos
 Nafténicos
2. Contenido de impurezas.
Hidrometro

Contenido de humedad
ASTM D 1533-00 (COULOMETRO)  Las carcterísticas eléctricas del
aceite son fuertemente influenciadas
por la presencia de agua.
 Un alto contenido de agua en el
aceite puede reducir su Rigidez
Dielectrica al punto de volverlo
inutilizable.
 Se consideran como valores
maximos aceptables para servicio
continuo:
 35 ppm para equipos con
tensión hasta 69 kV.
tensión mayor a 69 kV y menor a
230 kV
tensión mayor a 230kV y menor
a 345kV

Clasificación de los aceites en transformadores en servicio:
Aceite aislante clase I (Condición Normal para ser usado en el
transformador).
Aceite aislante clase II (La Rigidez Dieléctrica y el contenido
de humedad se encuentra por fuera de valores
permisibles).”TERMOVACIO”
Aceite aislante clase III ( El número de neutralización y/ó la
tensión Interfacial se encuentran fuera de los valores
permisibles).”REGENERACIÓN Y TERMOVACIO”
(Numeral 7,subnumeral 7.2) IEEE C57.106.2002

Si hay sospecha de falla los periodos de toma de muestra
se acortan.
PERIODICIDAD DE LOS ANÁLISIS.
Transformadores < 138 Kv cada seis ó doce meses.
Transformadores > 138 kv cada seis meses.

MANTENIMIENTO A TRAVEZ DEL ACEITE AISLANTE
 Mantenimiento Predictivo
El metodo en este tipo de mantenimiento consiste en la extracción de los
gases disueltos en una pequeña muestra del aceite aislante, donde una parte
de los gases extraidos son analizados por cromotografía en estado gaseoso,
determinandose así su composición cualitativa y cuantitativamente. Los
resultados obtenidos son analizados según criterios de diagnósticos
preestablecidos, a travez de los cuales se puede observar la existencia de
fallas y luego tomar las precauciones necesarias de mantenimiento.
La secuencia de la muestra es sugerida con el fin de crear un historial para
realizar un mejor seguimiento del transformador en observación.
En el caso de transformadores nuevos, se recomienda la toma de muestras
al mes y 3 meses despues de haber puesto el equipo en servicio.

Predictivo – Análisis de aceite aislante
 Análisis Cromatográfico
El conocimiento que se tenga de la composición de gases
disueltos en el aceite aislante, hace posible detectar la existencia
de fallas, aún cuando éstas se encuentren en el inicio.
Gases analizados:
 Hidrógeno
 Oxígeno
 Nitrógeno
 Metano
 Monóxido de carbono
 Etileno
 Acetileno
 Furanos

 Los gases que se generan en el aceite dependen del aislamiento
involucrado en la falla.
Existen básicamente tres tipos de fallas
Térmicas (calentamientos en el papel o el aceite)
Descargas parciales
Arcos
Los gases generados son: H2, CH4, CO, CO2
C2H4,C2H6 Y C2H2
ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS
(cromatografía de gases)

Mantenimiento Predictivo
CRITERIOS DE DIAGNOSTICO
Gas principal Causa
H2 / CH4 (HIDROGENO / METANO) DESCARGAS PARCIALES EN EL ACEITE
C2H2 (ACETILENO) ARCO ELETRICO EN EL ACEITE
C2H4 (ETILENO) SOBRECALENTAMIENTO EN EL ACEITE
CO ( MONOXIDO DE CARBONO) DESCARGAS PARCIALES EN PAPEL
CO / CO2(OXIDOS DE CARBONO) SOBRECALENTAMIENTO DEL CONDUCTOR

Mantenimiento Predictivo – Criterios de Diagnostico
Descomposición Termica del Aceite : Los productos de la descomposición
incluyen etileno (C2H4) y metano (CH4) junto con cantidades mas pequeñas
de hidrogeno (H) y etano (C2H6). Rastros de acetileno (C2H2) pueden ser
formados si la averia es severa o involucra contactos eléctricos.
Descomposición Térmica del Aceite
Principal Gas : ETILENO
0 2
16 19
63
0
0
10
20
30
40
50
60
70
CO H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2
%DECOMBUSTIBLE
Evaluación de una posible falla considerando la presencia proponderante de ciertos gases

