Mantenimiento eléctrico de transformadores

UNIDAD 2: MANTENIMIENTO ELÉCTRICO DE TRANSFORMADORES.
2.1.- Clasificación y características generales de transformadores.
Los transformadores se pueden clasificar por diversas características, sin embargo las más
importantes son:
a) Por su operación.
1. De distribución.
2. De instrumento.
3. De horno eléctrico.
4. De potencia.
b) Por la forma de su núcleo:
1. Tipo columnas.
2. Tipo acorazado.
c) Por el número de fases.
1. Monofásico.
2. Trifásico.
d) Por el medio refrigerante.
1. Aire.
2. Aceite.
3. Sf6
e) Por el tipo de montaje:
1 Tipo poste.
2 Tipo pedestal.
3 Tipo estación.
4 Tipo bóveda o sumergible

TRANSFORMADOR DE POTENCIA
.
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN MONTAJE EN POSTE.

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN TIPO PEDESTAL
TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO (TP’S)

TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO (TC’S)
TRANSFORMADORES PARA HORNO
El transformador en su forma más simple consta de dos bobinas estacionarias (transformador
de dos devanados) acopladas por un flujo magnético recíproco. Se dice que las bobinas están
mutuamente acopladas, ya que el flujo que eslabona una bobina lo hace también con la otra.

La energía eléctrica (i), se transfiere de una bobina a otra por medio de inducción
electromagnética o acoplamiento magnético, la bobina que recibe la energía de la fuente de
CA se llama “Devanado Primario” y la que proporciona energía a una carga de CA se llama
“Devanado Secundario”, es decir, el transformador tiene circuitos eléctricos que están
eslabonados magnéticamente y aislados eléctricamente.
La capacidad de los transformadores se específica en (KVA).
Con el fin de verificar la condición general del transformador y programar las medidas
preventivas o correctivas, se realizan pruebas eléctricas y dieléctricas.
El servicio consiste en la limpieza (en su caso), inspección física del transformador, así como
pruebas de resistencia de aislamiento, relación de transformación, resistencia óhmica y
medición de inductancia.
Lo anterior se realiza con equipos de medición y prueba diseñados para tal fin, siguiendo los
lineamientos que establece la norma NXM-J-169 inherente a métodos de prueba para
transformadores de distribución y potencia.

2.1.1 RANGOS DE CAPACIDADES Y DE TENSIONES PRIMARIAS –
SECUNDARIAS.
Las principales características de las máquinas vienen dadas por los fabricantes en la
denominada placa o chapa de características; donde se especifican, entre otras cosas, la
potencia de salida, las tensiones, las corrientes, la frecuencia, la velocidad de giro, etc. Las
normas establecen los datos mínimos que deben figurar en estas placas, que deben estar
colocadas en un lugar bien visible e impreso en forma indeleble. Cuanto mayor es la
importancia de la máquina, mayor es la información que da el fabricante. Estos valores dados
en lo placa de características se toman como los nominales de la máquina. Las magnitudes
especificadas por los fabricantes, en la chapa de características, corresponden a un servicio,
que si no se dice nada al respecto, se sobreentiende que se trata de servicio continuo o S1 que
es el más común de los servicios e indica que la máquina puede funcionar a potencia nominal
constante, sin límite de tiempo, y alcanzar el equilibrio térmico con el medio ambiente.
Para concluir este apartado es interesante conocer algunos de los parámetros que nos
indican las características de los transformadores. Muchos de ellos son suministrados por
el fabricante.
Algunos ya nos son conocidos, pues hemos hablado de ellos, tal es el caso de la relación
de transformación, las resistencias y reactancias de primario y secundario, pero otros aún
no los hemos citado.
1.- Tensión primaria: es la tensión a la cual se debe alimentar el transformador, dicho en otras
palabras, la tensión nominal (V1n) de su bobinado primario. En algunos transformadores hay
más de un bobinado primario, existiendo en consecuencia, más de una tensión primaria.
2.- Tensión máxima de servicio: es la máxima tensión a la que puede funcionar el
transformador de manera permanente.
3.- Tensión secundaria: si la tensión primaria es la tensión nominal del bobinado primario
del transformador, la tensión secundaria es la tensión nominal (V2n) del bobinado secundario.
4.- Potencia nominal: es la potencia aparente máxima que puede suministrar el bobinado
secundario del transformador. Este valor se mide en kilovoltio amperios (KVA).
5.- Relación de transformación (Rt): es el resultado de dividir la tensión nominal primaria
entre la secundaria.
6.- Intensidad nominal primaria (I1n): es la intensidad que circula por el bobinado primario,
cuando se está suministrando la potencia nominal del transformador. Dicho en otras palabras,
es la intensidad máxima a la que puede trabajar el bobinado primario del transformador.

7.- Intensidad nominal secundaria (I2n): al igual que ocurría con la intensidad primaria, este
parámetro hace referencia a la intensidad que circula por el bobinado secundario cuando el
transformador está suministrando la potencia nominal.
8.- Tensión de cortocircuito (Vcc): hace referencia a la tensión que habría que aplicar en el
bobinado primario para que, estando el bobinado secundario cortocircuitado, circule por éste
la intensidad secundaria nominal. Se expresa en porcentaje.
2.1.2 CLASIFICACIÓN GENERAL DE TIPOS DE ENFRIAMIENTO.
Las pérdidas de carga y las de sin carga en transformadores de distribución generan calor. La
función de los sistemas de enfriamiento es la de disipar éste calor (pérdidas) y mantener la
elevación de temperatura promedio de las bobinas así como la elevación de temperatura
superior del aceite del transformador en un valor menor a 55º C ó 65º C (según lo requiera el
cliente) sobre la temperatura ambiente del medio refrigerante. Con estas elevaciones de
temperatura generalmente es aceptado que la vida de los aislamientos en el transformador
sea “Normal”, si es que no existen sobrecargas significativas en la unidad durante su vida.
En transformadores de distribución, casi todo el calor es generado por el núcleo y las bobinas,
éste calor es transmitido al medio refrigerante (generalmente aire o agua) a través del aceite
interno del tanque.
Tipos de Sistemas de Enfriamiento
El tipo de sistema de enfriamiento (así como el tipo de intercambiador de calor) es
especificado por el cliente, el cual generalmente es uno de los tipos siguientes:
1. OA ( ONAN)
Aceite y aire circulando por convección natural.
2. FA ( ONAF )
Aceite circulando por convección natural y aire forzado con Moto ventiladores.
3. FOA (AFAF)
Aceite circulando forzado usando motobombas y aire forzado con Moto ventiladores.

4. OW ( ONWF )
Aceite circulando por convección natural y agua circulando forzada usando
motobombas.
5. FOW ( OFWF )
Aceite y agua circulando forzados usando motobombas.
Con frecuencia, combinaciones de estos sistemas son requeridos para obtener diferentes
capacidades en un transformador, por ejemplo:
OA / FA / FOA Transformador para trabajar A:
75 / 100 / 125 MVA respectivamente.
Se puede considerar como regla general que el uso de aire como medio refrigerante (tipos 1,
2 y 3) es común donde la temperatura ambiente del aire es “Baja” (menos de 40º C) y donde
el aire no es excesivamente corrosivo.
Se usa agua como medio refrigerante (tipos 4 y 5) cuando no hay problemas para alimentar
agua, cuando la temperatura ambiente no baja de 0o C, también se recomienda su uso donde
la circulación del aire es restringida como el caso de los transformadores para horno o donde
el aire es altamente corrosivo.
Descripción de los Sistemas de Enfriamiento
1. OA (ONAN)
Éste se basa por un lado en una circulación de aire sin restricción y por el otro en una
circulación de aceite también sin restricción. El tanque del transformador es por sí solo
el más eficiente enfriador tipo OA.

ENFRIAMIENTO TIPO OA
El tanque disipa el calor por convección natural y por radiación, desafortunadamente el
tanque no tiene el área suficiente para disipar todas las pérdidas para unidades mayores de
150 KVA. Para transformadores de potencia grandes es necesario aumentar la superficie de
radiación, por lo que requiere colocar radiadores los cuales pueden estar montados
directamente al tanque o en forma de bancos separados cuando no es posible colocarlos
directamente al tanque.
 Tipo Plato
Éste tipo es fabricado usando soldadora automática para la unión de dos láminas de acero
delgado (1 mm a 1.5 mm de espesor) troqueladas.
El ancho de las obleas varía entre 300 mm a 500 mm y como tal son mucho más usados
los de obleas que los de tipo tubo.
Los colectores (cabezales) son colocados a presión dentro de las obleas y luego son
soldadas manualmente por la parte interna.

2. FA (ONAF)
Es muy poco común tener transformadores arriba de 20 MVA enfriados únicamente con
el sistema OA. En unidades mayores generalmente son usados Moto ventiladores con lo
que se incrementa la eficiencia del enfriamiento hasta 4 veces, esto requiere menos
radiadores, lo cual hace más compacta la unidad. Las desventajas mayores al usar
ventiladores son:
• Un incremento a nivel de ruido.
• Agregar las complicaciones de control y protecciones eléctricas.
• Aumenta el mantenimiento.
• La necesidad de alimentaciones auxiliares de energía.
•
Es muy común en Norte América (incluyendo a México) el uso de pequeños ventiladores
de alta velocidad generalmente entre 600 mm y 750 mm de diámetro, trabajando a una
velocidad de hasta 1725 revoluciones por minuto. La práctica Europea es usar mucho
menos ventiladores más grandes en diámetro 1200 mm y a menor velocidad hasta 850
revoluciones por minuto. Rara vez hay gran diferencia en niveles de ruido o eficiencia de
enfriamiento por lo que la selección final está basada en la disponibilidad.
Las consideraciones más importantes de construcción para el uso de ventiladores son:
Montarlos verticalmente soplando de abajo hacia arriba o soplando horizontalmente.
Es muy rara la posibilidad de colocar ventiladores soplando verticalmente con radiadores
Tipo Tubo. Debido a que el cabezal inferior produce un efecto de deflector de aire.

La selección de la ventilación horizontal con respecto a la vertical depende de la cantidad de
velocidades de aire requerida sobre la superficie de los radiadores.
Generalmente hablando, se puede establecer que con radiadores largos (L), la cantidad más
grande de velocidad y por lo tanto, la eficiencia de enfriamiento mayor se obtiene en forma
horizontal
 Para soplo horizontal, la posición de los ventiladores es muy importante. La posición
de los grupos de ventiladores debe ser tal que dichos grupos soplen solamente aire
frío y que no circulen aire caliente de otros grupos de ventiladores. El la Figura
siguiente se muestra un buen arreglo de ventiladores.
El arreglo siguiente es incorrecto ya que un grupo dirige aire caliente a otro.

3. FOA (OFAF)
Para transformadores grandes y de altas pérdidas es con frecuencia necesario mejorar la
eficiencia del enfriamiento más allá que el sistema FA. Esto puede lograrse en dos
formas:
 Agregando bombas al sistema FA ya descrito
 Mediante el uso de intercambiadores de calor FOA “Compactos”.
Para el caso de agregar bombas al arreglo de enfriamiento radiador ventilador, la mejora
principal en la eficiencia del enfriamiento no es por la relación de un mayor flujo de
aceite a través de los radiadores, pero sí por una mayor relación de flujo a través de los
devanados, así que invariablemente debemos bombear el aceite directamente al
devanado. Esto incrementa la relación de flujo dentro de los devanados y reduce la
diferencia de temperatura entre el conductor y el aceite y de ésta manera nos permite
operar el aceite a una temperatura más elevada y arriba de la ambiental; sin exceder la
elevación de temperatura garantizada del devanado; el resultado es que necesitamos usar
pocos radiadores y ventiladores cuando las bombas están en uso.
El beneficio de usar bombas con radiadores y ventiladores es que todavía hay un rango
alto de OA cuando ventiladores y bombas no están operando.

