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IEEE Std C57.152-2013 - NORMA
Conversión De Energía Electromecánica I (Universidad de El Salvador)
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Studocu no está patrocinado ni avalado por ningún colegio o universidad.
IEEE Std C57.152-2013 - NORMA
Conversión De Energía Electromecánica I (Universidad de El Salvador)
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Guía IEEEpara pruebas de campo de
diagnóstico de energía llena de fluido
transformadores,Reguladores y
reactores
IEEE Fuerza y EnergíaSociedad
Patrocinado por el Comité
de Transformadores
IEEE
3 ParqueAvenida
Nueva York, Nueva York
10016-5997EE.UU
Norma IEEE C57.152™-2013
(Revisión de
IEEE Std 62TM-1995)
Traducido del inglés al español - www.onlinedoctranslator.com
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Norma IEEE C57.152™-2013
(Revisión de
IEEE Std 62TM-
1995)
Guía IEEE para pruebas de campo
de diagnóstico de transformadores
de potencia, reguladores y
reactores llenos de fluido
Patrocinador
Comité de Transformadores
del
IEEE Sociedad de Energía y Energía
Aprobado el 6 de marzo de 2013
Junta de estándares IEEE-SA
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Se agradece a Doble Engineering Company por su permiso para utilizar el material fuente.
Abstracto:Se describen las pruebas de diagnóstico y mediciones que se realizan en el campo
en reguladores y transformadores de potencia llenos de fluido. Siempre que sea posible, los
reactores en derivación se tratan de manera similar a los transformadores. Las pruebas se
presentan sistemáticamente en categorías según el subsistema de la unidad que se examina. Se
incluye un cuadro de diagnóstico como ayuda para identificar los distintos subsistemas. Se
proporciona información adicional sobre técnicas especializadas de prueba y medición. También
se incluyen discusiones interpretativas en varias áreas para proporcionar información adicional
sobre la prueba en particular o para brindar orientación sobre los criterios de aceptación. Estas
discusiones se basan en el juicio de los autores sobre la práctica aceptada. Cabe señalar que los
resultados de varios tipos de pruebas deben interpretarse juntos para diagnosticar un problema.
También se deben consultar los criterios de aceptación de los fabricantes, ya que pueden tener
prioridad sobre los criterios de esta guía.
Palabras clave:casquillo, núcleo, evaluación de diagnóstico, pruebas de campo, transformador
lleno de fluido, IEEE C57.152™, líquido aislante, pruebas fuera de línea, reactor, regulador,
seguridad, tanque, cambiador de tomas, devanado
The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc.
3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016-5997, EE. UU.
Copyright © 2013 por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos, Inc.
Reservados todos los derechos. Publicado el 21 de junio de 2013. Impreso en los Estados Unidos de América.
IEEE es una marca registrada en la Oficina de Patentes y Marcas de EE. UU., propiedad del Instituto de Ingenieros Eléctricos y
Electrónicos, Incorporated.
National Electrical Code, NEC, NFPA 70, NFPA 70E, Standard for Electrical Safety in the Workplace son marcas registradas de National
Fire Protection Association, Inc.
PDF: ISBN 978-0-7381-8369-5 STD98204Imprimir:
ISBN 978-0-7381-8370-1 STDPD98204
IEEE prohíbe la discriminación, el acoso y la intimidación.
Para más información visitehttp://www.ieee.org/web/aboutus/whatis/policies/p9-26.html.
Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse de ninguna forma, en un sistema de recuperación electrónico o de otro modo, sin el
permiso previo por escrito del editor.
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desarrollan dentro de las Sociedades IEEE y los Comités Coordinadores de Estándares de la Junta de Estándares de la
Asociación de Estándares IEEE (IEEE-SA). IEEE desarrolla sus estándares a través de un proceso de desarrollo por consenso,
aprobado por el Instituto Nacional Estadounidense de Estándares, que reúne a voluntarios que representan diversos puntos de
vista e intereses para lograr el producto final. Los voluntarios no son necesariamente miembros del Instituto y sirven sin
compensación. Si bien IEEE administra el proceso y establece reglas para promover la equidad en el proceso de desarrollo de
consenso, IEEE no evalúa, prueba ni verifica de forma independiente la exactitud de la información ni la solidez de los juicios
contenidos en sus estándares.
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propiedad u otro daño, de cualquier naturaleza, ya sea especial, indirecto, consecuente o compensatorio, que resulte directa o
indirectamente de la publicación, el uso o la confianza en cualquier documento estándar IEEE.
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a cualquier garantía expresa o implícita, incluida cualquier garantía implícita de comerciabilidad o idoneidad para un propósito
específico, o de que el uso del material contenido en su estándares está libre de infracción de patentes. Los documentos de los
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momento en que se aprueba y emite una norma está sujeto a cambios provocados por la evolución del estado de la técnica y
los comentarios recibidos de los usuarios de la norma. Cada estándar IEEE está sujeto a revisión al menos cada diez años.
Cuando un documento tiene más de diez años y no ha sido sometido a un proceso de revisión, es razonable concluir que su
contenido, aunque todavía tiene cierto valor, no refleja del todo el estado actual de la técnica. Se advierte a los usuarios que
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persona o entidad deba a otra. Cualquier persona que utilice cualquier documento de estándares IEEE debe confiar en su
propio criterio independiente al ejercer un cuidado razonable en cualquier circunstancia dada o, según corresponda, buscar el
asesoramiento de un profesional competente para determinar la idoneidad de un estándar IEEE determinado.
Traducciones: El proceso de desarrollo del consenso IEEE implica la revisión de documentos en inglés únicamente. En caso
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Declaraciones Oficiales: Una declaración, escrita u oral, que no se procese de acuerdo con el Manual de operaciones de la
Junta de Estándares de IEEE-SA no se considerará la posición oficial de IEEE ni de ninguno de sus comités y no se
considerará ni se confiará en ella como tal. , una posición formal de IEEE. En conferencias, simposios, seminarios o cursos
educativos, una persona que presente información sobre los estándares IEEE deberá dejar claro que sus puntos de vista deben
considerarse los puntos de vista personales de esa persona en lugar de la posición formal de IEEE.
Comentarios sobre estándares: Los comentarios para la revisión de los documentos de estándares IEEE son bienvenidos por
parte de cualquier parte interesada, independientemente de su afiliación con IEEE. Sin embargo, IEEE no proporciona
información de consultoría ni asesoramiento relacionado con los documentos de estándares IEEE. Las sugerencias de cambios
en los documentos deben presentarse en forma de una propuesta de cambio de texto, junto con los comentarios de respaldo
apropiados. Dado que los estándares IEEE representan un consenso de intereses en cuestión, es importante garantizar que
cualquier respuesta a comentarios y preguntas también reciba la concurrencia de un equilibrio de intereses. Por esta razón,
IEEE y los miembros de sus sociedades y Comités Coordinadores de Estándares no pueden brindar una respuesta instantánea a
comentarios o preguntas excepto en aquellos casos en los que el asunto haya sido abordado previamente. Cualquier persona
que desee participar en la evaluación de comentarios o revisiones de un estándar IEEE puede unirse al grupo de trabajo IEEE
correspondiente enhttp://standards.ieee.org/develop/wg/.
Los comentarios sobre las normas deben enviarse a la siguiente dirección:
Secretario, Junta de Normas IEEE-SA
445 Hoes Lane
Piscataway, Nueva
Jersey 08854 EE. UU.
fotocopias: The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. otorga autorización para fotocopiar partes de cualquier
estándar individual para uso interno o personal, siempre que se pague la tarifa correspondiente al Copyright Clearance Center.
Para organizar el pago de la tarifa de licencia, comuníquese con Copyright Clearance Center, Customer Service, 222
Rosewood Drive, Danvers, MA 01923 USA; +1 978 750 8400. También se puede obtener permiso para fotocopiar partes de
cualquier estándar individual para uso educativo en el aula a través del Copyright Clearance Center.
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Aviso a los usuarios
Leyes y regulaciones
Los usuarios de los documentos de los estándares IEEE deben consultar todas las leyes y regulaciones
aplicables. El cumplimiento de las disposiciones de cualquier documento de Estándares IEEE no implica el
cumplimiento de ningún requisito reglamentario aplicable. Los implementadores de la norma son
responsables de observar o hacer referencia a los requisitos reglamentarios aplicables. IEEE, mediante la
publicación de sus estándares, no tiene la intención de instar a tomar medidas que no cumplan con las leyes
aplicables, y estos documentos no pueden interpretarse como tal.
Derechos de autor
Este documento tiene derechos de autor de IEEE. Está disponible para una amplia variedad de usos tanto
públicos como privados. Estos incluyen tanto el uso, por referencia, en leyes y regulaciones, como el uso en
la autorregulación privada, la estandarización y la promoción de prácticas y métodos de ingeniería. Al
hacer que este documento esté disponible para su uso y adopción por parte de autoridades públicas y
usuarios privados, el IEEE no renuncia a ningún derecho de autor sobre este documento.