Descomposición de la Celulosa : Grandes cantidades de dioxido de carbono y
monoxido de carbono (CO) son desarrolladas por el calentamiento en la
celulosa. Los gases tales como el metano(CH4) y el etileno (C2H4) podrian
ser formados si la averia involucra una estructura impregnada en aceite.
Descomposición de la Celulosa
Principal Gas : Monóxido de Carbono
92
8.7
1.2 0.01 0.01 0.01
0
20
40
60
80
100
%DECOMBUSTIBLE

Descomposición por Descargas : Pequeñas descargas de energía eléctrica
producen hidrogeno (H) y metano (CH4) con pequeñas cantidades de etano
(C2H6) y etileno (C2H4). Cantidades comparables de monoxido de carbono
(CO) y dioxido de carbono puede reultar de descargas en la celulosa.
Descomposición por Descargas
Principal Gas : Hidrogeno
0.2
80
13
0.5 0.2 0.1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
%DECOMBUSTIBLE

Descomposición Por Arco Eléctrico: Grandes cantidades de hidrogeno (H) y
acetileno (C2H2) son producidos con menores cantidades de metano (CH4) y
etileno (C2H4). Dioxido de carbono y monoxido de carbono puede producirse
si la falla involucra a la celulosa. El aceite puede ser carbonizado.
Descomposición Por Arco Eléctrico
Principal Gas : ACETILENO
0.01
60
5
2 3
30
0
10
20
30
40
50
60
70
%DECOMBUSTIBLE

Metodo del Total de Gases Combustibles:
• Si el total de Gases Combustibles no supera los 720 ppm y
ningún gas individual supera los limites que da la tabla 1
(Condición 1); el transformador está operando
satisfactoriamente.
• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 721
a 1920 ppm y cualquiera de los gases combustibles
individuales se sitúan dentro de los límites especificados en la
tabla 1 (Condición 2) el transformador tiene una falla interna
que debe ser investigada, se recomienda tomar una nueva
muestra para determinar el monto diario de la generación de
gases.

Metodo del Total de Gases Combustibles:
• Si el total de gases combustibles se sitúa en el rango de 1921 a
4630 ppm y cualquiera de los gases combustibles individuales se
sitúan dentro de los límites especificados en la tabla 1 (Condición 3)
el transformador esta presentando un alto nivel de descomposición
de la celulosa y/o aceite.
Se debe realizar un nuevo análisis cromatográfico en el lapso mas
breve y calcular el monto diario de generación de los gases y de
acuerdo a estos resultados, tomar la acción requerida.
• Si el total de gases combustibles e individuales están en los rangos
que indica la condición 4; entonces los aislamientos sólidos y
líquidos del transformador se están descomponiendo
aceleradamente y lo recomendable en este caso sería retirar de
servicio al transformador para investigar y corregir la falla que se
este desarrollando.

Limites de concentración de gases disueltos en partes por
millon (PPM)
Status H2 CH4 C2H2 C2H4 C2H6 CO CO2 TDCG
Condición 1 100 120 35 50 65 350 2,500 720
Condición 2 101 - 700 121 - 400 36 - 50 51 - 100 66 - 100 351 - 570 2,500 - 4,000 721 - 1,920
Condición 3 701 - 1,800 401 - 1,000 51 - 80 101 - 200 101 - 1,150 571 - 1,400 4,001 - 10,000 1,921 - 4,630
Condición 4 > 1,800 > 1,000 > 80 > 200 > 150 > 1,400 > 10,000 > 4,630
Tabla 1