ARREGLO CON BOMBAS Y VENTILADORES
4. OW (ONWF)
El principio de éste tipo de enfriador es que la circulación se realiza mediante el bombeo
de agua fría a través del interior de tubos mientras pasa el aceite caliente hacia el exterior
de los tubos, Ver la Figura siguiente.
El “Centro del Enfriamiento” tiene que estar más alto que el “Centro del Calentamiento”
como en el caso de los enfriadores OA y FA, para asegurar que hay una circulación de
aceite adecuada en la unidad sin el uso de bombas de aceite. Una fuga de agua del
enfriador al transformador podría provocar un desastre, por ésta razón los tubos están
doblemente reforzado. La entrada y salida del agua esta arreglada de tal manera que
cualquier fuga de agua en el espacio entre las dos paredes de los tubos sea visible y
detectada inmediatamente.
El material del tubo de entrada de agua está seleccionado desde el punto de vista de sus
propiedades químicas del agua para evitar problemas de corrosión.
El uso de éste tipo de enfriador no es muy común porque es más económico el uso del
tipo de enfriador FOW (OFWF).
5. FOW (OFWF)
La única diferencia entre éste tipo de enfriador y el OW es que, el aceite es impulsado
por bombas potentes a través del enfriador. Esto hace al enfriador mucho más eficiente
y más compacto. Por lo tanto, no se tiene que depender de la circulación natural del
aceite. El enfriador puede ser montado en cualquier posición; puede estar en posición
horizontal o vertical, a nivel del suelo o cualquier otro nivel.

Estos enfriadores son siempre usados en transformadores tipo horno donde él está limitado y
la circulación de aire está limitada. Otra aplicación usual de estos tipos de enfriadores es en
los transformadores que operan en estaciones hidroeléctricas de potencia donde hay un
abastecimiento confiable de agua fría no corrosiva.
Uno de los problemas con los enfriadores OW y FOW es que se necesita limpiar los tubos
periódicamente para evitar depósitos de lodo o calcio, ya que esto reduce la eficiencia del
enfriador con el tiempo. El fabricante del enfriador siempre da un “Factor de Suciedad” en
el diseño; esto significa que una cierta acumulación de depósitos es permitida antes que se
requiera la limpieza. También, el fabricante del transformador siempre permite un buen
acceso a los cabezales de los tubos para facilitar, el uso de varillas para la limpieza.
Conclusión
Las condiciones ambientales siempre dictan el medio de enfriamiento (aire o agua).
El costo más efectivo de los sistemas de enfriamiento son siempre aplicados a los sistemas
sencillos como OA, FA, FOA sin combinar los sistemas como OA / FA / FOA.
Para unidades hasta 20 MVA, el enfriamiento más económico es el OA.
Para unidades hasta 60 MVA, el enfriamiento más económico es el FA.
Para unidades mayores que 60 MVA, el enfriamiento más económico es el FOA.
2.1.3 CONSTRUCCIÓN Y SUS PARTES PRINCIPALES.
a) LA CONSTRUCCIÓN DEL NÚCLEO
En general, desde el punto de vista de su aplicación y diseño, los transformadores pueden ser
monofásicos y trifásicos.
Desde el punto de vista de su construcción, básicamente hay dos tipos de núcleos de hierro:
 Tipo columna
 Tipo acorazado

Los núcleos se pueden construir de laminaciones cortadas de rollos de acero. La mayoría
del material tiene una aleación de aproximadamente un contenido de 3 % de silicio y 97
% de hierro, de aquí la denominación de “acero al silicio”. El contenido de silicio reduce
las pérdidas de magnetización, en particular la parte correspondiente a las denominadas
“Perdidas por Histéresis”.
Esta aleación hace al material un tanto quebradizo lo cual trae como consecuencia algunos
problemas de manufactura, por lo que hay un límite práctico en el contenido de silicio. La
mayoría de los materiales laminados son rolados en frio y ofrecen la facilidad de que el grano
sea orientado. Las laminaciones para transformadores están cubiertas por una o varias
capas de barniz para aislar unas de otras.

CONSTRUCCIÓN DE LOS DEVANADOS
1. Devanados de baja tensión
Por lo general se construyen de una espiral única (algunas veces en una o varias capas
superpuestas) de conductor redondo o de placa tipo solera aislada. El conductor
redondo se usa en los de pequeña potencia con conductores de diámetro de 3-3.5
mm; el aislamiento de estos conductores puede ser algodón o papel, muy raramente
con esmalte. Para mediana y gran potencia, se usa más frecuentemente el
conductor tipo rectangular en forma de placa con aislamiento de papel.
2. Devanados de alta tensión
En los transformadores de potencia tipo distribución, los devanados de alta tensión
con muchas espiras y corriente relativamente baja, son conductores circulares con
diámetros de 2.5 a 3.0 mm.

b) CONEXIONES DE LOS DEVANADOS
Cuando se construyen los devanados, se puede proceder a efectuar el bobinado hacia la
derecha o hacia la izquierda. Se debe tomar en cuenta que una corriente que tiene un
determinado sentido, produce un flujo magnético en el sentido opuesto. Esto se debe
considerar para que al efectuar las conexiones no se tengan flujos opuestos, esto quiere decir
que cada fábrica debe adoptar un sentido único de devanado para

COMPONENTES PRINCIPALES DEL TRANSFORMADOR
Las partes que componen un transformador son clasificadas en cuatro grandes grupos los
cuales comprenden:
1. Circuito magnético (Núcleo).
2. Circuito eléctrico (Devanados).
3. Sistema aislante.
4. Tanque y accesorios
El circuito magnético.
• Es la parte componente del transformador que servirá para conducir el flujo
magnético.
• El circuito magnético se conoce comúnmente como Núcleo.

El circuito eléctrico (Devanados)
 Los devanados o bobinados son la parte que compone los circuitos eléctricos.
 Son fabricados de cobre electrolítico de gran pureza
 Son aislados con varias capas de papel aislante especial

El sistema aislante
Este sistema aislante los devanados del transformador.
Se clasifica en dos grupos:
 Sistema aislante sólido
 sistema aislante líquido.
El tanque.
 Es la parte que contiene el conjunto núcleo bobinas
 Sirve como disipador del calor (conjunto de radiadores y ventiladores)
 Como medio para colocar los accesorios que requiere el equipo

2.1.4 COMPONENTES Y ACCESORIOS DE SERVICIO Y MANTENIMIENTO
Elementos del transformador:
1. Tanque.
2. Tubos radiadores.
3. Núcleo (circuito magnético).
4. Devanados.
5. Relé de protección buchholz.
6. Tanque conservador (8 a 10 % del volumen del tanque).
7. Indicador de aceite.
8. Tubo de escape en caso de explosión.
9. Boquillas o aisladores.
10. Boquillas o aisladores.
11. Termómetro.
12. Conexión de los tubos radiadores al tanque.
13. Tornillos opresores para dar rigidez al núcleo.
14. Base de rolar.
15. Refrigerante.

Boquillas de alta y baja tensión
Las boquillas o bushings son dispositivos que se utilizan para sacar las terminales del
primario y del secundario del interior del transformador hacia el exterior.
Indicador de temperatura del líquido
Se utiliza para indicar la temperatura del nivel superior del líquido aislante del
transformador Con contactos de alarma

Indicador de nivel
 Se utiliza para indicar el nivel del líquido dieléctrico
 Consiste de un brazo flotante y magnético
 La aguja indicadora se moverá cada vez que el líquido este en o abajo del nivel a 25
°C.
Válvula de muestreo
 Se utiliza para sacar muestras de aceite y ser estudiadas
 Se coloca en la parte inferior al igual que la válvula de drene

Válvula de drene de aceite
Esta sirve para efectuar el drenado del aceite del transformador en su parte inferior
Radiadores
 Los hay de diferentes tipos, oblea o tubular.
 Por medio de estos y con ayuda del aceite, se disipa el calor generado por las
pérdidas en el transformador.
 El número y dimensiones de estos se calcula de acuerdo a las pérdidas a disipar

Válvula de alivio de sobrepresión
Está diseñado para liberar presiones peligrosas las cuales se pueden generar dentro del tanque
del transformador.
La presión anormal seguida de un arco, es a menudo suficiente para romper el tanque, si
no se instala una válvula de alivio de sobrepresión.
2.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE TRANSFORMADORES
Al efectuar cualquier actividad de mantenimiento, es necesario prever que las Condiciones
de operación del transformador de potencia van a mejorar en forma Óptima o cuando menos
aceptable y no se expondrá al mismo ni a sus componentes A deterioros de cualquier clase
que pudiera llegar a afectar su funcionamiento y/o Reducir su tiempo de servicio. También
se requiere que el personal de mantenimiento reúna ciertos conocimientos Básicos que les
permita desarrollar su labor en forma segura y eficaz, utilizando Adecuadamente los recursos
materiales y de información existentes; el alcance de Estos conocimientos debe ir de acuerdo
con las laborales específicas a desarrollar Según el nivel y categoría del trabajar, esta
necesidad de capacitación dirigida en Forma especial al mantenimiento, se hace más patente
en la persona que dirige o Supervisa el trabajo, pues debe dominar una gama más amplia de
conocimientos; en Los que por su importancia destacan los siguientes:

1. Planeación del trabajo y organización del personal.
2. Principios de funcionamiento de los equipos a mantener, así como de sus
Dispositivos y accesorios.
3. Uso de los equipos de procesos, equipos de maniobra, aparatos de medición y
Prueba, herramientas especiales y otros.
4. Análisis e interpretación del material de información como: instructivos, planos,
Tablas, diagramas, etc.
5. Los procesos especiales más comunes para algunos trabajos de
Mantenimiento, saber escoger y aplicar el más adecuado según el caso que se
Presente.
6. La relación que existe del transformador de potencia a intervenir con otros
Equipos que operan en el mismo sistema y de qué manera se afecta.
7. Elaboración de reportes del estado del transformador de potencia antes y
Después de realizar el trabajo de mantenimiento, dando datos de las pruebas,
Observaciones y recomendaciones a seguir en futuras intervenciones.
8. Las normas de seguridad.
En la medida que se cumpla lo anterior, redundara a llevar al mejor término cualquier
Actividad de mantenimiento.
1.1 Objetivo.
Se considera que esta literatura será una valiosa ayuda para todos los ingenieros y
Personal técnico de campo, en la solución adecuada para el mantenimiento de
Transformadores de Potencia
Los principales objetivos por alcanzar son:
a) Establecer los requisitos de mantenimiento para todo el equipo.
b) Adecuada recolección y archivo de resultados obtenidos de inspecciones y
Pruebas conjuntamente con los análisis para la determinación de las
Condiciones del equipo.
c) Personal competente para realizar las tareas tanto directamente en el equipo
Como para análisis y control del mantenimiento.
1.1 Establecer los requisitos de mantenimiento para todo el equipo.
1.1.1 Criterio crítico contra No crítico
Establece las condiciones de cada equipo con el proceso completo y las
Consecuencias de su falla en la operación del sistema. El equipo que provoque serias
Consecuencias en la operación del sistema como seguridad, producción, costos, etc.,
Es considerado crítico. Aquel equipo cuya falla no tenga serias consecuencias sobre

El sistema es considerado no crítico. Un programa de mantenimiento preventivo se
Realiza sobre el equipo crítico y un programa predictivo se realiza sobre el equipo no
Crítico.
1.1.2 Criterio de límites permisibles
Comprende establecer los valores, generalmente resultados de pruebas, que deben
Indicar cuando el equipo se acerca a una condición límite y que su condición es
Peligrosa. Una reparación o reposición del mismo se hace necesaria.
1.1.3 Criterio datos fabricante
En ocasiones permite obtener información sobre límites de vida esperada, o sugiere,
Intervalos de tiempo para mantenimiento en función del servicio del equipo.
Estos tres criterios deben considerarse para definir y establecer los requisitos de
Mantenimiento para cada uno de los equipos.
1.2 Recolección, análisis y archivo de resultados
Esto requiere contar con un archivo adecuado de historiales del equipo correctamente
Clasificado, revisiones y técnicas de pruebas bien definidas con el fin de normalizar el criterio
para los análisis de los resultados obtenidos y confrontarlos con los anteriores para determinar
la evolución del equipo.
1.3 Determinación de los programas de mantenimiento
Con el conocimiento de las condiciones del equipo y el establecimiento de los requisitos de
mantenimiento se formarán los programas de mantenimiento sobre la base del mantenimiento
de tipo predictivo. Es decir, el equipo que es considerado crítico, queda programado bajo el
criterio del mantenimiento preventivo y es función de la condición en que se encuentra tanto
como por los requisitos de mantenimiento que han sido establecidos. El equipo que se
considera no crítico, queda programado dentro del criterio del mantenimiento predictivo, que
es función de la condición en que se encuentra y del conocimiento técnico para establecer un
período determinado para su próxima revisión y pruebas dentro del programa general de
mantenimiento de la instalación, tanto como los requisitos de mantenimiento que han
quedado establecidos.
1.4 Personal para mantenimiento
Personal competente para la realización y administración del mantenimiento. Este es el
requerimiento más importante pues requiere una preparación y una conciencia de la
necesidad de realizar correcta y eficientemente tanto las pruebas como el reporte
correspondiente. Esto facilitará el análisis de tendencias de variables así como la
programación adecuada del mantenimiento de tipo predictivo en el futuro.
1.5 Políticas de Tipo de Mantenimiento
Se puede considerar como mantenimiento a la serie de actividades que hay que ejecutar para
conservar las propiedades físicas de un equipo en condiciones seguras, eficientes y
económicas.