Actualización de documentos IEEE
Los usuarios de los documentos de los Estándares IEEE deben tener en cuenta que estos documentos
pueden ser reemplazados en cualquier momento mediante la emisión de nuevas ediciones o pueden
modificarse de vez en cuando mediante la emisión de enmiendas, correcciones o erratas. Un documento
oficial del IEEE en cualquier momento consiste en la edición actual del documento junto con cualquier
enmienda, corrección o errata vigente en ese momento. Para determinar si un documento determinado es la
edición actual y si ha sido modificado mediante la emisión de enmiendas, correcciones o erratas, visite el
sitio web de IEEE-SA enhttp://standards.ieee.org/index.html o póngase en contacto con el IEEE en la
dirección indicada anteriormente. Para obtener más información sobre la Asociación de Estándares IEEE o
el proceso de desarrollo de estándares IEEE, visite el sitio web de IEEE-SA
enhttp://standards.ieee.org/index.html.
Erratas
Se puede acceder a las erratas, si las hubiera, para este y todos los demás estándares en la siguiente
URL:http://standards.ieee.org/findstds/errata/index.html.Se recomienda a los usuarios que revisen
periódicamente esta URL en busca de erratas.
Patentes
Se llama la atención sobre la posibilidad de que la implementación de esta norma requiera el uso de materia
cubierta por derechos de patente. Mediante la publicación de esta norma, el IEEE no adopta ninguna
posición con respecto a la existencia o validez de ningún derecho de patente en relación con la misma. Si el
titular de una patente o el solicitante de una patente ha presentado una declaración de garantía mediante una
carta de garantía aceptada, entonces la declaración aparece en el sitio web de IEEE-SA
enhttp://standards.ieee.org/about/sasb/patcom/patents.html.Las cartas de garantía pueden indicar si el
Solicitante está dispuesto o no a otorgar licencias bajo derechos de patente sin compensación o bajo tarifas
razonables, con términos y condiciones razonables que estén demostrablemente libres de cualquier
discriminación injusta a los solicitantes que deseen obtener dichas licencias.
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IV
Copyright © 2013 IEEE. Reservados todos los derechos.
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Es posible que existan reivindicaciones de patentes esenciales para las cuales no se haya recibido una carta
de garantía. El IEEE no es responsable de identificar Reivindicaciones de Patentes Esenciales para las
cuales se puede requerir una licencia, de realizar investigaciones sobre la validez legal o el alcance de las
Reivindicaciones de Patentes, o de determinar si los términos o condiciones de licencia proporcionados en
relación con la presentación de una Carta de Garantía, si los hubiere, o en cualquier acuerdo de licencia,
sean razonables o no discriminatorios. Se advierte expresamente a los usuarios de esta norma que la
determinación de la validez de cualquier derecho de patente y el riesgo de infracción de dichos derechos es
enteramente su responsabilidad. Se puede obtener más información de la Asociación de Estándares IEEE.
v
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Participantes
En el momento en que se completó esta guía IEEE, el Grupo de Trabajo de Reactores y Transformadores
de Potencia para Pruebas de Campo de Diagnóstico tenía los siguientes miembros:
Jane Ann Verner, Presidente
Loren Wagenaar,
Vicepresidente Kipp Yule,
Secretario
Richard Amos
Raj
AhujaJerry
Allen
William Bartley
Wallace
Carpeta Kent
Brown Bill
Chiu
Larry Coffeen
Jerry Cockran
John Crouse
Eric Davis
Don Dorris
Jefferson Foley
Bruce Forsyth
Mary Foster
Ramón García
James Gardner
Robert Ganser Sr.
Prodipto Ghosh
Jorge González
Jerry Harlan
David Harris
John Herron
Gary Hoffman
Mike Horning
Wayne Johnson
Joe Kennedy
CJ Kalra
Alexander Kraetge
Michael Lau
Mario Locarno
Eberhard Lemke
John Luksich
André Lux
John Matthews
Susan McNelly
Steve McGovern
Vinay Mehrotra
Michael Miller
Paul Mushill
Poorvi Patel
Mark Perkins
Donald Platts
Lewis Powell
Paulette Powell
Tom Prevost
John Progarr
Mark Rivers
Oleg Roizman
Kirk Robbins
Mark Roberts
Hakan Sahin
O. Paul Salvatto
Daniel Sauer
Craig Stiegemeier
Jin Sim
Charles Sweetser
James Thompson
Robert Thompson
Dharma Vir
Dieter Wagner
Barry Ward
Peter Werelius
Jennifer Yu
Peter Zhao
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vi
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Los siguientes miembros del comité de votación individual votaron sobre esta guía. Los electores pueden
haber votado a favor, desaprobación o abstención.
Michael Adams
Carlo Arpino
Roberto Asano
Peter Balma
Martin Baur
Barry Beaster
WJ Bill Bergman
Steven Bezner
Wallace Binder
Thomas Bishop
Thomas Blackburn
W. Boettger
Paul Boman
Jeffrey Britton
Bill Brown
Kent Brown
William Byrd
Thomas Callsen
Paul Cardinal
Antonio Cardoso
Juan Castellanos
Stephen Conrad
John Crouse
William Darovny
Alan Darwin
Scott Digby
Dieter Dohnal
Gary Donner
Randall Dotson
Fred Elliott
James Fairris
Jorge Fernández Daher
Rabiz Foda
Joseph Foldi
Bruce Forsyth
Marcel Fortin
Frank Gerleve
David Gilmer
Jalal Gohari
James Graham
William Griesacker
Randall C. Groves
Edward Gulski
Bal Gupta
David
Harlow
Roger Hayes
Martín Hinow
Gary Hoffman
Philip Hopkinson
Charles Johnson
Laszlo Kadar
C. Kalra
Gael Kennedy
Mohamed Abdel Khalek
Yuri Khersonsky
Morteza Khodaie
James Kinney
Joseph L. Koepfinger
Jim Kulchisky
Saumen Kundu
John Lackey
Chung-Yiu Lam
Jeffrey LaMarca
Stephen Lambert
Thomas La Rose
Aleksandr Levin
Mario Locarno
Thomas Lundquist
Greg Luri
J. Dennis Marlow
Lee Matthews
James McIver
David McKinnon
Susan McNelly
Joseph Melanson
Tom Melle
Michael Miller
T. David Mills
Daniel Mulkey
Jerry Murphy
Ryan Musgrove
Dennis Neitzel
Michael S.
NewmanJoe Nims
Lorraine Padden
Bansi Patel
Brian Penny
Daniel Petrola
Álvaro Portillo
Lewis Powell
Tom Prevost
Moisés Ramos
Jean-Christophe Riboud
Johannes Rickmann
Michael Roberts
Oleg Roizman
John Rossetti
James Rossman
Marnie Roussell
Thomas Rozek
Daniel Sauer
Bartien Sayogo
Ewald Schweiger
Devki Sharma
Suresh Shrimavle
Gil Shultz
Hyeong Sim
James Smith
Jerry Smith
Steve Snyder
Brian Sparling
Gary Stoedter
Michael Swearingen
Charles Sweetser
Ed teNyenhuis
Malcolm Thaden
Juan Thierry
James Thompson
John Vergis
Jane Ann Verner
Loren Wagenaar
David Wallach
Barry Ward
Peter Werelius
Kenneth White
John Wilson
Jonathan Woodworth
Jian Yu
Kipp Yule
Luis
ZambranoJame
s Ziebarth
viii
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Cuando la Junta de Estándares IEEE-SA aprobó esta guía el 6 de marzo de 2013, contaba con los siguientes
miembros:
John Kulick, Silla
David J. Ley, Vicepresidente
Richard H. Hulett, ex presidente
Konstantinos Karachalios,Secretario
Masayuki Ariyoshi
Peter Balma
Farooq Bari
Ted Burse
Wael William Diab
Stephen Dukes
Jean-Philippe Faure
Alexander Gelman
Mark Halpin
Gary Hoffman
Paul Houzé
Jim Hughes
Michael Janezic
Joseph L. Koepfinger*
Oleg Logvinov
Ronald
Petersen
Jon Walter Rosdahl
Adrian Stephens
Peter Sutherland
Yatin Trivedi
Phil Winston
Yu Yuan
*Miembro Emérito
También se incluyen los siguientes enlaces sin derecho a voto de la Junta de Normas IEEE-SA:
Richard DeBlasio, representante del DOE
Michael Janezic, representante del NIST
Don Mesina
Gerente del Programa de Estándares IEEE, Desarrollo de Documentos
Erin Spiewak
Gerente del Programa de Estándares IEEE, Desarrollo de Programas Técnicos
viii
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Esta introducción no forma parte de IEEE Std C57.152-2013, Guía IEEE para pruebas de campo de diagnóstico de
transformadores, reguladores y reactores de potencia llenos de fluido.
Introducción
Los transformadores de potencia suelen representar uno de los elementos más importantes y más costosos
de las subestaciones. Además, particularmente en el caso de los transformadores grandes, sus fallas
generalmente resultan en cortes prolongados o una degradación de la confiabilidad del servicio eléctrico.
Por estos motivos, se requiere un alto grado de cuidado para probar adecuadamente este equipo en el campo
para confirmar su estado e identificar problemas.