Acciones Basadas en los Resultados del TDCG
Condiciones
Total de Gases Combustibles
(TDCG) o Volumen mas alto
de un Gas individual.
TDCG
Generación
de Gases
(PPM/Día)
Intervalo de
nuestreo Acciones a tomar
Condicion 1
<= 720 ppm del TDGC o el
volumen mas alto de un gas
individual según tabla 1 < 10
Anualmente o
semestralmente
para trafos de
alta tensión Continue operación normal
10 - 30 Trimestralmente
> 30 Mensualmente
Ejerza vigilancia. Analice los gases
individuales para determinar la
causa. Determine si la producción
de gases depende de la carga.
Condición 2
721 - 1,920 ppm del TDGC o la
mas alta generación de un
gas individual según tabla 1 < 10 Trimestralmente
Ejerza vigilancia. Analice los gases
individuales para determinar la
causa. Determine si la producción
de gases depende de la carga.
10 - 30 Mensualmente
> 30 Mensualmente
Condición 3
1,921 - 4,630 ppm del TDGC o
la mas alta generación de un
gas individual según tabla 1 < 10 Mensualmente
Ejerza extrema vigilancia. Analice
los gases individuales para
determinar la causa. Planee la
salida de servicio del trafo. Llamar
al fabricante y a otros especialistas
solicitando ayuda.
10 - 30 Semanalmente
> 30 Semanalmente
Condición 4
> 4,630 ppm del TDGC o la
mas alta generación de un
gas individual según tabla 1 < 10 Semanalmente
Ejerza extrema vigilancia. Analice
los gases individuales para
determinar la causa. Planee la
salida de servicio del trafo. Llamar
al fabricante y a otros especialistas
solicitando ayuda.
10 - 30 Diariamente
> 30 Diariamente
Considere el retiro del servicio del
trafo. Llamar al fabricante y a otros
especialistas solicitando ayuda.

Metodo de las Razones de Rogers
• Este metodo considera las concentraciones relativas de cinco
gases : Hidrogeno (H), Metano (CH4), Etano (C2H6), Etileno (C2H4) y
Acetileno (C2H2); siendo las concentraciones mas significativas:
R2: C2H2 R1: CH4 R5 : C2H4
C2H4 H2 C2H6
• En la tabla 2 se muestra las razones caracteristicas así como las
posibles fallas.
• En este método no se consideran los óxidos de Carbono.
• La evaluación de la incidencia de la celulosa en las fallas es
realizada subjetivamente, considerando el incremento de
concentración de estos gases.

DIAGNOSTICO DE FALLAS SUGERIDO A PARTIR DEL METODO DE
LOS RATIOS DE ROGERS
CASO
R2: C2H2
......C2H4
R1: CH4
......H2
R2: C2H4
.....C2H6 Diagnóstico de Falla Sugerido
0 < 0,1 > 0,1 y < 1,0 < 1,0 Funcionamiento Normal
1 < 0,1 < 0,1 < 1,0
Descargas Parciales (Corona) y
arcos de baja densidad de
energía
2 0,1 - 3,0 0,1 - 1,0 > 3,0
Arcos - Descargas de alta
energía
3 < 0,1 > 0,1 y < 1,0 1,0 - 3,0
Caalentamiento térmico a baja
temperatura
4 < 0,1 > 1,0 1,0 - 3,0
Alta solicitación térmica menor
a 700 ° C
5 < 0,1 > 1,0 > 3,0
Alta solicitación térmica mayor
a 700 ° C
Tabla 2

APLICACIONES :
RESULTADO DE
LABORATORIO
Electroandes – T&T

APLICACIONES :
CASO MALPASO
CODIGO :
Fecha de
reporte :
Fecha Muestreo : 06/10/2001 Lugar :
Fecha Analisis : 19/10/2001 Año de Fab. : 1986
Jeringa N° : 1 Potencia : 17 MVA
Trf # : Tensiones :
Marca : Serie # :
GASES G.C. G. N. C.
Hidrogeno : H2 345
Oxigeno : O2 14200
Nitrogeno : N2 43000
Metano : CH4 795
Monox. De Carb. CO 269
Dioxid. De Carb. CO2 1530
Etileno : C2H4 1640
Etano : C2H6 220
Acetileno : C2H2 39
Total G:C. : 3308
Total G.N.C. : 58730
Total contenido de gas % 6.2038
GASES CANTIDAD
H2 < 150 345
CH4 < 25 795
C2H6 < 10 220
C2H4 < 20 1640
C2H2 < 150 39
CO < 500 269
CO2 < 10000 1530
C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6
0.0 2.3 7.5
0 2 2
Nombre:
Firma: _________________ V°B° ________________
> 15000 Normal
CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES
RANGO EN PPM
> 1000
> 80
> 35
> 100
> 200
> 1000
DIAGNOSTICO
RESULTADO
VALORES DE REFERENCIA
Cuestionable
Inaceptable
Inaceptable
Inaceptable
Normal
Normal
ANALISIS DE RESULTADOS
DATOS DE LA PRUEBA CROMATOGRAFICA
REPORTE Y ANALISIS DE GASES DISUELTOS
IDENTIFICACION DE LA MUESTRA
T4
Delcrosa
S.E. Malpaso
50/6.9 KV
CONCENTRACION PORCENTUAL DE GASES
COMBUSTIBLES
8 10
24
7
50
1
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
PORCENTAJE