Atendiendo a las funciones que se realizan, el mantenimiento se puede clasificar en:
a) Mantenimiento Predictivo.
b) Mantenimiento Preventivo.
c) Mantenimiento Correctivo.
a) Mantenimiento Predictivo.
Tiene como finalidad cambiar las ventajas de los dos tipos de mantenimiento (preventivo y
correctivo), para lograr el máximo tiempo de operación del equipo y eliminar el trabajo
innecesario. Esto exige técnicas de revisión y pruebas más avanzadas para determinar con
mejor certeza la condición del equipo y un control más riguroso para lograr la planeación
correcta y efectuar las revisiones verdaderamente necesarias.
En el mantenimiento predictivo el tipo de pruebas realizadas al equipo pueden ser estando
dentro o fuera de servicio permitiendo verificar el estado del mismo. Este tipo de
mantenimiento va dirigido a comprobar su funcionamiento adecuado con ciertas
características y que los parámetros o valores se encuentren dentro de los límites establecidos
en el diseño, normatividad vigente y tomando en cuenta las experiencias adquiridas y las
recomendaciones del fabricantes. Puede haber variaciones notables con respecto al estado
inicial de instalación y la tendencia de los datos estadísticos de diferentes pruebas predice
con cierta aproximación el grado de deterioro de alguno o varios de sus componentes.
b) Mantenimiento preventivo.
Este tipo de mantenimiento tiene como objetivo prevenir las interrupciones y fallas, al mismo
tiempo que prolongar los tiempos de operación por medio de inspecciones programadas y
revisiones periódicas del equipo.
En este tipo de mantenimiento se realiza una serie de trabajos que es necesario desarrollar en
algún equipo eléctrico para cuidar que este equipo pueda interrumpir el servicio que
proporciona. Esta serie de trabajos generalmente se derivan de las instrucciones que dan los
fabricantes al respecto, y los puntos de vista que se tienen de los técnicos de mantenimiento
según la especialidad. La clase de estos trabajos varia, pero estudiándolos se pueden
subdividir en dos grandes grupos, el primero de los cuales estará formado por los trabajos
que no necesitan de conocimientos profundos o herramientas especiales para ser atendidos
(mantenimiento preventivo ligero), y el segundo grupo lo formaran los trabajos en los cuales
es necesario el empleo de personal y herramientas especializados (mantenimiento preventivo
afondo). Algunos trabajos de mantenimiento preventivo se pueden derivar de los datos
obtenidos en el mantenimiento predictivo.
c) Mantenimiento correctivo.
Es el tipo de mantenimiento más antiguo, puesto que permite operar el equipo hasta que la
falla ocurra antes de su reparación o sustitución. Este tipo de mantenimiento requiere poca
planeación y control pero sus desventajas lo hacen inaceptables en grandes instalaciones, ya
que todo el trabajo es hecho sobre una base de emergencia la cual resulta en un ineficiente
empleo de la mano de obra y en excesivas interrupciones.
Se pueden realizar trabajos que son necesarios ejecutar en los equipos, cuando estos dejar de
proporcionar el servicio para el cual han sido adquiridos, este tipo de trabajos deben
efectuarse de inmediato para que la interrupción del servicio o producción sea lo más corta
posible y así evitar que las pérdidas se eleven.

1.6 Importancia y necesidad de mantenimiento a transformadores y
Autotransformadores.
Con los transformadores y autotransformadores de potencia se hace posible el enlace de los
diferentes niveles de tensión para transportar la energía desde las plantas de generación hasta
los consumidores. Una operación inadecuada o retiro obligado del servicio de un banco de
transformación, puede causar serios trastornos a la operación estable del sistema o la
continuidad del servicio.
La seguridad de una buena operación de los transformadores y autotransformadores de
potencia depende básicamente de un programa de mantenimiento efectivo que permita
controlar el estado de cada una de sus partes a través de datos tales como: temperaturas,
cargas de operación, condiciones de aislamiento, estado del líquido dieléctrico, estado del
sistema de enfriamiento, estado de sus dispositivos auxiliares, cambiadores de derivaciones,
etc.
La calidad, confiabilidad e interpretación de los datos obtenidos, dependerá a su vez del
conocimiento que se tenga del equipo y de la forma de desarrollar las pruebas que a él deban
hacerse.
Tomando en cuenta que la construcción de los transformadores y autotransformadores de
potencia, es muy similar y que sus diferencias son fundamentalmente en lo que respecta a la
formación de las bobinas y a los cambiadores de derivación, para la aplicación del
mantenimiento se pueden tratar en la misma forma.
La conservación del buen estado de operación de cualquier equipo eléctrico, depende de que
sea llevado a cabo el mantenimiento predictivo y aplicado y aplicando oportunamente el
mantenimiento preventivo correspondiente.
Mantenimiento predictivo.
La importancia que tiene el mantenimiento predictivo en los transformadores, se deriva de la
dificultad que existe de aplicar mantenimiento preventivo a sus componentes internos, esto
es debido a la poca disponibilidad de libramiento y principalmente a los graves problemas de
contaminación del aceite y de sus aislamientos internos que se pueden presentar si se retira
el aceite y se destapa el tanque.
Actualmente se cuenta con aparatos y procedimientos que nos permiten detectar con bastante
aproximación el estado de cada uno de los componentes del transformador.
En base a lo anterior, cuando el transformador está funcionando correctamente y las pruebas
indican que no hay deterioros, es preferible dejarlo operando en esas condiciones, efectuando
el mantenimiento preventivo solo a sus componentes externos, para no exponerlos al medio
ambiente y al personal que se introduciría en su tanque, ya que si se llagan a humedecer los
aislamientos, los procesos de secado conocidos resultan muy costosos, complicados y
requieren muchos días de trabajo.
Mantenimiento preventivo.
Este tipo de mantenimiento en el caso de los transformadores, es recomendable aplicarlo a
los componentes internos, solo cuando los resultados obtenidos en el mantenimiento
predictivo indiquen algún deterioro o degradación que justifiquen el retiro del servicio y
también cuando durante la operación el aparato empieza a presentar síntomas de
funcionamiento anormal que evidentemente sea producto de alguna anomalía interna, la cual

quizá se puede precisar por medio de pruebas antes de destapar el transformador, en caso
contrario será necesario efectuar una revisión Total, tomando todas las precauciones posibles
para evitar que los aislamientos se vayan a humedecer durante los trabajos correspondientes
de revisión y de reparación en su caso.
En el mantenimiento preventivo que se realiza al exterior del transformador, no siempre se
requiere sacarlo de servicio. Exteriormente se efectúan trabajos de limpieza, pintura, revisión
y lubricación de los motores de ventilación, ajuste de los aparatos indicadores, secado de la
sílica del equipo de respiración o calibración de las válvulas de alivio y de alarma del sistema
de sello de nitrógeno, etc.
A un transformador se puede aplicar mantenimiento preventivo mayor o
Mantenimiento preventivo menor.
Se considera mantenimiento preventivo menor aquel en que no hay necesidad de librar el
transformador o el libramiento es requerido durante un corto tiempo.
El mantenimiento preventivo mayor es aquel que para ejecutarlo es necesario dejar fuera de
servicio el transformador por un periodo mayor, de días o semanas, por ejemplo, el cambio
de aceite o el proceso de secado.
Mantenimiento correctivo.
En los transformadores se presentan fallas que por sus consecuencias se pueden dividir en
dos clases, una en las que se incluyen las fallas que se producen en partes fundamentales del
aparato provocando la operación de las operaciones que lo dejan fuera de servicio o que
hacen necesario su libramiento de inmediato por presentar el peligro de un disturbio con
resultados más graves para ese u otros equipos, y otra en la que incluyen las que se producen
en sus equipos y normalmente no es necesario librar al transformador, pudiéndose efectuar
la reparación estando en servicio o si se requiere librarse se puede programar para poder
transferir la carga a otro banco de transformación.

2.2.1 ACTIVIDADES Y GUÍAS DE INSPECCIÓN CON EL TRANSFORMADOR EN
SERVICIO
RECOMENDACIONES GENERALES PARA REALIZAR PRUEBAS ELECTRICAS AL
EQUIPO PRIMARIO.
a) Para equipos en operación, con base en los programas de mantenimiento, tramitar los
registros y licencias correspondientes.
b) Tener la seguridad de que el equipo a probar no esté energizado. Verificando la apertura
física de interruptores y/o cuchillas seccionadoras.
c) El tanque o estructura del equipo a probar, debe estar aterrizado.
d) Aterrizar el equipo a probar por 10 minutos aproximadamente para eliminar cargas
capacitivas que puedan afectar a la prueba y por seguridad personal.
e) Desconectar de la línea o barra, las terminales del equipo a probar.
f) En todos los casos, ya sea equipo nuevo, reparado o en operación, las pruebas que se
realicen siempre deben estar precedidas de actividades de inspección o diagnóstico.
g) Preparar los recursos de prueba indispensables como son: Instrumentos, Herramientas,
Probetas, Mesas de prueba, etc.
h) Preparar el área de trabajo a lo estrictamente necesario, delimitar el área de trabajo para
evitar el paso de personas ajenas a la prueba; procurando se tengan fuentes accesibles y
apropiadas de energía.
i) Colocar él o los instrumentos de prueba sobre bases firmes y niveladas.
j) Comprobar que las terminales de prueba están en buenas condiciones y que sean las
apropiadas.
k) No aplicar voltajes de prueba, superiores al voltaje nominal del equipo a probar.
l) Durante las pruebas deben tomarse todas las medidas de seguridad personal y para el
equipo.
m) Anotar o capturar las lecturas de la prueba con todos aquellos datos que requiere el
formato correspondiente (multiplicadores, condiciones climatológicas, etc.).
n) Al terminar la prueba poner fuera de servicio el instrumento de prueba y aterrizar
nuevamente el equipo probado.