Debido a estas consideraciones, IEEE y otras organizaciones de desarrollo de estándares han publicado, al
menos desde principios de la década de 1920, varias recomendaciones para probar y mantener
transformadores. Esta guía reemplaza IEEE Std 62™-1995 [B33], ya que trata principalmente sobre
transformadores de potencia, reguladores y reactores, que son dispositivos cubiertos por el Comité de
Transformadores.a
Se han agregado nuevas secciones sobre seguridad; pruebas de vacío de tanques; inspección visual; un
cuadro que proporciona orientación sobre la puesta en marcha, la rutina y las pruebas posteriores a un fallo;
y anexos informativos. Además, se han identificado nuevas tecnologías que están disponibles para su uso
en pruebas de campo.
a Los números entre paréntesis corresponden a los de la bibliografía del Anexo J.
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ix
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Contenido
1. Alcance.........................................................................................................................................................1
2. Referencias normativas................................................................................................................................2
3. Definiciones..................................................................................................................................................2
4. Propósito de las pruebas...............................................................................................................................3
5. Pruebas e información de mantenimiento....................................................................................................5
5.1 Pruebas de mantenimiento recomendadas, según sea necesario y opcionales......................................5
5.2 Guía de aplicación y mantenimiento de transformadores de potencia EPRI........................................6
6. Seguridad......................................................................................................................................................7
6.1 General...................................................................................................................................................7
6.2 Tipos de peligros...................................................................................................................................7
6.3 Crear una condición de trabajo eléctricamente segura..........................................................................8
6.4 Prácticas generales para la inspección interna.....................................................................................10
6.5 Medidas de control generales sugeridas..............................................................................................10
6.6 Aparato.................................................................................................................................................12
7. Pruebas y técnicas de prueba......................................................................................................................12
7.1 Inspecciones generales periódicas.......................................................................................................12
7.2 Tanque principal (parte activa)............................................................................................................14
7.3 Bujes....................................................................................................................................................59
7.4 cambiadores de grifos..........................................................................................................................61
7.5 Equipos auxiliares................................................................................................................................67
8. Cuadro de diagnóstico................................................................................................................................73
Anexo A (informativo) Mediciones del factor de potencia............................................................................76
Anexo B (informativo) Bujes.........................................................................................................................82
Anexo C (informativo) Mediciones de temperatura por infrarrojos...............................................................85
Anexo D (informativo) Prueba de punto de rocío..........................................................................................88
Anexo E (informativo) Pruebas de furanos....................................................................................................91
Anexo F (informativo) Pruebas de respuesta en frecuencia...........................................................................93
Anexo G (informativo) Respuesta de frecuencia dieléctrica..........................................................................97
Anexo H (informativo) Otros métodos para verificar la polaridad de revisiones anteriores de la guía de pruebas de campo
......................................................................................................................................................................101
Anexo I (informativo) Recuento de partículas.............................................................................................103
Anexo J (informativo) Bibliografía..............................................................................................................106
X
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Guía IEEE para pruebas de campo
de diagnóstico de transformadores
de potencia, reguladores y
reactores llenos de fluido
AVISO IMPORTANTE: Los documentos de los estándares IEEE no están destinados a garantizar la
seguridad, la salud oprotección del medio ambiente, o garantizar contra interferencias con o desde otros
dispositivos o redes. Los implementadores de los documentos de los estándares IEEE son responsables
de determinar y cumplir con todas las prácticas apropiadas de seguridad, protección, medio ambiente,
salud y protección contra interferencias y todas las leyes y regulaciones aplicables.
Este documento IEEE está disponible para su uso sujeto a avisos importantes y exenciones de
responsabilidad legales. Estos avisos y exenciones de responsabilidad aparecen en todas las
publicaciones que contienen este documento y se pueden encontrar bajo el título "Aviso importante" o
"Avisos y exenciones de responsabilidad importantes sobre los documentos IEEE". También se pueden
obtener a pedido del IEEE o verse enhttp://standards.ieee.org/IPR/disclaimers.html.
1. Alcance
Esta guía describe las pruebas y mediciones de diagnóstico en campo que se realizan en reguladores y
transformadores de potencia llenos de fluido. Siempre que sea posible, los reactores en derivación se tratan
de manera similar a los transformadores. Las pruebas se presentan sistemáticamente en categorías según el
subsistema de la unidad que se examina. Se incluye un cuadro de diagnóstico como ayuda para identificar
los distintos subsistemas. Se proporciona información adicional sobre técnicas especializadas de prueba y
medición.
También se incluyen discusiones interpretativas en varias áreas para proporcionar información adicional
sobre la prueba en particular o para brindar orientación sobre los criterios de aceptación. Estas discusiones
se basan en el juicio de los autores sobre la práctica aceptada. Cabe señalar que los resultados de varios
tipos de pruebas deben interpretarse juntos para diagnosticar un problema. Los criterios de aceptación de
los fabricantes y otros estándares de la serie IEEE C57™ tienen prioridad sobre el contenido de esta guía.
1
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Norma IEEE C57.152-2013
Guía IEEE para pruebas de campo de diagnóstico de transformadores de potencia, reguladores y
2. Referencias normativas
Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este documento (es decir,
deben entenderse y utilizarse, por lo que cada documento de referencia se cita en el texto y se explica su
relación con este documento). Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para
referencias sin fecha, se aplica la última edición del documento al que se hace referencia (incluidas las
modificaciones o correcciones).
IEEE Std 4™, técnicas estándar IEEE para pruebas de alto voltaje.1, 2
IEEE Std 510™, prácticas recomendadas por IEEE para seguridad en pruebas de alto voltaje y alta
potencia. IEEE Std C57.12.80™, Terminología estándar IEEE para transformadores de potencia y
distribución.
IEEE Std C57.12.90™, código de prueba estándar IEEE para transformadores de distribución, potencia y
regulación sumergidos en líquido.
IEEE Std C57.93™, Guía IEEE para instalación y mantenimiento de transformadores de potencia
sumergidos en líquido.
3. Definiciones
A los efectos de este documento, se aplican los siguientes términos y definiciones. Se deben consultar el
Diccionario de estándares IEEE en línea [B32] y el estándar IEEE C57.12.80 para los términos no definidos
en esta cláusula. 3, 4, 5
cargo aparente (cargo terminal):Una carga que, si pudiera inyectarse instantáneamente entre los
terminales del objeto de prueba, cambiaría momentáneamente el voltaje entre sus terminales en la misma
cantidad que la propia descarga parcial (PD). La carga aparente no debe confundirse con la carga
transferida a través de la cavidad de descarga en el medio dieléctrico.
NOTA 1. La carga aparente, dentro de los términos de esta guía, se expresa en culombios (C). Un picoculombio (pC)
equivale a una carga de pulso de 10 a 12 C transferida desde la fuente de DP a los terminales del objeto de prueba. 6
NOTA 2: la carga aparente se mide en términos de picocoulomb (pC) utilizando un circuito de medición de PD
calibrado como se especifica en IEEE Std C57.113™-2010 [B41].
NOTA 3—La carga aparente es diferente de la carga de PD porque esa carga se originó en el sitio de PD, que no se
puede medir directamente.
NOTA 4. La carga aparente a veces se denomina carga terminal.
descarga parcial (PD):Una descarga eléctrica que sólo une parcialmente el aislamiento entre conductores
y que puede ocurrir o no adyacente a un conductor.
NOTA: Los eventos de PD pueden encenderse en dieléctricos gaseosos debido a una mejora localizada del campo
eléctrico. Generalmente, las PD son causadas por imperfecciones dieléctricas, como inclusiones gaseosas en
dieléctricos sólidos y líquidos, así como protuberancias en los electrodos en el aire ambiente.
1 Las publicaciones IEEE están disponibles en el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (
http://standards.ieee.org/).
2 Los estándares o productos IEEE a los que se hace referencia en esta cláusula son marcas comerciales de The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 3La suscripción en línea al Diccionario de estándares IEEE está
disponible en:
http://www.ieee.org/portal/innovate/products/standard/standards_dictionary.html.
4 Los números entre paréntesis corresponden a los de la bibliografía del Anexo J.
5 La información sobre las referencias se puede encontrar en la Cláusula 2.
6 Las notas en el texto, las tablas y las figuras de una norma se proporcionan únicamente a título informativo y no contienen los requisitos necesarios para implementar esta norma.
2
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nivel de descarga parcial (PD):Valor máximo medio de la carga aparente de los pulsos de PD, cuyas
magnitudes se distribuyen aleatoriamente y se evalúan mediante un instrumento de medición de PD
especificado en IEEE Std C57.113-2010.
NOTA: consulte la norma IEEE C57.113-2010 [B41].
Instrumento de medición de descargas parciales (PD):Equipo analógico o digital para medición de
banda ancha de la carga aparente según lo especificado en IEEE Std C57.113-2010.
NOTA: consulte la norma IEEE C57.113-2010 [B41].
Nivel de voltaje de interferencia de radio (RIV):Valor máximo medio del RIV evaluado por un
instrumento de medición de RIV especificado en NEMA 107.