APLICACIONES :
CASO MALPASO
CODIGO :
Fecha de
reporte :
Trf # : Tensiones :
Marca : Serie # :
GASES G.C. G. N. C.
Hidrogeno : H2 475
Oxigeno : O2 12500
Metano : CH4 2130
Etileno : C2H4 5820
Etano : C2H6 808
Acetileno : C2H2 155
Total G:C. : 9700
GASES CANTIDAD
H2 < 150 475
CH4 < 25 2130
C2H6 < 10 808
C2H4 < 20 5820
C2H2 < 150 155
CO < 500 312
CO2 < 10000 1640
0.0 4.5 7.2
0 2 2
Nombre:
Firma: _________________ V°B° ________________
> 15000 Normal
> 1000
> 80
> 35
> 100
> 200
> 1000
Cuestionable
Inaceptable
T4
Delcrosa
S.E. Malpaso
50/6.9 KV
Inaceptable
Inaceptable
Cuestionable
Normal
DIAGNOSTICO
RESULTADO
VALORES DE REFERENCIA CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES
RANGO EN PPM
COMBUSTIBLES
3 5
22
8
60
2
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
PORCENTAJE

APLICACIONES : INTERVENCIÓN AL
TRANSFORMADOR

APLICACIONES : UBICACIÓN DE LA FALLA

APLICACIONES : DESMONTAJE DE PIEZAS
CON FALLA

APLICACIONES : MANTENIMIENTO DE PIEZAS
CON FALLAS

APLICACIONES :
INTERVENCIÓN AL
TRANSFORMADOR
Y ANALISIS
POSTERIOR
CODIGO :
Fecha de
reporte :
Trf # : Tensiones :
Marca : Serie # :
GASES G.C. G. N. C.
Hidrogeno : H2 0
Oxigeno : O2 3650
Nitrogeno : N2 9270
Metano : CH4 0
Etileno : C2H4 8
Etano : C2H6 0
Acetileno : C2H2 1
Total G.C. : 28
GASES CANTIDAD
H2 < 150 0
CH4 < 25 0
C2H6 < 10 0
C2H4 < 20 8
C2H2 < 150 3
CO < 500 19
CO2 < 10000 169
TDCG < 700 28
0.1 0.0 0.0
0 0 0
Nombre:
Firma: _________________ V°B° ________________
Transf. Trifásico
Delcrosa
S.E. Malpaso
126771T
50/6.9 KV
Aceptable
Aceptable
Aceptable
Aceptable
RESULTADO
Aceptable
Aceptable
RANGO EN PPM
> 1000
> 80
DIAGNOSTICO
> 35
> 100
> 200
> 1000
> 2501 Aceptable
> 15000 Aceptable
COMBUSTIBLES
68
0 0 0
29
4
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
PORCENTAJE

APLICACIONES
CASO: SAN CRISTOBAL

APLICACIONES :
CASO S.E. SAN
CRISTOBAL
CODIGO :
Fecha de
reporte :
Trf # : Tensiones :
Marca : Serie # :
GASES G.C. G. N. C.
Hidrogeno : H2 7460
Oxigeno : O2 5020
Metano : CH4 49000
Etileno : C2H4 123000
Etano : C2H6 22700
Acetileno : C2H2 1340
Total G.C. : 203680
GASES CANTIDAD
H2 < 150 7460
CH4 < 25 49000
C2H6 < 10 22700
C2H4 < 20 123000
C2H2 < 150 1340
CO < 500 180
CO2 < 10000 2210
TDCG < 700 203680
0.01 6.57 5.42
0 2 2 Falla térmica (puntos calientes)
Arcos, centellamiento, calentamiento severo
Temperatura > 700 °C
Recomendación: Realizar inspección interna urgente
Nombre:
Firma: _________________ V°B° ________________
Fase T
General Electric
S.E. San Crsitóbal
300423 Veritas
50/4.16 KV
Aceptable
Inaceptable
Inaceptable
Inaceptable
RESULTADO
Inaceptable
Inaceptable
RANGO EN PPM
> 1000
> 80
DIAGNOSTICO
> 35
> 100
> 200
> 1000
> 2501 Inaceptable
> 15000 Aceptable
COMBUSTIBLES
0
4
24
11
60
1
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
PORCENTAJE