2.2.2 ACTIVIDADES Y GUÍAS DE INSPECCIÓN CON EL TRANSFORMADOR
FUERA DE SERVICIO.
INTRODUCCION. Son la base para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para
analizar los efectos, cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los valores
iniciales de puesta en servicio o de la última prueba. Se consideran pruebas eléctricas,
aquellas que determinan las condiciones en que se encuentra el equipo eléctrico, para
determinar su operatividad. Al final de este capítulo, en la tabla
a) PRUEBAS DE PROTOTIPO. Las Pruebas de Prototipo son las que se realizan a diseños
nuevos y tienen por finalidad, cumplir con los valores establecidos en las normas que se
aplican y/o especificaciones bajo las cuales fueron fabricados los equipos. En estas pruebas
entran en función tanto los materiales utilizados para su fabricación como los criterios de
diseño considerados. Las Pruebas de Prototipo incluyen las pruebas de rutina.
b) PRUEBAS DE RUTINA. Son pruebas que deben efectuarse a cada uno de los equipos,
conforme a métodos establecidos en las normas correspondientes, para verificar la calidad
del producto y que están dentro de los valores permitidos. Estas pruebas son las que
determinan la aceptación o rechazo de los equipos.
c) PRUEBAS OPCIONALES. Estas pruebas son las que se realizan a los equipos,
conjuntamente entre el fabricante y usuario a fin de determinar algunas características
particulares del equipo.
BREVE DESCRIPCION DE ALGUNAS PRUEBAS DE FÁBRICA.
Dentro de las más importantes, se pueden citar las siguientes:
a) PRUEBA DE IMPULSO POR RAYO. Consiste en simular en el Laboratorio las
condiciones de falla provocadas por descargas atmosféricas en los equipos. Esta prueba se
realiza aplicando al equipo impulsos de onda positiva o negativa, de acuerdo al nivel básico
de impulso para cada tensión, en condiciones estándar y de acuerdo a las normas indicadas
en las especificaciones. La curva característica que se asemeja a las condiciones de una
descarga atmosférica, es aquella que obtiene su máximo valor de tensión en un tiempo de 1.2
microsegundos y decrece al 50% del valor de tensión en un tiempo de 50 microsegundos, a
esta curva se le llama onda completa, ver figura 2.1.

b) PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO. Consiste en aplicar al equipo un voltaje a la
frecuencia de operación del sistema, cuyo valor varía de acuerdo a lo indicado en la norma
correspondiente para cada nivel de voltaje (de 180% al 300% del voltaje nominal), su
duración es de un minuto.
c) PRUEBA DE DESCARGAS PARCIALES. Esta determina la calidad del aislamiento, es
útil para detectar porosidades, grietas, burbujas de aire, etc. en el interior de un aislamiento
sólido. El resultado de esta prueba está dado en picocoulombs.
d) PRUEBA DE ELEVACION DE TEMPERATURA. Sirve para verificar que los equipos
cumplan con la capacidad de diseño, sin rebasar los límites de temperatura establecidos por
las normas correspondientes.
e) PRUEBA DE POTENCIAL INDUCIDO. El objetivo es verificar la resistencia del
aislamiento entre diferentes partes de un equipo. Como por ejemplo, para transformadores
de potencia: entre espiras, entre secciones, entre capas, etc. y el aislamiento de estas partes a
tierra que no fueron probadas durante la prueba de potencial aplicado. La prueba consiste en
inducir al devanado el 200% de su tensión nominal, por un tiempo, que dependerá de la
frecuencia utilizada, la cuál es modificada para no saturar el núcleo. La referencia de ésta
prueba es aplicar el voltaje a 7200 ciclos en un segundo; como no es posible contar con un
generador de esa frecuencia, en la práctica, el tiempo de prueba se obtiene dividiendo los
7200 Hz entre la frecuencia que produzca el generador de inducido con que cuente cada

fábrica, por ejemplo, para un generador de 240 Hz el tiempo será de 30 segundos. Además
de las pruebas mencionadas, existen otras como: Corto circuito, corriente sostenida de corta
duración, resistencia óhmica, etc.
PRUEBAS DE CAMPO.
Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación o en proceso de puesta en servicio
y se consideran de la siguiente manera: a) Recepción y/o Verificación. b) Puesta en Servicio.
c) Mantenimiento.
a) RECEPCION Y/O VERIFICACION. Se realizan a todo el equipo nuevo o reparado,
considerando las condiciones de traslado; efectuando primeramente una inspección detallada
de cada una de sus partes.
b) PUESTA EN SERVICIO. Se realizan a cada uno de los equipos en campo después de
haber ser sido: instalados, ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar sus
condiciones para decidir su entrada en operación.
c) MANTENIMIENTO. Se efectúan periódicamente conforme a programas y a criterios de
mantenimiento elegidos y condiciones operativas del equipo.
2.2.3 REGISTROS DE RESULTADOS Y ESTADÍSTICOS DE PRUEBAS Y M P.
2.2.4 FRECUENCIAS DE INSPECCIÓN Y PROGRAMACIÓN DE M P DE
TRANSFORMADORES.
Son la base para verificar y apoyar los criterios de aceptación o para analizar los efectos,
cuando sucedan cambios o variaciones con respecto a los valores iníciales de puesta en
servicio o de la última prueba. Se consideran pruebas eléctricas, aquellas que determinan las
condiciones en que se encuentra el equipo eléctrico, para determinar su operatividad. Al final
de este capítulo, se relacionan las pruebas aplicables a cada equipo en particular
PRUEBAS DE FÁBRICA. Las pruebas de fábrica se clasifican en 3 grupos:
a) PRUEBAS DE PROTOTIPO. Las Pruebas de Prototipo son las que se realizan a diseños
nuevos y tienen por finalidad, cumplir con los valores establecidos en las normas que se
aplican y/o especificaciones bajo las cuales fueron fabricados los equipos. En estas pruebas
entran en función tanto los materiales utilizados para su fabricación como los criterios de
diseño considerados. Las Pruebas de Prototipo incluyen las pruebas de rutina.
b) PRUEBAS DE RUTINA. Son pruebas que deben efectuarse a cada uno de los equipos,
conforme a métodos establecidos en las normas correspondientes, para verificar la calidad

del producto y que están dentro de los valores permitidos. Estas pruebas son las que
determinan la aceptación o rechazo de los equipos.
c) PRUEBAS OPCIONALES. Estas pruebas son las que se realizan a los equipos,
conjuntamente entre el fabricante y usuario a fin de determinar algunas características
particulares del equipo
BREVE DESCRIPCION DE ALGUNAS PRUEBAS DE FÁBRICA. Dentro de las más
importantes, se pueden citar las siguientes:
a) PRUEBA DE IMPULSO POR RAYO. Consiste en simular en el Laboratorio las
condiciones de falla provocadas por descargas atmosféricas en los equipos. Esta prueba se
realiza aplicando al equipo impulsos de onda positiva o negativa, de acuerdo al nivel básico
de impulso para cada tensión, en condiciones estándar y de acuerdo a las normas indicadas
en las especificaciones.
b) PRUEBA DE POTENCIAL APLICADO. Consiste en aplicar al equipo un voltaje a la
frecuencia de operación del sistema, cuyo valor varía de acuerdo a lo indicado en la norma
correspondiente para cada nivel de voltaje (de 180% al 300% del voltaje nominal), su
duración es de un minuto.
c) PRUEBA DE DESCARGAS PARCIALES. Esta determina la calidad del aislamiento, es
útil para detectar porosidades, grietas, burbujas de aire, etc. en el interior de un COMISION
FEDERAL DE ELECTRICIDAD GERENCIA DE DISTRIBUCION 2-3 81 06 26
Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30 aislamiento sólido. El resultado de esta
prueba está dado en picocoulombs.
d) PRUEBA DE ELEVACION DE TEMPERATURA. Sirve para verificar que los equipos
cumplan con la capacidad de diseño, sin rebasar los límites de temperatura establecidos por
las normas correspondientes.
Además de las pruebas mencionadas, existen otras como: Corto circuito, corriente sostenida
de corta duración, resistencia óhmica, etc.
PRUEBAS DE CAMPO. Se efectúan a los equipos que se encuentran en operación o en
proceso de puesta en servicio y se consideran de la siguiente manera: a) Recepción y/o
Verificación. b) Puesta en Servicio. c) Mantenimiento.
a) RECEPCION Y/O VERIFICACION. Se realizan a todo el equipo nuevo o reparado,
considerando las condiciones de traslado; efectuando primeramente una inspección detallada
de cada una de sus partes.

b) PUESTA EN SERVICIO. Se realizan a cada uno de los equipos en campo después de
haber ser sido: instalados, ajustados, secados, etc., con la finalidad de verificar sus
condiciones para decidir su entrada en operación.
c) MANTENIMIENTO. Se efectúan periódicamente conforme a programas y a criterios de
mantenimiento elegidos y condiciones operativas del equipo.
METODOS DE MEDICION.
Las mediciones se obtienen mediante un medidor de resistencia de aislamiento de indicación
directa. Este equipo ha sido el instrumento estándar para la verificación de la resistencia de
aislamiento existiendo tres tipos: Los accionados manualmente, los accionados por motor y
los de tipo electrónico y/o digital.
El primer tipo es satisfactorio para efectuar pruebas de tiempo corto y los tipos motorizado y
digital para pruebas en donde es necesario determinar los índices de absorción y polarización.
a) METODO DE TIEMPO CORTO.- Consiste en conectar el instrumento al equipo que se
va a probar y operarlo durante 60 segundos. Este método tiene su principal aplicación en
equipos pequeños y en aquellos que no tienen una característica notable de absorción, como
son los interruptores, cables, apartarrayos, etc.
b) METODO DE TIEMPO-RESISTENCIA O ABSORCION DIELECTRICA.- Consiste en
aplicar el voltaje de prueba durante un período de 10 minutos, tomando lecturas a 15, 30, 45
y 60 segundos, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 y 10 minutos. Su principal aplicación es en transformadores
de potencia y en grandes máquinas rotatorias dadas sus notables características de absorción.
CONSIDERACIONES.
La medición de resistencia de aislamiento, es en sí misma una prueba de potencial, por lo
tanto, debe restringirse a valores apropiados que dependan de la tensión nominal de operación
del equipo que se va a probar y de las condiciones en que se encuentre su aislamiento. Si la
tensión de prueba es alta, se puede provocar fatiga en el aislamiento. Los voltajes de prueba
de corriente directa comúnmente utilizados son de 500 a 5,000 Volts. Las lecturas de
resistencia de aislamiento disminuyen normalmente al utilizar potenciales altos, sin embargo
para aislamiento en buenas condiciones, se obtendrán valores semejantes para diferentes
tensiones de prueba. Si al aumentar el voltaje de prueba se reducen significativamente los
valores de resistencia de aislamiento, puede ser indicativo de que existen imperfecciones o
fracturas en el aislamiento, posiblemente agravadas por suciedad o humedad, aún cuando
también la sola presencia de humedad con suciedad puede ocasionar este fenómeno.