NOTA: consulte NEMA 107 [B57].
Instrumento de medición de voltaje de interferencia de radio (RIV):Equipo analógico o digital para
medición de banda estrecha del RIV de eventos de descarga parcial (PD) según lo especificado en NEMA
107.
NOTA 1—Ver NEMA 107 [B57].
NOTA 2: El instrumento de medición RIV a veces se denomina medidor RIV.
4. Propósito de las pruebas
Los transformadores son componentes críticos dentro de la arquitectura general de una red de sistema
eléctrico y representan una inversión sustancial por parte del usuario. El ciclo de vida de dichos
dispositivos abarca la fabricación, el transporte, la instalación y el envejecimiento y mantenimiento en
servicio. Cada período de la vida de un transformador incluye desafíos únicos para su integridad que el
fabricante y el usuario deben conocer. Los daños o la degradación no detectados del transformador en
cualquier etapa de este proceso pueden predisponer a la unidad a fallar. Debido a que la pérdida prematura
de un gran transformador de potencia puede imponer importantes desafíos fiscales, logísticos y operativos,
se han desarrollado guías y estándares IEEE para ayudar en su evaluación durante cada período del ciclo de
vida.
Los grandes transformadores de potencia son dispositivos que generalmente brindan muchos años de
servicio cuando están bien construidos y mantenidos. En conjunto, la vida útil de los transformadores sigue
aproximadamente la clásica curva de “bañera”, con un pequeño número de unidades sujetas a fallas
prematuras, seguido de un largo período con una baja tasa de fallas y luego un período de fallas crecientes a
medida que se acercan al final de su vida útil. vida. Cada conjunto de pruebas descritas en las guías y
estándares IEEE tiene como objetivo ayudar a detectar y, por lo tanto, reducir las fallas durante los dos
primeros períodos y ayudar al usuario a predecir el resultado y tomar acciones para retrasar el inicio de la
fase final.
Las pruebas de fábrica (rutina, diseño y conformidad), como las descritas en IEEE Std C57.12.90, tienen
como objetivo verificar que las unidades están diseñadas y fabricadas para cumplir con las especificaciones
del cliente y de la industria. Estas pruebas tienen como objetivo reducir las fallas durante cada segmento de
la curva de vida. Las pruebas de campo descritas en este documento se pueden dividir en varias categorías
asociadas con factores estresantes que son únicos para cada período del ciclo de vida de la unidad
(transporte, instalación, envejecimiento en servicio y mantenimiento). Estas pruebas buscan identificar
desviaciones de la condición original de la unidad en la fábrica. Por lo tanto, la interpretación óptima de las
pruebas de campo descritas en este documento requiere acceso a las pruebas originales para identificar
rápidamente desviaciones o tendencias.
Los transformadores de potencia, reguladores y reactores se instalan en una amplia variedad de
aplicaciones. Los usuarios deben evaluar una serie de parámetros, ya sea seleccionando pruebas en
respuesta a una necesidad específica de un solo transformador o estableciendo un programa de gestión del
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ciclo de vida para toda una flota. Dichas consideraciones incluyen, entre otras, las siguientes:
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 Costo del transformador(es)
 Criticidad de las cargas conectadas
 Antigüedad de la(s) unidad(es)
 Cargando
 Fabricante(s)
 Historial de servicio de la(s) unidad(es) (o de unidades de diseño similar)
 Accesorios
 Entorno de servicio (exposición a rayos, exposición a fallas, etc.)
 Disponibilidad de repuesto(s) o tiempo de entrega para adquirir uno(s) nuevo(s) de repuesto
 Costos de seguro
La fase de transporte en la vida útil de un transformador de potencia grande es breve pero puede presentar
importantes desafíos estructurales y ambientales para la unidad (consulte IEEE Std C57.150™-2012
[B48]). Se deben seleccionar pruebas de campo sensibles al desplazamiento de componentes internos y
aquellas sensibles a la exposición ambiental adversa durante el envío para identificar cambios en la
integridad de la unidad desde que salió de la fábrica u otro punto de origen.
La fase de instalación de la vida útil de un transformador también es breve pero requiere ciertas pruebas de
campo seleccionadas (más allá de las que confirman la ausencia de daños en el transporte) para validar la
configuración correcta del transformador y sus accesorios, para confirmar el procesamiento adecuado y el
llenado de líquido del tanque. y para establecer una línea de base para futuras evaluaciones de condición
(consulte IEEE Std C57.93).
El período de servicio del ciclo de vida del transformador es la parte inferior de la curva de la bañera, un
período largo que tiene una baja tasa de fallas. Las pruebas de campo durante este período tienen como
objetivo identificar tendencias adversas en el envejecimiento del transformador y sus accesorios. Dichas
pruebas pueden basarse en el tiempo o las condiciones, según la recomendación del fabricante del
transformador y la filosofía del usuario. Cuando esté indicado, el usuario puede optar por realizar pruebas
“especiales” adicionales para confirmar la aparición de un envejecimiento significativo. Dicha
confirmación permite al usuario tomar medidas para restaurar componentes seleccionados o comenzar el
proceso para adquirir transformadores de reemplazo (consulte IEEE Std C57.140™-2006 [B44]). También
se pueden realizar pruebas de campo del período de servicio para validar la integridad del transformador
luego de la exposición a eventos de servicio normales y anormales, como fallas y sobretensiones por rayos
o cualquier evento que cause la actuación del relé de protección del transformador.
Durante el período de servicio del ciclo de vida de un transformador, se realizan actividades de
mantenimiento para ayudar a preservar su integridad y prolongar su vida útil. Las pruebas de campo
después de ciertas actividades de mantenimiento no pretenden identificar el envejecimiento, sino que
buscan confirmar que esas actividades lograron el resultado deseado, confirmar que los componentes o
accesorios nuevos o modificados funcionan correctamente, verificar que la unidad esté en su configuración
adecuada antes de ser volver al servicio y obtener datos que sirvan como nueva línea de base para futuras
evaluaciones.
Las siguientes subcláusulas describen los fundamentos de las pruebas individuales y brindan al usuario
orientación sobre su aplicabilidad e interpretación. Los usuarios deben tener en cuenta que las pruebas
descritas varían ampliamente en cuanto a la complejidad y el costo del equipo involucrado y la habilidad
del operador. Los usuarios deben considerar cuidadosamente estos datos (y los de las referencias), así como
la condición del transformador, para determinar si las pruebas deben ser realizadas por personal interno o
por una organización de servicios de pruebas.
Dada la naturaleza crítica de los transformadores de potencia y la avanzada edad de muchos de esos
activos, se están realizando importantes esfuerzos para avanzar en el monitoreo de condiciones (consulte
IEEE Std C57.143™-2012 [B45]) y tecnologías de diagnóstico. Se recomienda que los usuarios se
mantengan al tanto de dichos desarrollos a través de otras guías y estándares del IEEE, literatura técnica y
conferencias. La precisión de los resultados de las pruebas es fundamental cuando se comparan con los
resultados de las pruebas de referencia. Es imperativo que las pruebas se realicen en un
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de manera consistente con pruebas anteriores y siguiendo las instrucciones de los dispositivos de prueba
que se utilizan para realizar las pruebas.
5. Pruebas e información de mantenimiento.
5.1 Pruebas de mantenimiento recomendadas, según sea necesario y opcionales
La Tabla 1 es una recopilación de las pruebas de mantenimiento recomendadas, según sea necesario y
opcionales que normalmente se realizan en transformadores de potencia llenos de líquido durante su puesta
en servicio, mientras están en servicio y después de disparos de protección causados por una falla del
sistema o una falla interna.
Tabla 1: Cuadro de prueba de mantenimiento
prueba de
mantenimiento
Transformador de potencia lleno de líquido
Puesta en servicio
En-
serviciob
Después del viaje de
protección
debido a una falla del
sistema
protección
debido a falla interna
Tanque principal
Presión del tanque Optar Optar Optar REC
Prueba de terreno central REC UN UN REC
Pruebas de calidad del líquido
aislante.
y análisis de gases disueltos
(DGA)
REC REC UN REC
prueba de furano Optar Optar5 Optar REC
Vacío REC Optar Optar REC
Resistencia de aislamiento REC UN UN REC
Resistencia al viento REC UN UN REC
Relación de vueltas (grifos
DETC)
REC UN UN REC
Corriente de excitación REC UN UN REC
PF/Tan-Delta REC UN UN REC
Descarga parcial (PD) Optar Optar Optar Optar
Voltaje inducido Optar Optar Optar Optar
Análisis de respuesta de
frecuencia.