APLICACIONES
CASO DOE RUN

APLICACIONES :
CASO CASA DE
FUERZA – T1
CODIGO :
Fecha de
reporte :
Fecha Muestreo : Lugar :
Fecha Analisis : 17/08/2004 Año de Fab. :
Jeringa N° : Potencia : 7.5 MVA
Trf # : Tensiones :
Marca : Serie # :
GASES G.C. G. N. C.
Hidrogeno : H2 0
Oxigeno : O2 12400
Metano : CH4 3
Etileno : C2H4 16
Etano : C2H6 0
Acetileno : C2H2 0
Total G:C. : 343
GASES CANTIDAD
H2 < 150 0
CH4 < 25 3
C2H6 < 10 0
C2H4 < 20 16
C2H2 < 150 0
CO < 500 324
CO2 < 10000 3480
C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 OK
0.0 0.0 0.0
0 1 0
Nombre:
Firma: _________________ V°B° ________________
> 15000 Normal
> 1000
> 80
> 35
> 100
> 200
> 1000
Normal
Normal
T1
Pensilvania
Casa de Fuerza
260962
50/2.4 KV
Análisis Físico - químico :
DIAGNOSTICO
RESULTADO
VALORES DE REFERENCIA CONCENTRACION TOTAL DE GASES LIMITES
RANGO EN PPM
Normal
Normal
Normal
Normal
COMBUSTIBLES
94
0 1 0
5
0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
PORCENTAJE

Mantenimiento
ANALISIS FISICO - QUIMICO
TECNOLOGIA QUE CONTRIBUYE A PROLONGAR LA VIDA UTIL
DE LOS TRANSFORMADORES
ANALISIS CROMATOGRAFICO
TECNOLOGIA CON LA CUAL SE PUEDE ELIMINAR PARADAS
IMPREVISTAS DURANTE EL SUMINISTRO DE ENERGIA

FURANOS
La toma de muestra del papel para el análisis de GP es
compleja, por tal
motivo se recomienda efectuar antes el análisis de contenido
de FURANOS
. Los Compuestos de Furanos (2 Furfuraldehido) son generados
exclusivamente
durante el proceso de descomposición del papel aislante, por esto
es utilizado
como una TÉCNICA PREDICTIVA para evaluación preliminar del
grado de envejecimiento del TRANSFORMADOR.

Componentes Furánicos en el Aceite
• El deterioro del aislamiento sólido (Pressboard) de los
transformadores genera componentes Furánicos cuyo principal
indicador es el Furfural – 2.
• Altas concentraciones de Furfural – 2 indican la degradación de la
celulosa.
• Los componentes Furánicos son generados por eventos térmicos
mas no por descargas eléctricas.
• Hay muchos factores que influyen en el resultado de los análisis de
los componentes Furánicos, tales como el tipo de preservación del
aceite, tipo de aislamiento, tipo de transformador y tipo de
tratamiento del aceite de transformador.
• Valor Aceptable <= 100 pbb
• Valor Inaceptable 250 pbb

Grado de Polimerización del Papel. (DP)
• Esta prueba entrega información sobre el grado de envejecimiento
del papel y se realiza en muestras de este material.
• El DP proporciona un estimado del tamaño promedio de los
polímeros en las moléculas de la celulosa del papel y del pressboard.
• El papel en transformadores nuevos tiene un DP de alrededor de
100.
• El papel envejecido tiene un DP=150 a 200 punto en el cual éste ya
ha perdido sus propiedades mecánicas y el riesgo de falla es
inminente.
• En razón que el envejecimiento del papel en la Parte Activa del
transformador no es uniforme; es necesario tomar muestras de
diferentes puntos para obtener un correcto diagnostico.
• Tiene como desventaja de que hay que desencubar la Parte Activa
del transformador, para tomar la muestra.