2.3 PRUEBAS DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DE LOS DEVANADOS.
PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.
Esta prueba es de gran utilidad para dar una idea rápida y confiable de las condiciones del
aislamiento total del transformador bajo prueba. La medición de esta resistencia
independientemente de ser cuantitativa también es relativa, ya que el hecho de estar
influenciada por aislamientos, tales como porcelana, papel, aceite, barnices, etc., la convierte
en indicadora de la presencia de humedad y suciedad en esos materiales. La prueba se efectúa
con el medidor de resistencia de aislamiento a una tensión mínima de 1,000 volts,
recomendándose realizarla a 2500 o 5000 volts y durante 10 minutos.
2.3.1 PREPARACIÓN DEL TRANSFORMADOR PARA LA PRUEBA.
a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales para realizar
pruebas eléctricas al equipo primario.
b) Limpiar la porcelana de las boquillas quitando el polvo, suciedad, etc.
c) Desconectar los neutros de los devanados del sistema de tierra.
d) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado: primario,
secundario y terciario, si éste es el caso.
e) Nivelar el medidor centrando la burbuja con los tornillos de ajuste (en el caso del medidor
de resistencia de aislamiento analógico.
f) Conectar adecuadamente las terminales de prueba al transformador que se va a probar,
girar el selector a la posición de prueba hasta el valor de voltaje preseleccionado y encender
el equipo. En todos los medidores de resistencia de aislamiento se debe usar cable de prueba
blindado en la terminal de Línea y conectar este blindaje a la terminal de guarda, para no
medir la corriente de fuga en las terminales o a través del aislamiento del cable. COMISION
FEDERAL DE ELECTRICIDAD GERENCIA DE DISTRIBUCION 3-2 81 06 26
Revisiones: 85 01 12 91 09 20 93 12 24 03 04 30

g) Para cada prueba anotar las lecturas de 15, 30, 45 y 60 segundos, así como a 2, 3, 4, 5, 6,
7, 8, 9 y 10 minutos.
h) Al terminar la prueba, poner fuera de servicio el medidor, regresar el selector a la posición
de descarga manteniéndolo en esta condición por 10 minutos.
i) Registrar el porciento de humedad relativa. Efectuar las pruebas cuando la humedad sea
menor del 75%.
j) Registrar la temperatura del aceite y del devanado.
COMPROBACION DEL MEDIDOR DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO.
a) Para verificar la posición de la aguja indicadora en la marca de infinito del medidor
analógico, poner en operación el equipo y mover si es necesario el tornillo de ajuste hasta
que la aguja se posicione en la marca de Infinito. Realizar este ajuste bajo condiciones
ambientales controladas. Para medidores micro procesados al encender el equipo,
automáticamente este realiza su rutina de auto prueba.
b) Para verificar los cables de prueba conectar estos al medidor cuidando que no exista
contacto entre ellos y seleccionar el voltaje de prueba, mismo que se recomienda sea de 2500
ó 5000 volts. Encender el equipo y comprobar la posición de la aguja indicadora en la marca
de infinito. No ajustar la aguja al infinito por pequeñas desviaciones provocadas por las
corrientes de fuga de los cables de prueba.
c) Para comprobar la posición cero, conectar entre si las terminales de los cables de prueba
(Línea y Tierra), girar la manivela un cuarto de vuelta estando el selector de prueba en 500 o
1000 volts. La aguja debe moverse a la marca de cero.
2.3.2 BAJA VS TIERRA, ALTA VS BAJA A TIERRA, BAJA VS ALTA, ETC.
CONEXIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.
Al efectuar las pruebas de resistencia de aislamiento a los transformadores, hay diferentes
criterios en cuanto al uso de la terminal de guarda del medidor. El propósito de la terminal
de guarda es para efectuar mediciones en mallas con tres elementos, (devanado de A.T.,
devanado de B.T. y tanque).
La corriente de fuga de un aislamiento, conectada a la terminal de guarda, no interviene en
la medición.

Si no se desea utilizar la terminal de guarda del medidor, el tercer elemento se conecta a
través del tanque a la terminal de tierra del medidor, la corriente de fuga solamente tiene la
trayectoria del devanado en prueba a tierra.
Con el objeto de unificar la manera de probar los transformadores de potencia, y para fines
prácticos, en éste procedimiento se considera la utilización de la terminal de guarda del
medidor.
Lo anterior permite el discriminar aquellos elementos y partes que se desea no intervengan
en las mediciones, resultando estas más exactas, precisas y confiables. Las conexiones para
transformadores de 2 o 3 devanados, autotransformadores, y reactores se muestran en las
figuras No. 3.1, 3.2, 3.3 y 3.4 respectivamente.
CONEXIÓN BAJA VS ALTA

CONEXIÓN ALTA VS BAJA A TIERRA

2.3.3 REGISTROS, AJUSTES DE VALORES E INTERPRETACIÓN DE
RESULTADOS.
INTERPRETACION DE RESULTADOS DE PRUEBA PARA LA EVALUACION DE
LAS CONDICIONES DEL AISLAMIENTO.
A continuación se dan algunas recomendaciones para auxiliar al personal de campo en la
evaluación de los resultados obtenidos en la prueba de resistencia de aislamiento. De ninguna
manera se pretende sustituir el criterio y experiencia del personal técnico que tiene bajo su
responsabilidad el mantenimiento del equipo.
Para evaluar las condiciones del aislamiento de los transformadores de potencia, es
conveniente analizar la tendencia de los valores que se obtengan en las pruebas periódicas.
Para facilitar este análisis se recomienda graficar las lecturas, para obtener las curvas de
absorción dieléctrica; las pendientes de las curvas indican las condiciones del aislamiento,
una pendiente baja indica que el aislamiento esta húmedo o sucio.
Para un mejor análisis de los aislamientos, las pruebas deben hacerse al mismo potencial, las
lecturas corregidas a una misma base (200 C) y en lo posible, efectuar las pruebas bajo las
mismas condiciones ambientales.
En la evaluación de las condiciones de los aislamientos, deben calcularse los índices de
absorción y polarización, ya que tienen relación con la curva de absorción. El índice de
absorción se obtiene de la división del valor de la resistencia a 1 minuto entre el valor de
½ minuto y el índice de polarización se obtiene dividiendo el valor de la resistencia a 10
minutos entre el valor de 1 minuto. Los valores mínimos de los índices deben ser de 1.2 para
el índice de absorción y 1.5 para el índice de polarización, para considerar el transformador
aceptable.
El envejecimiento de los aislamientos o el requerimiento de mantenimiento, provocan un
aumento en la corriente de absorción que toma el aislamiento y se detecta con un decremento
gradual de la resistencia de aislamiento.
Para obtener el valor de una sola resistencia (RH, RX, RY, etc.) es necesario guardar uno o
más devanados, considerando esto como pruebas complementarias.
En la tabla No. 3.1, se proporcionan los valores mínimos de resistencia de aislamiento a
20 ºC de los transformadores según su voltaje de operación.

Temperatura del aceite
2.3 .-PRUEBAS DE FACTOR DE POTENCIA DE LOS DEVANADOS.
PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA DEL AISLAMIENTO.
El Factor de Potencia del aislamiento es otra manera de evaluar y juzgar las condiciones del
aislamiento de los devanados de transformadores, autotransformadores y reactores, es
recomendado para detectar humedad y suciedad en los mismos.
Los equipos que se utilizan para realizar la prueba, pueden ser de varias marcas, entre las
cuales pueden citarse: James G. Biddle, Nansen y Doble Engineering Co., de esta última, en
sus modelos MEU-2.5 KV, M2H-10
KV y M4000-10KV; el ETP de SMC-10KV o el Delta 2000 de AVO, entre otros.
Como el Factor de Potencia aumenta directamente con la temperatura del transformador, se
deben referir los resultados una temperatura base de 20 ºC, para fines de comparación. Se
muestran los factores de corrección tanto para transformadores, como para líquidos aislantes
y boquillas.

2.4.1 PREPARACIÓN DEL TRANSFORMADOR PARA LA PRUEBA.
2.4.2 PRUEBAS: ALTA VS BAJA A TIERRA, ALTA VS BAJA A GUARDA, BAJA VS
ALTA A TIERRA, BAJA VS ALTA A GUARDA.
ECOMENDACIONES GENERALES PARA REALIZAR PRUEBAS DE FACTOR DE
POTENCIA DEL AISLAMIENTO.
a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1 sobre recomendaciones generales para las
pruebas.
b) Colocar el instrumento de prueba sobre una base firme y nivelada a una distancia tal del
equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba.
c) Conectar el medidor a la fuente de alimentación y verificar su correcto aterriza miento.
d) El transformador a probar debe aislarse totalmente de los buses o barras, líneas y la
superficie de las boquillas debe de estar limpia y seca.
e) Desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de boquillas.
f) Desconectar los neutros de los devanados del sistema de tierra.
g) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado: primario,
secundario y terciario, si éste es el caso.
h) Los transformadores equipados con cambiador de derivaciones para operar bajo carga
deben colocarse en la posición nominal.
i) Efectuar las pruebas cuando la humedad relativa sea menor del 75%.
Estando ya preparado el medidor, conectar las terminales de prueba del equipo al
transformador. La terminal de alta tensión del medidor, conectarla al devanado por probar y
la terminal de baja tensión a otro devanado.
Las instrucciones de operación de los medidores de Factor de Potencia pueden consultarse
en los incisos 2.
se indican las conexiones de los circuitos de prueba de
Factor de Potencia para transformadores de dos y tres devanados, autotransformadores y
reactores, respectivamente.

2.4.3 Registros, comparación y evaluación de resultados.

INTERPRETACION DE RESULTADOS PARA LA EVALUACION DE LAS
CONDICIONES DEL AISLAMIENTO.
En la figura 3.10 se muestra esquemáticamente en cada uno de sus incisos, la representación
de los aislamientos que constituyen a los transformadores de potencia de dos y tres
devanados, autotransformadores y reactores respectivamente, en donde las consideraciones
para todos ellos (monofásicos o trifásicos) son las mismas.
Los aislamientos representados como
CH, CX y CY, son respectivamente los aislamientos entre el devanado de alta tensión y tierra,
el devanado de baja tensión y tierra, y el devanado terciario y tierra. Los aislamientos
representados como CHX, CXY y
CHY, son los aislamientos entre devanados.
CH- Se refiere al aislamiento entre los conductores de alto voltaje y las partes aterrizadas
(tanque y núcleo), incluyendo boquillas, aislamiento del devanado, aislamiento de elementos
de soporte y aceite.
CX- Se refiere al aislamiento entre los conductores de bajo voltaje y las partes aterrizadas
(tanque y núcleo), incluyendo boquillas, aislamiento del devanado, aislamiento de elementos
CY- Se refiere al aislamiento entre los conductores del terciario y las partes aterrizadas
(Tanque y núcleo) incluyendo boquillas, aislamiento de devanado, aislamiento de elementos
CHX, CHY y CXY- Se refieren al aislamiento de los dos devanados correspondientes,
barreras y aceite entre los devanados.
El criterio a utilizar para considerar un valor de Factor de Potencia aceptable, es que para un
transformador con aislamiento clase "A" y sumergido en aceite, el valor debe ser de
0.5 a 1.0 %, a una temperatura de 20 ºC.
Para valores mayores al 1.0 % de Factor de
Potencia, se recomienda investigar la causa que lo origina, que puede ser provocada por
degradación del aceite aislante, humedad
y/o suciedad en los aislamientos o por posible deficiencia de alguna de las boquillas.
Revisar la estadística de valores obtenidos en pruebas anteriores, con el objeto de analizar la
tendencia en el comportamiento de dichos valores.
Si se detecta que éstos se han ido incrementando, debe programarse un mantenimiento
general.
2.5 PRUEBAS DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN Y DE POLARIDAD.
PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION.
Se debe realizar la prueba de relación de transformación en todas las posiciones del
cambiador de derivaciones antes de la puesta en servicio del transformador. Para
transformadores en servicio, efectuar la prueba en la posición de operación o cuando se lleva
a cabo un cambio de derivación. También se realiza cada vez que las conexiones internas son
removidas debido a la reparación de los devanados, reemplazo de bushings, mantenimiento
al cambiador de derivaciones, etc.