(FRA)
REC UN UN REC
Respuesta de frecuencia
dieléctrica
(DFR)
Optar Optar Optar Optar
Infrarrojo N / A REC N / A N / A
Cojinete
Resistencia de contacto Optar N / A N / A Optar
Infrarrojo N / A REC N / A N / A
PF/Tan-Delta REC REC UN REC
Continuidad REC N / A N / A REC
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Tabla 1—Tabla de pruebas de mantenimiento (continuación)
prueba de
mantenimiento
Transformador de potencia lleno de líquido
Puesta en servicio
En-
serviciob
protección
debido a una falla del
sistema
protección
debido a falla interna
Cambiador de tomas en carga (LTC) y cambiador de tomas desenergizado (DETC)
Pruebas de calidad del líquido
aislante.
y DGA para LTC
REC REC UN REC
Continuidad de contacto para
LTC
REC UN UN REC
Infrarrojos para LTC N / A REC N / A N / A
Firma actual del motor
análisis para LTC REC UN UN REC
Vibración y acústica.
medición para LTC Optar Optar Optar Optar
Pruebas dinámicas de voltaje
para
LTC
Optar Optar Optar Optar
Equipos auxiliares
Calibración de medidores REC REC Optar REC
Relé de presión de gas
calibración
REC REC Optar REC
Ventilación de alivio de
presión
REC REC Optar REC
Controles del ventilador de
refrigeración
REC REC Optar REC
Controles de la bomba de
enfriamiento
REC REC Optar REC
Pararrayos REC REC REC Optar
CT de casquillo REC UN UN UN
REC = Recomendado
AN = Según sea necesario según los resultados
de la prueba REC Opt = Opcional según los
resultados de la prueba AN N/A = No aplicable
a Unidades recién instaladas o reparadas antes de la energización.
b Es posible que sea necesario desenergizar y configurar adecuadamente los transformadores en servicio, según la prueba que se vaya a realizar. Las prácticas de mantenimiento basadas en la condición
(pruebas de calidad del aceite, DGA y furanos) se pueden llevar a cabo a intervalos regulares y la necesidad de otras pruebas depende de la condición evaluada de los transformadores de potencia y
distribución. Para transformadores de distribución herméticamente sellados, la primera ronda de pruebas después de la puesta en servicio puede basarse en el tiempo y, posteriormente, la frecuencia debe
depender de la condición evaluada.
c Después del disparo del transformador debido a fallas del sistema como sobrecorriente.
d Después del disparo del transformador debido a fallas internas como el disparo diferencial (antes de la reparación).
e Prueba de furano recomendada para transformadores elevadores de generador (GSU) y unidades operadas por encima de la placa de identificación.
5.2 Guía de aplicación y mantenimiento de transformadores de potencia EPRI
La Guía de aplicación y mantenimiento de transformadores de potencia de EPRI [B26] proporciona
información de mantenimiento relacionada con transformadores de potencia en plantas nucleares. Este
documento público incorpora una descripción técnica de los transformadores y un programa de
mantenimiento diseñado para ayudar a las plantas a evitar fallas en los transformadores. La guía cubre el
diseño y la construcción de componentes como información básica para el personal involucrado con
transformadores. También proporciona advertencias y precauciones relacionadas con el aumento de
temperatura, la pérdida de enfriamiento, el bajo nivel de líquido, la baja presión de gas y la mitigación de la
electrificación estática para ayudar a los usuarios a comprender cómo estos factores afectan la operatividad
y la vida útil del transformador.
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6. Seguridad
6.1 General
Las consideraciones de seguridad en las pruebas eléctricas se aplican no sólo al personal, sino también al
equipo y aparato de prueba que se prueba. Las siguientes pautas cubren muchos de los procedimientos
fundamentalmente importantes que se han considerado prácticos. Dado que es imposible cubrir todos los
aspectos en esta guía, el personal de pruebas también debe consultar IEEE Std 510; manuales de
instrucciones de los fabricantes; y regulaciones sindicales, empresariales y gubernamentales.
Los usuarios de esta guía son responsables de determinar y cumplir con las prácticas, leyes y requisitos
regulatorios apropiados de seguridad, protección, medio ambiente y salud y bienestar aplicables a su
ubicación, sistemas, equipos y operaciones.
6.2 Tipos de peligros
6.2.1 Peligros electricos
Hay tres peligros eléctricos principales (descarga eléctrica, arco eléctrico y explosión de arco) a los que el
personal de pruebas puede estar expuesto, particularmente si el transformador no está aislado
eléctricamente siguiendo los procedimientos adecuados como se menciona en la Cláusula 6.3. Pueden
existir otros peligros y el usuario debe tomar las precauciones necesarias. Una descarga eléctrica es el
contacto con equipos, conductores o partes de circuitos eléctricos energizados que provoca el flujo de
corriente eléctrica a través del cuerpo. La gravedad de la descarga está determinada por la cantidad de
corriente eléctrica, el tiempo total que fluye a través del cuerpo y por dónde fluye a través del cuerpo. Las
condiciones húmedas o mojadas o la piel sudorosa aumentan la posibilidad de sufrir una descarga eléctrica.
Como mínimo, se debe considerar el riesgo de descarga eléctrica con cualquier voltaje mayor o igual a 50
V. Las quemaduras en la piel también son otro resultado de una descarga eléctrica. También es posible el
daño interno causado por la corriente eléctrica que fluye a través del cuerpo; En caso de shock, el
trabajador debe informar el incidente y buscar atención médica.
Los equipos eléctricos que fallan y crean un arco eléctrico pueden exponer a un trabajador a un calor
extremo que causa quemaduras graves. Algunos peligros secundarios relacionados con un arco eléctrico
son los siguientes:
 Fuego
 Inhalación de humo tóxico de cobre vaporizado
 Presión sonora que podría dañar la audición.
 Luz de alta intensidad, ultravioleta e infrarroja que puede dañar la vista.
 Metal fundido que sale volando y puede causar lesiones.
La explosión de arco está asociada con la liberación de enormes presiones como resultado de una falla de
arco donde la corriente fluye a través del aire entre dos conductores o un conductor y tierra. Cobre
vaporizado, metal fundido, ondas de presión, metralla, ruido intenso y humo/gases tóxicos son algunos de
los resultados de una explosión de arco. Los peligros asociados con una explosión de arco son altas
presiones, sonido y metralla.
Los usuarios de esta guía deben seguir los requisitos y precauciones de seguridad contra incendios y otros
requisitos y precauciones de seguridad, incluidos, entre otros, el equipo de protección personal (PPE) y las
protecciones de las instalaciones, en relación con cualquier prueba o evaluación del equipo del
transformador.
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ADVERTENCIA
El equipo eléctrico debe considerarse energizado hasta que se demuestre que está desenergizado y
conectado a tierra. Ninguna persona debe comenzar a trabajar en piezas desenergizadas hasta que se haya
completado esta verificación.
Para disipar las cargas residuales, todos los terminales deben descargarse a
tierra después de que se hayan eliminado los voltajes de prueba.
6.2.2 Otros peligros
Al trabajar en un transformador, también se deben tener en cuenta los siguientes peligros adicionales al
planificar el trabajo y completar un análisis de peligros previo al trabajo:
 Caídas desde alturas: se debe considerar el uso de un arnés adecuado para brindar protección contra caídas.
 Espacio confinado: antes de ingresar, se debe confirmar que la atmósfera dentro del tanque es
adecuada para sustentar la vida. Esto debe comprobarse según las directrices y
procedimientos de la empresa o las instrucciones del fabricante.
 Ambientes exteriores y húmedos.
 Ciertos procedimientos de prueba podrían provocar un incendio; por lo tanto, se debe disponer
de equipos contra incendios no contaminantes antes de comenzar las pruebas que aplican
tensión dieléctrica al sistema de aislamiento del transformador.
 El voltaje puede exceder accidentalmente el máximo deseado durante la realización de
pruebas de alto voltaje (HV). Se puede conectar una separación esférica, ajustada para generar
chispas a un voltaje ligeramente superior al máximo deseado, a través de la fuente de voltaje
(consulte IEEE Std 4). Al seleccionar el valor adecuado de la resistencia en serie, la
separación se puede utilizar para proporcionar una señal de advertencia, para inhibir un
aumento adicional en el voltaje de prueba o para activar un disyuntor de sobrecorriente en el
circuito de suministro de energía.
 Las pruebas que se realizan en el transformador mientras el equipo está bajo vacío solo deben
realizarse con voltajes aplicados bajos. En estas condiciones la rigidez dieléctrica del sistema
se reduce significativamente. Consulte 6.6.3 para obtener más detalles.
6.3 Crear una condición de trabajo eléctricamente segura
6.3.1 Principios genéricos de seguridad
Durante la ejecución de las pruebas de transformadores se deben seguir los siguientes principios genéricos de seguridad:
 No se apresure al planificar o realizar el trabajo de prueba.
 Ningún trabajador debe comenzar ningún trabajo eléctrico hasta que comprenda
completamente las instrucciones recibidas, y en ninguna circunstancia esa persona debe
exceder esas instrucciones. Si alguna persona considera que las instrucciones dadas no se
pueden llevar a cabo de manera segura, esa persona debe remitir el asunto inmediatamente a
un supervisor apropiado.
 Ningún trabajador debe interferir con las conexiones a tierra, candados, etiquetas, señales de
peligro o advertencia, barreras de seguridad, banderas u otros dispositivos de seguridad.
 No trabaje en ningún equipo o circuito eléctrico donde el área esté húmeda o mojada hasta
que se coloque una estera de goma aislada y el circuito esté aislado y conectado a tierra.