Cantidad requerida para los ensayos fisicoquímicos
del sistema básico de aislamiento del transformador
Fisicoquímico Frasco de 1000 ml
Análisis de Cromatografía de Gases Jeringa de vidrio 50 ml
Análisis de furanos Frasco de 50 ml
Análisis de antioxidante(DBPC) Frasco de 50ml
TOMA DE MUESTRAS
Análisis de PCBs Frasco de 50ml
Análisis de Grado de Polimerización 2 gramos de papel.
Aceite
Papel

TRATAMIENTO DEL ACEITE DIELECTRICO
RECONDICIONAMIENTO
- FILTRADO, DESGASIFICADO
- SECADO POR TERMO VACIO
REGENERACION
- PERCOLADO POR TIERRA FULLER
- ADSORCION EN TIERRA FULLER

Regeneración de aceite (en Caliente), Reparaciones,
Repotenciación, Mantenimientos, suministro de repuestos
Termovacio o Regeneración?
Por medio de pruebas Químicas, Físicas y Eléctricas que
se realizan al aceite.
Contenido de Humedad ASTM D1533
Rigidez Dieléctrica ASTM D877 ó ASTM D1816
Tensión Interfacial ASTM D971
Número de Neutralización ASTM D974
TERMOVACIO
REGENERACION

Depende del grado de envejecimiento que este presenta.
• Si el aceite esta contaminado, es decir si contiene humedad y
partículas sólidas en suspensión, excluyendose a los productos
de la oxidación, el tratamiento requerido consistira en el
reacondicionamiento del aceite, que consiste en remover por
medios mecánicos estos contaminantes.
• Si el aceite presenta un proceso de oxidación avanzado con
presencia de ácidos y lodos en su seno; entonces tendrá que ser
sometido a un proceso de regeneración, con la finalidad de
remover los productos de la oxidación, los contaminantes
ácidos y en estado coloidal, por medios químicos y de
absorción.

De acuerdo a su grado de envejecimiento los aceites son
clasificados en cuatro grupos a saber:
GRUPO I : Aceites en condiciones satisfactorias
GRUPO II : Aceites que requieren reacondicionamiento.
GRUPO III : Aceites que están envejecidos y que deben ser
regenerados.
GRUPO IV : Aceites que deben ser descartados por que su
recuperación es técnico y económicamente no aconsejable.

SECADO POR TERMOVACIO :
• Es un proceso eficaz para el retiro de la humedad, gases y
sustancias volátiles presentes en el aceite aislante.
• En este proceso el aceite es filtrado, calentado y desgasificado
con camaras de alto vacio.
• Despues de pasar por el filtro, el aceite es pulverizado en
caliente en una cámara de alto vacío en donde se le retira la
humedad y se le desgasifica.
Bomba
de vacio
Camara de Vacío
Tablero de
control Filtros

1. Tratamiento de aceite
TERMOVACIO EN
TRANSFORMADORES
ENERGIZADOS 40MVA,
220kV

REGENERACION:
• La regeneración de un aceite mineral envejecido, consiste en
su tratamiento por procesos fisico-químicos específicos, a fin de
restituirle sus propiedades originales.
• El metodo mas utilizado para la regeneración es el de
percolación o colado.
• La percolación consiste en hacer pasar el aceite por tierra fuller
con el objeto de retirar sus impurezas.
• La percolación puede realizarse por presión o por gravedad.
• En la percolación por gravedad una columna de aceite (por su
propio peso), pasa a travéz de un tanque conteniendo el
absorbente.
• En la percolación por presión el aceite es forzado a pasar por el
absorbente con el auxilio de una bomba.

REGENERACION DE
ACEITE EN
TRANSFORMADORES
ENERGIZADOS 40MVA,
220 kV

MUESTRAS DE ACEITE
TOMADAS DURANTE LA
REGENERACION DE
ACEITE EN
TRANSFORMADOR
30MVA, 138 kV

SECADO DE TRANSFORMADORES
• La mayor parte del aislamiento sólido de un transformador está
constituido de materiales de naturaleza celulósica (papel, cartón,
madera) que tiene una elevada rigidez dieléctrica si están secos.
• Cuando en un aceite los ensayos realizados presentan valores
aceptables y sólo el grado de humedad es elevado, se puede
retirar esta humedad aún teniendo el transformador energizado.
Para efectuarlo se usa el secado por termovacio.
• Cuando el aceite presenta un contenido de agua elevado(por
encima de los valores de orientación recomendados), ocurre la
impregnación en los materiales celulósicos del transformador,
siendo necesario un completo secado del transformador.
• El sistema de secado completo consiste en retirar el equipo de
operación, secar el liquido aislante a través del sistema
termovacio y secar la parte activa en un horno, proceder a
encubar la parte activa del transformador y llenado con el aceite
ya tratado.