La prueba determina:
•
Las condiciones del transformador después de la operación de protecciones primarias tales
como: diferencial, buchholz, fusibles de potencia, etc.
•
Identificación de espiras en corto circuito.
•
Investigación de problemas relacionados con corrientes circulantes y distribución de carga
en transformadores en paralelo.
•
Cantidad de espiras en bobinas de transformadores.
•
Circuito abierto (espiras, cambiador, conexiones hacia boquillas, etc.)
RECOMENDACIONES GENERALES PARA LA PRUEBA DE RELACION DE
TRANSFORMACION Y POLARIDAD.
a) Tomar en cuenta lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales de
prueba.
b) Colocar el medidor sobre una superficie firme y nivelada,tal que la manivela pueda ser
operada sin interrupciones y aterrizar el equipo.
c) Anotar los datos de placa y diagrama vectorial del equipo a probar. El diagrama vectorial
es la referencia para conectar el medidor adecuadamente.
d) Calcular la relación teórica, tomando en cuenta que la relación a medir es por fase
correspondiente de alta y baja tensión de los transformadores trifásicos.
e) Para probadores monofásicos manuales-analógicos:
•Conectar las terminales de excitación del
TTR, GN y GR al devanado de baja tensión del transformador bajo prueba, y las terminales
secundarias CN y CR se deben conectar al devanado de alta tensión.
•Los valores de relación teóricos calculados sirven de base para seleccionar el valor esperado
en el medidor.
•Accionar la manivela manteniendo 8 volts de excitación y operar los selectores de menor
rango hasta lograr la deflexión un la en el galvanómetro. (Solo para probadores
monofásicosmanuales-analógicos).
•En caso de no contar con datos de placa del transformador actuar de la siguiente manera:
Girar el primer selector un paso en el sentido de las manecillas del reloj, accionar la manivela
del generador 1/4 de vuelta observar el galvanómetro; si aún se reflexiona hacia la izquierda,
continuar girando el selector en el sentido de las manecillas del reloj hasta que finalmente en
uno de los pasos, la aguja del galvanómetro sedeflexione hacia la derecha
, mientras tanto, continuar girando la manivela. Regresar un paso el selector, la aguja del
galvanómetro se reflexiona hacia la izquierda. Repetir el procedimiento para el segundo y
tercer selector.
Accionar lentamente el cuarto selector(potenciómetro) en

el sentido de las manecillas del reloj hasta que la deflexión de la aguja del galvanómetro sea
mínima y continuar girando lentamente lamanivela del generador. Incrementar su velocidad
hasta obteneruna lectura de 8 volts, en ese momento ajustar el cuarto selector hasta que la
aguja del galvanómetro no se reflexione fuera de la marca central de balance.
f) Para el método de capacitancias:
•Retirar los conductores de llegada a las boquillas, sin desconectar el bajante de la terminal
X0 o H0-X0 según el transformador bajo prueba.
•Realizar la prueba del capacitor auxiliar en forma independiente y anotar su valor en caso
de utilizar un factor de potencia que no sea automático.
•Analizar el diagrama vectorial para realizar la prueba correctamente.
•Antes de conectar el capacitor auxiliar al transformador, conectar la terminal de bajo voltaje
del equipo de factor de potencia (LV) a la terminal de bajo voltaje del capacitor auxiliar.
•Conectar la terminal de alto voltaje del capacitor auxiliar a la terminal de bajo voltaje del
transformador a probar.
•El equipo de factor de potencia debe posicionarse en el modo UST
•Con el capacitor auxiliar conectado apropiadamente al transformador y el cambiador de
derivaciones en la posición que se desea medir, se aplica un voltaje de 10 KV, si no se puede
aplicar este voltaje entonces seleccionar uno más bajo.
•Se obtiene el valor de C2.
•El voltaje mayor de prueba no debe exceder el rango de voltaje de los devanados.
•Registrar el valor de la capacitancia en cada una de las pruebas.
•La relación de transformación se calcula de la siguiente manera: se divide el valor de
capacitancia obtenido en la prueba independiente del capacitor entre el valor de la
capacitancia obtenido en la medición del capacitor conectado en el lado de menor tensión de
los devanados del transformador.
g) Efectuar las mediciones y registrar las lecturas en el formato correspondiente.
h) Al terminar la prueba, poner fuera de servicio el medidor.

2.5.1 EJECUCIÓN DE LA PRUEBA DE TTR Y DETERMINACIÓN DE LA
POLARIDAD.
PRUEBA APLICANDO 10 KV Y UTILIZANDO UN CAPACITOR AUXILIAR
Existe un método alternativo para determinar la relación de vueltas en un transformador
aplicando un voltaje de 10 kv, este método utiliza un capacitor auxiliar de 10kV.
La prueba consiste en efectuar la medición de la capacitancia de este dispositivo auxiliar en
forma independiente (C1), y su capacitancia aparente (C2) cuando es conectado en el lado
del devanado de menor tensión.
PRINCIPIO DE LA PRUEBA
El principio del método para la medición de la relación de transformación se muestra en
Donde se puede observar que el capacitor auxiliar (Ca), es fundamental para la medición.
En las figuras se presentan los diagramas de conexión de circuitos de prueba de
transformadores utilizando medidores manuales-analógicos o digitales.
Por otra parte en las figuras se muestran los diagramas de conexión para los circuitos de
prueba de transformadores utilizando el método de capacitancias.

Prueba de relación de transformación transformador en DELTA- ESTRELLA

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION TRANSFORMADOR EN
ESTRELLA-DELTA

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION

PRUEBA DE RELACION DE TRANSFORMACION
INTERPRETACION DE RESULTADOS.
Para medidores manuales-analógicos, si la aguja del amperímetro se reflexiona a plena escala
y para la aguja del voltámetro no se aprecia deflexión, es indicación que el transformador
bajo prueba está tomando demasiada corriente de excitación; en este momento la manivela
resulta difícil de girar y hay razón para sospechar de un corto circuito entre espiras.
Si en el transformador bajo prueba, no se logra obtener el balance, el problema puede
considerarse como un corto circuito o un circuito abierto en los devanados; una corriente
excesiva de excitación y un voltaje pequeño, son indicativos de un corto circuito en uno de
los devanados.
Cuando se tienen corriente y voltaje de excitación normal, pero sin deflexión en la aguja del
galvanómetro, es indicio de que se tiene un circuito abierto. Es posible determinar cuál de
los dos devanados se encuentra abierto desconectando las dos terminales secundarias CN y
CR, abriendo una de las mordazas de excitación GN ó GR e insertando una pieza de fibra
aislante entre la terminal del transformador y la pieza que es tope del tornillo, la cual va
conectada al cable grueso que conecta el transformador de referencia del TTR. Apretar el
tornillo nuevamente contra el conector de la boquilla y girar la manivela del generador.
Si el devanado secundario está abierto, no se tiene indicación de corriente en el amperímetro.
Si el amperímetro indica una corriente de excitación normal, se puede concluir que el
devanado primario está abierto.
Para el método basado en la medición de la capacitancia de un capacitor auxiliar, la
incertidumbre de la medición es de ± 0.5% con un nivel de seguridad de 99.7%. Cuando
existe magnetismo remanente en el núcleo la relación de transformación en esta prueba se
incrementa aproximadamente en un 0.14%. La prueba de medición de relación por este
método aplica solo para transformadores de potencia y no puede proporcionar la misma
exactitud para transformadores de potencial del tipo inductivo o capacitivo.
Independientemente del método de prueba utilizado, para calcular la diferencia entre la
relación teórica y la relación medida, se utiliza la siguiente fórmula:
% Diferencia = (Rel. Teórica - Rel. Medida) X 100 / Rel. Teórica
La diferencia máxima permitida por el área de Distribución de la Comisión Federal de
Electricidad es del 0.4%. Sin embargo en la normativa internacional se aceptan diferencias
hasta del 0.5%.

2.6 PRUEBAS AL ACEITE AISLANTE.
PRUEBA DE RIGIDEZ DIELECTRICA O TENSION DE RUPTURA.
Por definición la tensión de ruptura eléctrica de un aceite aislante es una medida de su
habilidad para soportar un esfuerzo eléctrico. Esta prueba es frecuentemente realizada la
medición nos permite conocer la resistencia dieléctrica momentánea de un aceite al paso de
la corriente al aplicarle un voltaje además de la presencia de agua libre, polvo, lodos o
cualquier partícula conductora presente en la muestra.
De acuerdo a la ASTM existen dos métodos para las pruebas de rigidez dieléctrica: el
establecido por la norma B-877 y la B-1816. El aparato que se utiliza para el método
ASTM D-877, consiste en un transformador, un regulador de voltaje, un interruptor, un
voltímetro y una copa de prueba. Esta copa de prueba tiene dos electrodos en forma de disco
que se separan 2.5 mm con las caras perfectamente paralelas.
2.6.1 CRITERIOS DE TOMAS Y PREPARACIÓN DE LA MUESTRA.
RECOMENDACIONES Y PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA.
a) Tanto los electrodos como la copa deben lavarse con aceite aislante en buenas condiciones
o con el aceite que se va a probar. Evitar tocar los electrodos y el calibrador
Con los dedos, en caso de condensación en la copa se deberá calentar ligeramente para
evaporar la humedad antes de usarla.
b) Al iniciar las pruebas se deben examinar los electrodos asegurándose que no existan
escoriaciones causadas por el arco eléctrico o acumulación de contaminantes.
Si las escoriaciones son profundas se deben pulir. El carbón y la suciedad deben eliminarse
calibrando posteriormente la distancia entre los electrodos.
c) Después de efectuar la limpieza, enjuagar la copa con aceite y efectuar una prueba de
ruptura siguiendo las indicaciones que se describen posteriormente.
Para obtener una muestra representativa del total del aceite deben tomarse las precauciones
siguientes:
- Limpiar y drenar previamente la válvula de muestreo.
- Enjuagar el recipiente de prueba cuando menos una vez con el aceite que se va a investigar.
- Nunca tomar una muestra si la humedad relativa es mayor de 75%.
- Evitar el contacto del recipiente de prueba con la válvula de muestreo, los dedos y otros
cuerpos extraños.
La temperatura del aceite al efectuar la prueba deberá ser a la temperatura ambiente pero en
ningún caso deberá efectuar la prueba con temperaturas de menos de 20°C. El Método ASTM
D-1816 es similar al D-877 solo difiere en que los electrodos son semiesféricos en lugar de
planos, separados entre sí 1 mm y cuenta con un medio de agitación para proporcionar una
circulación lenta del aceite, este método de prueba es más representativo de las condiciones

que trabaja el aceite, aún cuando no es de mucha utilización. Por lo anterior es recomendable
contar con un aparato con las siguientes características:
1) Rango de voltaje de 0 a 60 kv
2) Electrodos intercambiables para cubrir las necesidades de las normas
3) Que el incremento de voltaje sea automático y cuente con dos velocidades de incremento
de voltaje que marcan las normas además, de estar provistos de un agitador.
4) Que sea portátil.
Para el método ASTM D-877 la copa se debe llenar hasta un nivel no menor de 20 mm sobre
la parte superior de los dos electrodos, con objeto de permitir que escape el aire, deberá
dejarse reposar durante no menos de dos minutos y no más de 3 minutos antes de aplicar el
voltaje; después se aplica gradualmente el voltaje a una velocidad aproximada de 3 kV por
segundo, hasta que se produzca el arco entre los electrodos, abriendo el interruptor; el
operador lee el voltímetro y registra la lectura en kV. Se efectuará la prueba a dos muestras
diferentes, si ninguno de los dos valores es menor al valor mínimo permitido, fijado en 30
kV, no se requerirán pruebas posteriores y el promedio de las dos lecturas se reportará como
la rigidez dieléctrica de la muestra. Si cualquiera de los valores es menor que 30 kV, deberán
efectuarse una tercera prueba y promediar los resultados.
Para el método ASTM D-1816 las diferencias son las siguientes:
- Se aplica el voltaje gradualmente a una velocidad de 500 volts por segundo.
- Debe haber un intervalo de por lo menos 3 minutos entre el llenado de la copa y la aplicación
de la tensión para la primera ruptura y por lo menos intervalos de un minuto entre aplicación
de la tensión en rupturas sucesivas. - Durante los intervalos mencionados como en el
momento de la aplicación de la tensión; el propulsor debe hacer llegar el aceite.
RESISTIVIDAD DEL ACEITE.
La Resistividad del Aceite es una medida de sus propiedades aislantes. Una alta resistividad
refleja el bajo contenido de iones libres (compuestos polares) y normalmente indica una
concentración baja de materiales contaminantes conductores.
La prueba de Resistividad o resistencia específica, es importante cuando se investiga equipo
cuya resistencia de aislamiento haya disminuido, pudiendo ser una baja resistividad del aceite
una de las causas. La prueba de resistividad da resultados más consistentes que la prueba de