 Utilice únicamente herramientas que estén debidamente aisladas y aprobadas.
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 No se deben usar artículos conductores de joyería y vestimenta (como correas de reloj,
pulseras, anillos, llaves, cadenas, collares, delantales metalizados, telas con hilo conductor o
tocados de metal).
 Los cuasi accidentes y los incidentes eléctricos (arco eléctrico y descargas eléctricas) se
informarán de inmediato. Estos incidentes deben investigarse a fondo, aprenderse lecciones e
implementarse recomendaciones.
 Durante la ejecución de una tarea, si se observa algún cambio en los procedimientos
planificados, detenga inmediatamente la tarea, piense y analice, evalúe el riesgo, controle el
riesgo y luego reanude el trabajo si corresponde.
 Se deberán utilizar señales de seguridad, símbolos de seguridad o etiquetas de prevención de
accidentes cuando sea necesario para advertir al personal sobre riesgos eléctricos que puedan
ponerlo en peligro. Se deben usar barricadas no conductoras junto con señales de seguridad
cuando sea necesario prevenir o limitar el acceso individual a áreas de trabajo que expongan a
personas a conductores energizados o partes de circuitos no aislados. Si las señales y
barricadas no brindan suficiente advertencia y protección contra riesgos eléctricos, se debe
colocar una persona de reserva/señalizadores para advertir y proteger a los empleados contra
el ingreso al área.
6.3.2 Pasos a seguir para crear una condición de trabajo eléctricamente segura
Antes de realizar cualquier trabajo de prueba, se debe evaluar una condición de trabajo eléctricamente
segura de acuerdo con los siguientes pasos:
 Determine todas las fuentes posibles de conexiones eléctricas al transformador específico.
Verifique los dibujos unifilares, los diagramas y las etiquetas de identificación actualizados
conforme a obra que correspondan.
 Después de interrumpir adecuadamente la corriente de carga, abra los dispositivos de
desconexión del transformador específico.
 Cuando sea posible, verifique visualmente que las cuchillas de los dispositivos de
desconexión estén completamente abiertas o que los disyuntores extraíbles estén retirados a la
posición completamente desconectada.
 Aplique dispositivos de bloqueo/etiquetado de acuerdo con un procedimiento establecido por la empresa.
 Utilice un detector de voltaje con clasificación adecuada para probar cada conductor de fase o
parte del circuito para verificar que estén desenergizados. Antes y después de cada prueba,
determine que el detector de voltaje esté funcionando satisfactoriamente. Prueba antes de
tocar.
 Cuando exista la posibilidad de voltajes inducidos o energía eléctrica almacenada, conecte a
tierra los conductores de fase o las partes del circuito antes de tocarlos. Cuando se pueda
anticipar razonablemente que los conductores o partes del circuito que se están
desenergizando podrían entrar en contacto con otros conductores o partes del circuito
energizados expuestos, aplique dispositivos portátiles de conexión a tierra clasificados para el
servicio de falla disponible.
 El uso de los terrenos de trabajo debe cumplir con las pautas establecidas por la empresa. Para
obtener más información, consulte ASTM F855-2009 [B20].
 El propietario del transformador debe emitir un Permiso de Trabajo Seguro al personal de
mantenimiento y pruebas.
 Antes de realizar cualquier prueba al transformador, se debe realizar una reunión en el lugar
de trabajo de las personas involucradas o afectadas por la prueba. El procedimiento de prueba
debe discutirse para que haya una comprensión clara de todos los aspectos del trabajo a
realizar. Se debe poner especial énfasis en los riesgos para el personal y las precauciones de
seguridad asociadas con estos riesgos. Además, se deben discutir los procedimientos y
precauciones para garantizar la producción de resultados de prueba significativos sin someter
la muestra de prueba a riesgos innecesarios.
 Se deben asignar responsabilidades para las diversas tareas involucradas en la realización de la prueba.
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6.4 Prácticas generales para la inspección interna.
Cuando sea necesario trabajar dentro de transformadores de potencia, los trabajadores deben conocer las
reglas y requisitos de su empresa y los códigos locales, estatales y nacionales con jurisdicción sobre el área
en la que se realiza el trabajo. El trabajo debe realizarse de acuerdo con dichas reglas, códigos y directrices
aplicables.
Se reconoce que diferentes organizaciones han interpretado dichas reglas, códigos y directrices para el
ingreso a espacios confinados de diferentes maneras y que los trabajadores también pueden interpretar
dichos códigos de maneras ligeramente diferentes. En ausencia de dicha orientación, o como nivel mínimo
de prácticas seguras, se recomiendan los siguientes elementos:
 Sólo los trabajadores que hayan sido capacitados y estén familiarizados con los
procedimientos de entrada a espacios confinados deben trabajar dentro de los
transformadores. La verificación de la atmósfera se detalla en 6.5.4.
 Los terminales del casquillo y el tanque del transformador deben estar conectados a tierra de
forma segura y los cables del transformador de corriente deben estar en cortocircuito.
 Al menos una persona debe permanecer fuera del transformador mientras otras trabajan en el
interior. Esta persona deberá mantenerse en contacto visual o audible con los trabajadores del
interior. Si un trabajador que está adentro pierde el conocimiento, el trabajador externo debe
llamar a los rescatistas de emergencia y nunca entrar al transformador para intentar sacar al
trabajador caído.
 Deben eliminarse los riesgos de hundimiento. No se recomienda ingresar al tanque de un
transformador sin antes drenar completamente el líquido aislante. Si se realiza una inspección
sin retirar el líquido, se deben tomar medidas para eliminar la posibilidad de caer al líquido
aislante. Si los tanques conservadores, radiadores, refrigeradores, tuberías u otras secciones
del transformador han sido aislados por válvulas pero no drenados, y la cantidad de líquido en
estas áreas es suficiente para engullir al trabajador, las válvulas utilizadas para aislar estas
secciones deben cerrarse con llave. en la posición cerrada.
6.5 Medidas de control generales sugeridas
De conformidad con las normas internacionales y nacionales sobre sistemas de gestión de seguridad y salud
en el trabajo, se deben practicar los siguientes principios como medidas de control preventivas y protectoras
para ayudar a proteger al personal de los riesgos de la electricidad:
 Elimine el peligro: desenergice todas las fuentes posibles.
 Utilice controles de ingeniería siempre que sea posible.
 Sustituir sistemas de trabajo más seguros, por ejemplo, otros materiales, procesos o equipos.
 Mantener el transformador siguiendo estrategias de mantenimiento preventivo, predictivo y
centrado en la confiabilidad.
 Proporcionar controles administrativos: capacitación técnica y de seguridad eléctrica, proceso
de permisos y procedimientos de trabajo seguros.
 Proporcionar EPP, incluyendo medidas para su uso y mantenimiento adecuados.
Los trabajadores eléctricos deben estar protegidos contra lesiones debidas a descargas eléctricas y riesgos
de arco eléctrico mediante equipo de protección clasificado para el trabajo a realizar. El EPP específico
para electricidad y otros equipos de protección deben tener un diseño seguro y estar fabricados para las
partes específicas del cuerpo que se van a proteger. Los EPP específicos para electricidad y otros equipos
de protección solo deben considerarse como última línea de defensa cuando se trata de mitigar la
exposición a peligros eléctricos.
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ADVERTENCIA
No intente rescatar a una víctima de un incidente sin antes desenergizar el sistema eléctrico y
proteger adecuadamente a la persona que intentará rescatar a la víctima.
Puede ser necesario el uso de un palo caliente de rescate.
Las líneas eléctricas aéreas pueden presentar un desafío cuando se trabaja cerca de ellas. Es fundamental
que los trabajadores comprendan que incluso los límites de aproximación cercanos pueden producir riesgos
de descargas mortales. Teniendo esto en cuenta, cabe señalar que las líneas eléctricas aéreas deben
considerarse energizadas hasta que la empresa de servicios eléctricos confirme e indique lo contrario.
Los trabajadores deberían recibir formación periódica sobre los procedimientos de prueba. Es necesaria la
formación del personal en métodos aprobados de reanimación, incluida la cardiopulmonar.
6.5.1 Lista de posibles prácticas operativas estándar de una única organización y
códigos de referencia
 Práctica operativa estándar de una sola organización sobre el Sistema de Manejo de Información (IHS)
 Prácticas operativas estándar de una sola organización sobre equipos eléctricos de protección
del personal específicos
 Prácticas operativas estándar de una sola organización sobre Permiso de Trabajo Seguro
 Prácticas operativas estándar de una sola organización sobre bloqueo/etiquetado de equipos y
sistemas
 Prácticas operativas estándar de una sola organización en materia de notificación e investigación de
incidentes
 Código Eléctrico Nacional® (NEC®) (NFPA 70®, edición 2011) [B60]
 OSHA 29CFR1910, Normas de salud y seguridad ocupacional [B64]
 NFPA 70E®-2012 Norma para seguridad eléctrica en el lugar de trabajo® [B61]
 Normas ASTM aplicables
6.5.2 Precauciones
Al realizar pruebas, se deben tomar precauciones para evitar que el personal entre en contacto con circuitos
energizados. Se puede colocar un observador para advertir al personal que se aproxima y se le pueden
proporcionar medios para desactivar el circuito. Los medios pueden incluir un interruptor para apagar la
fuente de energía y poner a tierra el circuito hasta que se disipen las cargas almacenadas.