Mantenimiento Predictivo – Termografia
En el ámbito industrial la aplicación de la termografía en el área de
Mantenimiento es una de las más difundidas, especialmente en el
Mantenimiento llamado Predictivo.
La Termografía Infraroja en el área de mantenimiento presenta ventajas
Comparativas inigualables, Quizá sea el ensayo mas divulgado y exitoso
de los últimos años.
Se complementa eficientemente con los otros ensayos del mantenimiento
El análisis de lubricantes, el análisis de vibraciones, el ultrasonido, etc.

Por medio de este equipo se controla los puntos calientes o criticos

Aplicación de termografía infraroja en
transformadores de potencia
Lodo en el
Tanque de expansión
Flujo de aceite en el
transformador
Daño de una fase de
corriente.

PRUEBA DE TRANSFORMADORES EN CAMPO
PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN TRANSFORMADORES
La resistencia de aislamiento se define como el valor de la resistencia en
megaohms, que ofrece un aislamiento al aplicarle un voltaje de
corriente directa durante un tiempo dado y medido a partir de la
aplicación del mismo. Se usa como referencia de tiempo de 1 a 10 min
Voltaje entre
fases kV Megohms
Voltaje entre
fases kV Megohms
1.2 32 92 2480
2.5 68 115 3100
5 135 138 3720
8.66 230 161 4350
15 410 196 5300
25 670 230 6200
34.5 930 287 7750
46 1240 345 9300
69 1860
Resistencia mínima de aislamiento en aceite a 20°C

Antes de realizar la prueba de resistencia de aislamiento en los
transformadores se recomienda:
 Desconectar todos los terminales de boquillas. Cuando el
transformador tiene salida por cable subterráneo es recomendable
hacer la prueba con todo y cable desde el transformador hasta el
interruptor principal.
 El tanque del transformador debe estar sólidamente conectado a
tierra.
 Desconectar los neutros de los devanados.
 Se deben poner puentes entre los terminales de las boquillas de los
devanados primario y secundario.
 Observar que no presenten cambios bruscos de temperatura durante
la prueba.
 Previo a la realización de las pruebas limpiar las boquillas de polvo y
humedad.

Alta tensión contra baja tensión mas tierra
Megger
Linea
Tierra
Guarda

Baja tensión contra alta tensión mas tierra
Megger
Tierra
Linea
Guarda

Alta tensión contra baja tensión
Megger
Linea
Tierra
Guarda

PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO EN
TRANSFORMADORES
Factores que influyen sobre la resistencia de aislamiento.
 Efecto de la condición de superficie de aislamiento.- Las
impurezas tales como carbón, polvo puede bajar la resistencia
de aislamiento.
 Efecto de la humedad.- La humedad en los materiales aislantes
hace que se presente una reducción en la resistencia de
aislamiento.
 Efectos de la temperatura.- La resistencia de aislamiento varia
en forma inversa con la temperatura en la mayoria de los
aislamientos.

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES
Su efectividad se debe a que los parametros medidos son las
caracteristicas fundamentales del aislamiento.
Cualquier cambio ( movimiento fisico, deformación, deterioro o
contaminación), en una o más de las caracteristicas fundamentales
del aislamiento, son detectadas durante la prueba.
Esta prueba permite detectar la presencia de humedad, carbonización y
otros tipos de contaminación del aislante de devanados, de aisladores
de entrada y del aislante líquido en transformadores de potencia y de
distribución.
Las deformaciones de los devanados se descubre por un cambio en la
capacitancia, valor que se mide durante la prueba.
Las espiras en cortocircuito o parcialmente en cortocircuito se
manifiestan por un valor de corriente anormalmente elevado que se
obtiene con la prueba adicional de corriente de excitación.

El procedimiento para la prueba de medición del factor de
potencia en transformadores es el siguiente:
 Desconectar todos los equipos externos al transformador.
 Desenergizar el transformador y desconectar sus terminales
externos que se encuentren aterrizados.
 Poner en corto circuito cada devanado en los terminales de sus
boquillas.
 Cerciorarse que el tanque del transformador esté aterrizado.
 Limpiar la porcelana de las boquillas.

F. P.
x0 x1 x2 x3
H1 H2 Terminales de alta tensión
Terminales de baja tensión
Medidor del factor de potencia
Esquema de conexiones para prueba de medición del factor de potencia
H3

Mantenimiento transformadores

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