rigidez dieléctrica, de tal forma que la reducción de la resistividad con el envejecimiento es
una valiosa indicación para determinar la capacidad de resistencia a la oxidación del aceite.
2.6.2 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA, REGISTRO E INTERPRETACIÓN
DE RESULTADOS.
En la práctica, la Resistividad del Aceite se mide con el Medidor de resistencia de aislamiento
el cual cuenta con una celda de prueba diseñada de manera que el Aceite quede contenido
en el espacio anular entre dos electrodos cilíndricos que tienen una gran área superficial (A)
y un pequeño espaciamiento entre sí (L). Se aplica un potencial de corriente directa con el
Medidor de resistencia de aislamiento, obteniéndose la resistencia (R), la cual multiplicada
por la constante de la celda (A/L) da como resultado la resistividad, en la actualidad existen
celdas que el resultado se obtiene en forma directa, es decir sin la necesidad de utilizar un
multiplicador o constante.
La Resistividad del Aceite varía con la magnitud del voltaje aplicado, el tiempo de aplicación
del voltaje y de la temperatura del aceite. Para que ésta prueba sea comparable con el tiempo,
será necesario que se efectúe siempre a las mismas condiciones; se recomienda que éstas
sean:
VOLTAJE DE PRUEBA 2500 a 5000 Volts.
TIEMPO DE PRUEBA 1 Minuto.
TEMPERATURA APROXIMADA 20 °C.
En aceites nuevos se obtienen valores de resistividad prácticamente de infinito.
Deben tomarse las precauciones necesarias para que la muestra de aceite sea Verdaderamente
representativa del equipo; para esto debe drenarse aceite de la válvula de muestreo del equipo
que se va a probar, para que cualquier suciedad o agua acumulada en esta válvula sea
eliminada, antes de tomar la muestra.
PROCEDIMIENTO Y RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA
PRUEBA.
1) Después de ajustar el Medidor de resistencia aislamiento en forma convencional, se
procede a conectar la celda, la cual tiene tres puntos de conexión, la manera de conectar el
Medidor de resistencia de aislamiento se indica a continuación.
a) La terminal "LINEA" del Medidor de resistencia de aislamiento se conecta a la terminal
vertical superior de la celda.

b) La terminal "GUARDA" del Medidor se conecta a la terminal horizontal intermedia, que
está formada por un aro metálico.
c) La terminal "TIERRA" del Medidor se conecta a la terminal horizontal de la celda, que
sobresale de una parte aislante. La fig. No. 14.2 muestra la conexión del medidor a la celda
de prueba.
d) Se procede a energizar la celda con un voltaje de 2500 a 5000 volts y la lectura será tomada
después de que se ha sostenido un minuto el potencial.
El valor obtenido en Megaohms se multiplica por la constante de la celda (1000), en caso de
que aplique, con lo que se tendrá la resistividad en Mega-ohms-cm.; en la actualidad existen
algunos equipos que el resultado de la prueba es directo inmediatamente después de la prueba
deberá registrarse la temperatura del aceite, ya que el valor obtenido se afectará por éste
parámetro.
2) Se deberán guardar las mismas precauciones que para las pruebas anteriores y cuando no
se encuentre en uso la celda de prueba, ésta debe mantenerse en un recipiente con aceite
aislante limpio para prevenir que se contamine con la humedad del ambiente.
PRUEBA DE RESISTIVIDAD

Un valor de 50 X 106 megaohms.cm a 20°C como mínimo se considera como satisfactorio
para operación. Valores menores se consideran como inadecuados por la cantidad de
sustancias iónicas en el aceite.
En aceites nuevos el valor debe ser mayor de 250 X 106 megaohms-cm; para aceites en
servicio una resistividad de 50 X 106 megaohms-cm es aceptable y finalmente los aceites
deben estar sujetos a una investigación más detallada si tienen valores abajo de 50 X 106
Megaohms-cm. Además de las pruebas eléctricas mencionadas existen las siguientes:
tendencias a la gasificación, impulso eléctrico, prueba de oxidación acelerada y la prueba de
compatibilidad.
2.6.3 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA, REGISTRO E INTERPRETACIÓN DE
RESULTADOS.
El factor de potencia es una prueba para evaluar la condición del aceite aislante desde el
punto de vista dieléctrico. El Factor de Potencia de un aceite es la relación de la potencia
disipada en watts en el aceite, entre el producto del voltaje efectivo y la corriente, expresado
en voltampers. Esto es numéricamente equivalente al coseno del ángulo de fase o al seno del
ángulo de pérdidas; es una cantidad a dimensional, expresada normalmente en porcentaje.
Un requisito que debe cumplir un buen aceite es la ausencia de agua y otros compuestos
contaminantes para evitar la degradación y la falta del aislante.
La especificación (CFE D3100-19 vigente) para aceite nuevo es 0.05 % a 25 °C y 0.3 % a
100 °C. Para aceites en servicio el criterio a seguir varía de acuerdo al nivel de aislamiento y
capacidad del transformador.
Para efectuar la prueba de Factor de Potencia del aceite, se utiliza el medidor de factor de
potencia que cuente con una celda especialmente preparada para ello, la cual es en esencia
un capacitor que utiliza el aceite como medio dieléctrico.
PREPARACION DE LA MUESTRA.
Deben tomarse las precauciones necesarias para que la muestra sea verdaderamente
representativa del equipo, ya sea transformador o interruptor, etc. para esto, debe drenarse
aceite de la válvula de muestreo del equipo que se va a probar, para eliminar cualquier
suciedad o agua acumulada en la válvula.
La muestra se deja reposar durante un tiempo, de 2 a 3 minutos antes de efectuar la prueba,
para que el aire atrapado pueda escapar y las partículas de material extraño se depositen en
el fondo de la celda.

RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA.
a) Se debe tener extrema precaución con las partes vivas tanto para el personal, como para el
equipo ya que el voltaje es alto, y la copa de prueba debe estar aislada de tierra
b) Es importante limpiar perfectamente la celda con el mismo aceite a probar antes de
efectuar la prueba pues de ello depende la confiabilidad de los resultados.
c) Manejar la celda con mucho cuidado, tanto al ser utilizada, como al transportarla, para
conservarla en buen estado; ya que las escoriaciones y abolladuras restan confiabilidad a los
resultados, se recomienda mantenerla llena de aceite al estar almacenada.
PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LA PRUEBA.
Primeramente, para efectuar ésta prueba, deberá tenerse listo y en condiciones de operar el
equipo, conectándose a el todas las puntas de pruebas o terminales.
El llenado de la celda se efectúa, levantando la cubierta y llenándola con aceite hasta 20 mm
del borde exterior. Hecho esto se cubre de nuevo con la tapa, asegurándose que quede
ajustada apropiadamente. La celda debe estar sobre una base nivelada, de tal forma que la
superficie del aceite quede también nivelada. Posteriormente se harán las conexiones del
medidor a la celda, para lo cual, el gancho del cable de alta tensión se conecta a la manija de
la celda, la terminal de baja tensión se conecta al cilindro metálico de la celda y el anillo de
"Guard" del cable de alta tensión al tornillo de "Guard" de la celda.
El voltaje de prueba, debe aumentarse gradualmente hasta 2.5 ó 10 kV. Conforme al equipo
que se esté utilizando. Como el espacio entre las placas de la celda es de 4.75 mm, el aceite
no debe fallar respecto a su tensión de prueba, a menos que se encuentre en muy malas
condiciones. Se registran las lecturas del medidor y se calcula el Factor de Potencia,
tomándose la temperatura de la muestra para su corrección a 20 °C. La tabla de corrección
por temperatura corresponde a la No. 3.3, y se encuentra en el capítulo 3 de este
procedimiento. La fig. No. 14.3 ilustra la conexión de los cables del equipo a la celda. El
selector del equipo se posiciona para la prueba UST.

PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA AL ACEITE AISLANTE
Un aceite con un Factor de Potencia de 0.5 % a 20°C, es usualmente considerado como
satisfactorio para operación. Un aceite con un valor de Factor de Potencia mayor de 0.6 % a
20°C, debe ser considerado como riesgoso, la confiabilidad para seguir operando en éstas
condiciones será muy crítica, por lo que deberá ser investigado y complementado su análisis
con pruebas físico-químicas, para determinar el estado del aceite.

2.7 MANTENIMIENTOS MAYORES A TRANSFORMADORES.
Actualmente se reconoce una gran variedad de tipos de mantenimiento Transformadores de
Potencia, los cuales pueden ser aplicados indistintamente. Los Transformadores de Potencia
son uno de los componentes más importantes de los sistemas eléctricos de potencia. La falla
de un Transformador de Potencia implica asumir elevados costos, no solo por el reemplazo
de la unidad sino que también el lucro cesante ante la imposibilidad de abastecer consumos.
A partir de los diferentes análisis de fallas en Transformadores de Potencia, se ha concluido
que las operaciones de mantenimiento moderno deben estar orientadas a asegurar la
eficiencia del aislamiento mediante acciones preventivas y predictivas, de manera de alcanzar
el ideal de operación sin fallas a lo largo de la vida útil. Desde el aspecto económico, las
pruebas que se recomiendan en el mantenimiento moderno representan un costo bajo respecto
al costo del transformador y a los montos asociados a la salida de servicio.
En teoría un Transformador de Potencia es una máquina que tiene una vida útil "casi eterna",
sin embargo, a partir de estudios recientes de empresas aseguradoras, se ha demostrado que
la edad media para los transformadores en general, es del orden de 25-30 años. Durante este
lapso los Transformadores se encuentran sometidos a diferentes estados de cargabilidad y de
solicitaciones transitorias, que inevitablemente influyen en el grado de envejecimiento de los
aislantes.
La siguiente figura, muestra una curva estadística de la vida útil de los
Transformadores de Potencia, en ella se observa que el equipo después de pasar un período
de mortalidad infantil reduce sus posibilidades de falla y pasa a una etapa de estabilidad
llamado período de vida útil. Posteriormente el equipo envejece y crecen nuevamente sus
posibilidades de falla (período de envejecimiento).
Mantenimiento a Transformadores de Potencia.
Como ya se ha mencionado, la vida útil de los transformadores de potencia depende
fuertemente del estado de su aislamiento. Controlando su estado en lapsos regulares o bien
ocasiones especiales, se pueden predecir fallas incipientes, evitando de esta manera
consecuencias catastróficas. En otras palabras, con un programa de
Mantenimiento adecuado es posible incrementar la confiabilidad del Transformador de
Potencia, y con ello la del sistema en el que se encuentra conectado.
En la actualidad es común observar como las políticas de muchas empresas, en el
Afán de reducir costos al corto plazo, han reducido las tareas de mantenimiento (no solo en
Transformadores), sin embargo, es evidente que de esta manera se genera un riesgo de falla
mayor al mediano y largo plazo.
En los sistemas de potencia la técnica de mantenimiento debe necesariamente desarrollarse
bajo el concepto de reducir los tiempos de intervención sobre cada equipo, con el fin de
obtener la menor indisponibilidad para el servicio. A partir de ello y basándose en la
predicción y diagnóstico del estado de cada equipo, debe realizarse el mantenimiento
predictivo de manera programada.