6.5.3 Señales de advertencia y barreras
El área de prueba puede estar marcada con señales y cinta adhesiva fácilmente visible. Las señales de
advertencia deberán cumplir con los requisitos de organismos rectores como la Administración de Salud y
Seguridad Ocupacional (OSHA) en los Estados Unidos. Las señales de peligro, advertencia y precaución
deben seguir el formato y la convención proporcionados por las reglas NEMA Z535.4-2011 [B58] o OSHA
1910.145 [B64].
6.5.4 Atmósfera dentro del tanque
Antes de la entrada, se debe confirmar que la atmósfera dentro del tanque es adecuada para sustentar la
vida. Esto debe comprobarse según las directrices y procedimientos de la empresa o las instrucciones del
fabricante.
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6.6 Aparato
6.6.1 Equipo contra incendios
Ciertos procedimientos de prueba podrían provocar un incendio; por lo tanto, se debe disponer de equipos
contra incendios no contaminantes antes de comenzar las pruebas que aplican tensión dieléctrica al sistema
de aislamiento del transformador.
6.6.2 Sobretensión
El voltaje puede exceder accidentalmente el máximo deseado durante la realización de pruebas de alta
tensión. Se puede conectar una separación esférica, ajustada para generar chispas a un voltaje ligeramente
superior al máximo deseado, a través de la fuente de voltaje (consulte IEEE Std 4). Al seleccionar el valor
adecuado de la resistencia en serie, la separación se puede utilizar para proporcionar una señal de
advertencia, para inhibir un aumento adicional en el voltaje de prueba o para activar un disyuntor de
sobrecorriente en el circuito de suministro de energía.
6.6.3 Pruebas al vacío
Algunos usuarios tienen la práctica de tomar mediciones de resistencia de CC bajo vacío mientras realizan
secados para determinar la temperatura del aislamiento. Se debe tener precaución cuando se realizan
pruebas en el transformador mientras el equipo está bajo vacío. La rigidez dieléctrica del sistema se reduce
significativamente en estas condiciones; sólo se debe utilizar un voltaje suficientemente bajo; Consulte con
el fabricante para obtener el nivel de voltaje o las acciones recomendadas.
6.6.4 Descargadores de sobretensiones
Si se espera que el voltaje de prueba se acerque o supere el voltaje de operación de cualquier descargador
de sobretensiones montado en un transformador, los descargadores deben desconectarse antes de energizar
el transformador con el voltaje de prueba. Esto evita daños al pararrayos y la limitación de la tensión de
prueba debido al funcionamiento del pararrayos.
7. Pruebas y técnicas de prueba.
7.1 Inspecciones generales periódicas
El propósito de una inspección de mantenimiento es evaluar la condición del transformador y comunicar
estos hallazgos al personal apropiado. Inspección periódica de transformadores de potencia y sus
accesorios.
ADVERTENCIA
Después de retirar la tapa de acceso/registro, no se debe ingresar al transformador hasta que el gas de
transporte (incluido el aire seco) esté completamente purgado con aire seco respirable que tenga un punto
de rocío máximo de –45 °C. El contenido de oxígeno debe estar entre el 19,5% y el 23% antes de entrar al
tanque. Los niveles de monóxido de carbono también deben controlarse a un nivel inferior a 25 ppm. El
nivel explosivo inferior debe ser inferior al 20%. La sustitución del gas por aire seco es necesaria para
proporcionar suficiente oxígeno para sustentar la vida. Si la unidad se envió inicialmente en nitrógeno
seco, existe la posibilidad de que queden bolsas de nitrógeno atrapadas. En este caso, se debe mantener un
vacío suficiente durante un período de tiempo predeterminado y liberar el vacío con y
rellenado con aire seco respirable.
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ADVERTENCIA
Algunos elementos de inspección pueden estar cerca de las conexiones de la línea del transformador. Sólo
se debe permitir la entrada a esta zona a personal eléctricamente cualificado.
ADVERTENCIA
No intente nada de lo siguiente con el transformador todavía en funcionamiento. Siempre desenergice
el transformador y los auxiliares (ventiladores, bombas y gabinete de control) antes de realizar estas
inspecciones.
El incumplimiento de estas precauciones puede causar daños al equipo y lesiones personales.
contribuye a su funcionamiento sin problemas. Estos procedimientos pueden identificar problemas
potenciales antes de que se vuelvan lo suficientemente graves como para causar interrupciones en el
equipo.
Los siguientes son los elementos de inspección rutinarios y programados para transformadores y equipos
asociados en la subestación. Las frecuencias de inspección varían según el cuidado sugerido por el
fabricante, el riesgo y la complejidad del equipo y las prácticas y procedimientos de mantenimiento propios
del usuario.
7.1.1 Inspecciones de rutina
Verifique y registre lo siguiente:
 Tensión de línea y corriente de carga.
 Temperatura del líquido aislante, temperatura del devanado y temperatura ambiente, según
corresponda. Los indicadores de pico deben registrarse y restablecerse.
 Niveles de líquido aislante del tanque principal y compartimentos llenos de líquido
 Presión de gas nitrógeno para transformadores cubiertos
 Posibles fugas en el transformador si el indicador de nivel de líquido permanece en o cerca de
cero pero el nivel de líquido real varía. Esta es una verificación de mantenimiento importante
que verifica la integridad del sello del transformador.
 Radiadores para limpieza y ausencia de obstrucciones
 Conexiones de radiadores, juntas de tuberías atornilladas, puertos de acceso atornillados y
válvulas para detectar signos de fuga de líquido aislante.
 La conexión a tierra y las barras colectoras de cobre todavía están en su lugar y no han sido robadas.
 Estado de los controles, relés y cableado.
 Estado del gel desecante
 Lecturas de contador del cambiador de tomas de carga, disyuntores, reconectadores
automáticos y desconexiones.
 Funcionamiento de ventiladores de refrigeración y bombas de circulación de líquido aislante,
cuando estén instalados. Cuando se instalan controles automáticos, deben dejarse en la
configuración automática.
 Evidencia de actividad animal.
 Resultados obtenidos al realizar un análisis de gases combustibles líquidos aislantes y gases
disueltos (DGA)
 Evaluación de temperatura por infrarrojos en tanques, casquillos, LTC y gabinete de control
7.1.2 Inspecciones programadas en desenergización
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 Examine visualmente los casquillos, los pararrayos y los accesorios de interconexión en busca
de grietas, suciedad, fugas de líquido aislante, corrosión excesiva y signos de
sobrecalentamiento o seguimiento eléctrico. Limpie las zonas contaminadas con un paño
suave y un disolvente adecuado. Luego, seca el área con un paño.
 Revise las conexiones de los radiadores, las uniones atornilladas de las tuberías, los puertos de
acceso atornillados y las válvulas para detectar signos de fuga de líquido aislante. Apriete los
accesorios sueltos y repare las fugas de líquido aislante.
 Examine las válvulas de la bomba en busca de evidencia de fugas alrededor de los sellos del
casquillo. Cierre y abra el brazo operativo de la trampilla. Debería haber alguna restricción en
el movimiento del brazo de la aleta si la empaquetadura está apretada adecuadamente. Apriete
la tuerca del prensaestopas si es necesario.
 Si el transformador está equipado con un cambiador de tomas en carga, inspeccione el
cambiador de tomas para verificar que funcione correctamente. El fabricante suele
proporcionar información detallada sobre los procedimientos de inspección y la frecuencia de
inspección del cambiador de tomas.
 Inspeccione los respiraderos y las pequeñas aberturas de las rejillas en las válvulas de alivio
de presión o en un respiradero de presión y vacío para asegurarse de que estén limpios y en
condiciones de funcionamiento.
 Si el transformador está equipado con un conservador o un sistema de preservación del
líquido aislante, retire el respiradero del tanque de expansión y verifique si hay fugas de
líquido aislante hacia la vejiga. El procedimiento para realizar esta inspección suele venir
explicado en las instrucciones del fabricante.
 Examine el acabado de pintura en el tanque principal (particularmente alrededor de las juntas
soldadas) y en los accesorios como radiadores, refrigeradores y tuberías asociadas. Verifique
si la pintura se está pelando o agrietando y si hay evidencia de óxido. Limpie las áreas
afectadas con un cepillo de alambre y luego limpie con un paño limpio y seco. Pinte el área
con una imprimación de retoque y una capa de acabado exterior adecuada.
7.2 Tanque principal (parte activa)
7.2.1 General
Casi todos los equipos eléctricos están contenidos en algún tipo de tanque. Este tanque proporciona
protección mecánica al equipo y también actúa como depósito del líquido aislante que rodea el equipo.
Adjuntos al tanque hay varios casquillos, accesorios y dispositivos asociados. Los tipos y la cantidad de
estos dispositivos conectados al tanque varían según el tamaño, la clase de voltaje y el uso del equipo.