2.7.1 FILTRADO Y REGENERACIONES DEL ACEITE AISLANTE.
Los niveles de contaminación por partículas son sin duda la primera causa de
Preocupación en cuanto a contaminación de aceites, pero el segundo parámetro en
importancia es el contenido de agua o humedad. Los aceites se caracterizan por ser fluidos
higroscópicos, ya que atraen y absorben fácilmente agua desde el aire húmedo o de las fugas
presentes en el sistema, el agua puede estar presente en el aceite tres formas:
• Disuelta: Se caracteriza por moléculas individuales dispersas en el aceite, como la humedad
en el aire. Las moléculas son tan pequeñas que no se pueden ver.
• Emulsificador: Una vez que se termina de saturar el aceite, el agua queda suspendida en
gotas microscópicas en forma conocida como emulsión. Este nivel de contaminación es
visible.
• Libre: Cuando la cantidad de agua sobrepasa de lo que puede mantenerse en forma
emulsificador, empieza a acumular una parte de la misma libremente en el fondo del
contenedor.
EFECTO DE LA TEMPERATURA DEL ACEITE EN EL PROCESO DE ABSORCIÓN
DE AGUA
El agua soluble contenida en el aceite es aproximadamente 2000 p.p.m. ó 0.2 %. Cuando el
aceite plenamente saturado con agua es enfriado a paso reducido, una parte de agua soluble
aparece como agua libre, frecuentemente formando neblina. Esta neblina es definida como
una emulsión térmica, que es causada por caída de temperatura. Cuando el aceite es calentado
la nube desaparece. En condiciones normales, en ausencia de agua libre, el aceite contienen
menos de su valor completo de saturación de agua simple, debido a perdidas de agua sobre
el gas ó aire seco adyacente sobre la superficie del aceite. El aire y otros gases son también
solubles en aceite. El término soluble se usa aquí como el fenómeno físico de absorción de
gas por el líquido. La solubilidad de aire en aceite depende mucho de la presión. A presión
atmosférica el aceite contiene aproximadamente el 11% por volumen de aire en solución,
algunos aceites en base de solución frecuentemente están sobre el 20%.
Hay varios factores que afectan la separación del aire o gases de los aceites, ellos son:
Viscosidad; área entre el gas y el líquido; agitación o falta de la misma; presencia de filos
delgados entre el gas y el aceite; y presión o vacío.
En el diseño de descalificadores eficientes para aceites eléctricos, todos los factores
enumerados deberán tomarse en cuenta. La tendencia a formar espuma de algunos aceites es
frecuentemente un factor adicional que requiere especial atención.

Filtrado
Este es un método que actualmente tiene poco uso y básicamente por medio de este
procedimiento el aceite se limpia forzándolo a circular a través de un medio poroso con un
gran número de aperturas minúsculas, en las cuales el agua y las partículas en suspensión o
impurezas mecánicas quedan atrapadas. Tal medio puede ser un filtro especial de papel,
cartón prensado o tela.
El aparato para filtrar el aceite se conoce como “Filtro-prensa” y consiste de un conjunto de
cuadros o marcos de acero fundido y placas con filtros de papel colocados entre ellos. Los
marcos y placas se arreglan en forma alterna y el conjunto completo con los filtros de papel
fija, atornillando entre dos placas robustas por medio de un tornillo a presión.
Separación Centrífuga
Mediante este método, se limpia el aceite de agua e impurezas mecánicas o partículas,
haciéndolo girar a alta velocidad con un “Separador centrífugo de aceite o purificador”. La
Figura muestra una vista externa de un purificador centrífugo de aceite.
El tambor separador se coloca en un recipiente herméticamente sellado y consiste de un gran
número de placas o discos en forma de cono con aperturas o perforaciones. El propósito de
las placas es separar el aceite en copas delgadas e intensificar la purificación. El aceite entra
al separador a través de una apertura o entrada central. La salida superior sirve para drenar
hacia el exterior el aceite en caso de una parada accidental del separador o un atascamiento
del tambor que está en medio, para descargar el aceite limpio y el del fondo, para separar el
agua junto con las impurezas. El aceite a ser purificado es bombeado al interior del separador

y extraído del mismo por medio de dos bombas con engranes. Como normalmente la
humedad se remueve del aceite en forma más intensiva a una temperatura de 50 a 55 [C],
entonces el separador se equipa con un calentador eléctrico. Un filtro con una fina gasa
metálica colocado en el tubo de entrada del aceite, sirve para atrapar las partículas gruesas y
de esta manera, evitar su ingreso al interior del aparato. Si el aceite contiene demasiada
humedad, el purificador de aceite se reajusta parar hacer una separación de agua previa.
Esto se hace re arreglando las placas del tambor separador. Si el contenido de humedad no
es muy alto, el aparto se ajusta normalmente, es decir, separar tanto agua como impurezas
mecánicas.
2.7.2 MÉTODOS DE SECADO DE DEVANADOS.
MÉTODOS DE SECADO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Una vez construido un Transformador de distribución o de potencia es preciso secar
perfectamente el aislamiento sólido de su interior antes de sumergirlo en aceite aislante. Este
material aislante es principalmente celulosa, compuesta por una larga cadena de anillos de
glucosa. Si no se seca correctamente, el rendimiento del aislamiento se deteriora y con ello
se reduce la resistencia eléctrica y mecánica del transformador. Para secar el aislamiento en
transformadores de gran potencia se siguen normalmente los métodos de circulación de aire

caliente y de secado en fase de vapor, en ambos casos en cámara de vacío. Para los
transformadores de diseño especial, conocidos como transformadores acorazados, se aplica
el método de secado por rociado de aceite caliente.
Sin embargo, con independencia del método que se utilice, el proceso de secado en sí escaro
y consume mucha energía. La duración del proceso y el consumo total de energía son, por
consiguiente, factores decisivos al elegir el procedimiento de secado más conveniente.
La importancia del aceite seco en el proceso de llenado de Transformadores es también un
factor muy importante, ya que cuando el agua total presente en el aceite es mayor que el agua
residual de los aislamientos obtendremos resultados insatisfactorios. Por lo tanto, las mismas
consideraciones y cuidados que se tienen con el aislamiento, serán aplicados igualmente al
aceite. El aceite no deberá llevar agua o gas dentro del Transformador introducido al tanque,
no deberá formar burbujas y espuma, ya que esta transmite el peligro de gas atrapado incluido
en el aislamiento.
SECADO POR CALOR INTERNO (CORTO CIRCUITO)
Este método consiste en la generación de calor dentro del Transformador al colocar en corto-
circuito el devanado secundario y alimentando con corriente alterna el devanado primario.
Este método se puede realizar de dos maneras:
a) El Transformador sin aceite.
b) El Transformador con aceite.
El Transformador sin aceite
El Transformador sin aceite se coloca en su tanque y destapado para que pueda circular el
aire. El devanado de baja tensión se conecta en corto-circuito, alimentando el devanado de
alta tensión con un voltaje de valor adecuado para que la corriente que circule por las bobinas,
produzca un aumento de temperatura entre 80 y 90 [C], medimos por la elevación de su
resistencia. Se calcula que aproximadamente será precisa una quinta parte de la corriente
nominal. Hay que hacer notar que las conexiones se deben hacer en las terminales de las
bobinas, de tal manera que la corriente circule por todo el devanado. Para que el secado sea
efectivo, es necesario mantener la temperatura precisamente entre 80 y 90
El Transformador con aceite
Se realiza de la misma forma que le método anterior, solo que el Transformador se coloca
sumergido en aceite. El calor que se genera por corto-circuito, expulsa la humedad de los
aislamientos hacia el aceite y este la elimina a través de evaporación, pudiéndose también
auxiliarse con un sistema de recirculación de aceite con desgasificación, centrifuga ó filtro
prensa. Al igual que el método anterior, la temperatura de los devanados debe mantenerse
entre 80 y 90 [C] y el aceite debe estar tan caliente como sea posible, sin exponer los
aislamientos a una temperatura demasiado elevada.
Para elevar la temperatura del aceite, hasta el valor en que la humedad se evapore en el aceite,
es necesario limitar la radiación del calor, pudiendo controlarse envolviendo el tanque
principal con material aislante al calor. Cuando el Transformador esté equipado

con radiadores exteriores, se suspende la circulación del aceite, cerrando las válvulas de los
radiadores, después se extrae el aceite del tanque hasta que su nivel quede por debajo de la
conexión superior de los radiadores. Es conveniente que el espacio de aire, sobre el nivel del
aceite, tenga bastante ventilación, pues de lo contrario la humedad no se evaporaría. Las tapas
de inspección pueden levantarse y en caso necesario, se pueden aplicar ventilación forzada
con suficiente presión para evitar que la humedad condense en las tapas y vuelva a caer dentro
del aceite. Este inconveniente puede corregirse aumentando la ventilación ó disminuyendo
la temperatura del aceite.
SECADO POR ACEITE CALIENTE
Este método es parecido al método de Secado por calor interno (Corto circuito), la
Diferencia es que el aceite es calentado por medio de un calentador acoplado a una bomba
para la circulación continua del aceite, saliendo de la parte inferior del tanque del
Transformador a la parte superior del mismo, como lo muestra la figura.

Esquema de secado por aceite caliente.
SECADO POR CALOR EXTERNO
Debe colocarse el Transformador en un contenedor con perforaciones en su parte superior y
cerca del fondo para permitir la circulación del aire. El espacio entre los lados del
Transformador y el contenedor debe ser pequeño, se aplica calor en la parte baja del
contenedor, de forma que la mayor parte del calor pase a través de los canales de ventilación
entre las bobinas y no exteriormente. La temperatura límite de entrada del aire es de 85 a 90.
Debe protegerse el Transformador contra la radiación directa de los elementos de calefacción.
Cuando se emplea este sistema, el calor puede generarse por calentadores eléctricos,
combustión directa de gas, carbón o madera, procurando que ninguno de los productos de la
combustión pase a la caja que contiene al Transformador.
Secado por el calor del vapor y el vacío.
Este método no es efectivo para Transformadores de gran potencia por la emisión
Calorífica de radiador de vapor, además que la distribución de temperatura interior no es
uniforme y el Transformador no es secado uniformemente. Este método es usado para el
secado de Transformadores de pequeña magnitud y solamente en fábrica. La Figura muestra
el esquema de secado.

Esquema de secado por calor de vapor y vacío.
SECADO POR CALOR EXTERNO
Debe colocarse el Transformador en un contenedor con perforaciones en su parte superior y
cerca del fondo para permitir la circulación del aire. El espacio entre los lados del
Transformador y el contenedor debe ser pequeño, se aplica calor en la parte baja del
contenedor, de forma que la mayor parte del calor pase a través de los canales de ventilación
entre las bobinas y no exteriormente. La temperatura límite de entrada del aire es de 85 a 90
[C]. Debe protegerse el Transformador contra la radiación directa de los elementos de
calefacción. Cuando se emplea este sistema, el calor puede generarse por calentadores
eléctricos, combustión directa de gas, carbón o madera, procurando que ninguno de los
productos de la combustión pase a la caja que contiene al Transformador.
Secado por el calor del vapor y el vacío.
Este método no es efectivo para Transformadores de gran potencia por la emisión

Calorífica de radiador de vapor, además que la distribución de temperatura interior no es
uniforme y el Transformador no es secado uniformemente. Este método es usado para el
secado de Transformadores de pequeña magnitud y solamente en fábrica. La figura muestra
el esquema de secado.
Esquema de secado por calor de vapor y vacío.
Secado con aire caliente
Los Transformadores de gran tamaño pueden secarse dentro de su propio tanque, sin aceite,
soplando aire caliente a través de la válvula principal. La parte superior del tanque debe
ventilarse bien o en su defecto cerrar el circuito, tal como se muestra en la figura Este método
es complementado por el secado de vacío; después de parar de aire caliente, el tanque es
sellado.

SECADO POR CALOR INTERNO Y EXTERNO
Esta es una combinación de los dos métodos descritos anteriormente, y es el método más
rápido. El ensamble núcleo-bobinas del transformador deberá ser colocado en una caja no
flameadle ó mantenido en su propio contenedor cuando se pueda y aplicar calor externo
mientras se hace circular corriente en los embobinados. La corriente requerida será
considerablemente menos que la que se usa cuando no se aplica calor externo, pero deberá
ser la suficiente para producir la temperatura deseada en los embobinados.
Se recomienda que la temperatura alcanzada no exceda la mencionada en los párrafos
anteriores.
SECADO POR ALTO VACÍO
El método de secado al vacío bien sea por calor interno o externo, es el más rápido y eficaz
cuando se trata de secar transformadores de potencia, que no se encuentren en un grado de
humedad alto (mayor de 2%).
La extracción de humedad del aislamiento y del aceite se efectúa más fácilmente bajo el
vacío, que a la presión atmosférica. Como en el vacío el punto de ebullición es más bajo, las
temperaturas necesarias son menores. Además de muy efectivo puede efectuarse en campo,
sin excesivo y complicado equipo adicional.

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