Generalmente un dispositivo proporciona una de tres o más funciones. Los más comunes son los siguientes:
 Una indicación visual de una condición o estado.
 Una indicación de alarma de alguna anomalía.
 Un beneficio para el rendimiento eléctrico del equipo.
7.2.2 conservadores
Los conservadores son recipientes normalmente situados a una altura superior a la tapa del tanque. Sin
embargo, pueden ubicarse en una estructura inmediatamente adyacente al tanque. La parte inferior del
conservador está elevada por encima de la parte superior de las torretas y está conectada al tanque mediante
tuberías. Este posicionamiento permite que el líquido aislante en el tanque permanezca a una presión
positiva con respecto a la atmósfera. Generalmente hay una válvula en línea con el tanque del
transformador y un indicador de nivel de líquido en el costado del recipiente. El nivel de aceite debe estar
por encima de las torretas que tienen tuberías de ventilación, o el evaluador debe verificar que las torretas
de los bujes estén purgadas para confirmar que no haya gases atrapados. Un conservador proporciona un
depósito de fluido para las variaciones en el líquido aislante a medida que aumenta la temperatura del
líquido aislante. Funcionalmente actúa como vaso de expansión del líquido aislante del depósito.
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Básicamente existen tres tipos de sistemas conservadores. El sistema de “respiración libre” es el más
antiguo de estos tipos. El nivel del líquido sube y baja con la temperatura del equipo y el líquido aislante
está constantemente expuesto a la atmósfera. Algunos conservadores de respiración libre pueden emplear
respiraderos deshidratantes del tipo desecante o refrigerante. Los otros dos tipos de conservadores evitan
que el líquido aislante entre en contacto con la atmósfera. El tipo más nuevo utiliza una celda de aire (a
veces denominada vejiga), que es una gran envoltura similar a un globo ubicada dentro del conservador. A
medida que el nivel del líquido en el conservador sube y baja, el aire es expulsado o aspirado hacia la celda
de aire. El tipo más antiguo tiene un diafragma unido al interior de la pared del recipiente conservador que
se eleva con la expansión del líquido aislante del equipo. Se pueden utilizar respiradores deshidratantes
para evitar que la humedad se acumule en el espacio de aire del conservador con vejiga o diafragma.
Los controles deben realizarse de acuerdo con el siguiente procedimiento:
Procedimiento:Se debe registrar el nivel de líquido indicado en el indicador de nivel de líquido en el
costado del recipiente conservador. Esta lectura debe realizarse con respecto a la marca de 25 °C en el
manómetro. Luego se debe registrar la temperatura máxima del aceite del equipo. La lectura superior de la
temperatura del aceite debe usarse para corregir la lectura del indicador de nivel de líquido. El nivel
corregido resultante debe estar en el rango normal (25 °C). Si no hay medidores disponibles, se puede
utilizar un método de “varilla medidora” para usar un medidor externo para confirmar el nivel de aceite. Al
colocar la varilla medidora en la bolsa del conservador, no debe haber aceite presente en el lado del aire ni
en el exterior de la vejiga. Si esto existe, la vejiga está rota y debe ser reemplazada.
Interpretación:Si el nivel corregido es normal, no debería ser necesaria ninguna acción adicional. Si el
nivel corregido está sustancialmente por encima o por debajo del nivel normal, se deben volver a verificar
las mediciones y cálculos. Si los resultados son iguales, puede ser necesario agregar o quitar, según sea el
caso, algo del líquido aislante del equipo. El usuario debe consultar las recomendaciones del fabricante.
Además, se debe determinar la causa de cualquier nivel incorrecto y se deben tomar medidas correctivas
antes de tomar cualquier otra acción. Generalmente el nivel corregido debe permanecer bastante constante a
menos que haya una fuga de líquido aislante, etc.
Precauciones:El líquido aislante para pruebas de diagnóstico generalmente se toma como muestra en un
transformador energizado. De lo contrario, nunca se debe agregar ni quitar líquido aislante de un
transformador energizado, excepto en las circunstancias más extremas, y sólo con gran conocimiento y
cuidado.
7.2.3 Prueba de vacío del tanque
7.2.3.1 General
Los tanques de transformadores están diseñados para soportar un nivel específico de vacío. Este nivel de
resistencia al vacío depende del tipo y tamaño de la unidad. Antes de las pruebas de fábrica, los tanques de
los transformadores se someten a vacío durante la etapa de fabricación y nuevamente se verifican durante la
etapa final de llenado del líquido aislante. Los transformadores grandes enviados con aire seco o nitrógeno
nuevamente necesitan aplicación de vacío cuando se reciben en el sitio y como parte del proceso de
energización. La función principal de la aplicación de vacío es eliminar el aire atrapado y la humedad del
aislamiento y permitir que el aislamiento alcance su rigidez dieléctrica total. Antes de la aplicación de
vacío, se debe consultar el manual de instrucciones del fabricante y seguir las precauciones necesarias
según lo sugerido.
7.2.3.2 Precauciones
Asegúrese de que el tanque, incluidos los accesorios (incluido el tanque conservador, los radiadores, las
bombas, las válvulas asociadas y el equipo de monitoreo), sean adecuados para la aplicación de vacío. Si
algún accesorio no está diseñado para resistir el vacío, es necesario retirarlo y taparlo.
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Asegúrese de que la aplicación de LTC o la ecualización de presión sean adecuadas. Los LTC con tableros
de barrera separados, si no son adecuados para vacío total, también deben igualarse la presión para evitar
daños a los tableros de barrera.
Asegúrese de que no se hayan realizado conexiones rígidas a pasatapas, aisladores y pararrayos.
7.2.3.3 Prueba de tasa de fuga de vacío
Después de ensamblar todas las piezas, selle el tanque para que no haya fugas durante la aplicación de
vacío. Aplique vacío según lo especificado por el fabricante; Las unidades grandes pueden estar sujetas a
un nivel de vacío de 1 torr o menos. Mantener el vacío durante 4 h. Asegure la válvula de vacío en el
tanque del transformador. Espere 5 minutos y registre cualquier aumento de presión. A los 10 min, mida el
cambio en la presión del tanque. Si el aumento de vacío excede los límites del fabricante o los límites de la
compañía operadora, se deben corregir las fugas y repetir la prueba. Después de una prueba exitosa de tasa
de fuga de vacío, continúe con el tiempo de vacío designado para el llenado de líquido.
Al final de las 4 h, las paredes de la placa del tanque no deberían tener ninguna deflexión apreciable. Si se
observa, la desviación debe discutirse con el fabricante.
7.2.4 punto de rocío
El punto de rocío se trata en el Anexo D.
7.2.5 Líquido aislante
7.2.5.1 General
Los líquidos aislantes utilizados en transformadores, reguladores y reactores actúan como fluido aislante y
medio de transferencia de calor para eliminar el exceso de calor generado por las pérdidas de los equipos de
energía. Las pruebas enumeradas en la Tabla 2 miden las propiedades utilizadas para determinar la
condición de un líquido. ASTM publica un resumen de estas pruebas y su utilidad (ver ASTM D117 [B1]).
El IEEE publica guías que utilizan los resultados de estas pruebas para determinar la condición de los
líquidos aislantes de aceite mineral, silicona, hidrocarburos menos inflamables y ésteres naturales y
sintéticos envejecidos en servicio y el diagnóstico de equipos eléctricos según la condición del líquido
aislante (consulte IEEE Estándar C57.106™ [B39], Estándar IEEE C57.111™ [B40], Estándar IEEE
C57.121™ [B42], Estándar IEEE C57.147™ [B46]).
Las técnicas de muestreo para estos métodos de prueba (consulte ASTM D923 [B3]) deben garantizar que
la muestra tomada sea representativa del líquido aislante contenido dentro del equipo. Existen
contaminantes naturales dentro del cuerpo de las válvulas de muestreo; por lo tanto, para mantener la
integridad de la muestra, las válvulas deben lavarse antes de realizar la extracción.
Se debe confirmar la existencia de una presión positiva en el tanque antes de intentar obtener una muestra.
De no hacerlo, se puede producir que una burbuja de gas ingrese al tanque y cree una ruptura dieléctrica
inmediata mientras se mueve hacia arriba o una ruptura latente al quedar atrapada en los devanados. Esta
condición puede resultar en la falla prematura y violenta del equipo.
Se debe extraer una muestra suficientemente grande para que haya suficiente líquido aislante disponible
para realizar las pruebas deseadas. Por lo general, 0,95 L (1 cuarto de galón) es suficiente. La Tabla 2
proporciona los volúmenes de líquido aislante necesarios para las pruebas individuales. Se deben utilizar
recipientes de muestra y procedimientos de muestreo adecuados para garantizar una muestra de prueba
representativa (consulte ASTM D923 [B3]).
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dieciséis
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Tabla 2 —Volumen mínimo de líquido para cada prueba
Propiedad
ASTM
prueba estándar
Cantidad
de líquido aislante (mL)
Examinación visual D1524 [B10] 10
Sedimentos y lodos D1698 [B12] 50
Color D1500 [B9] 125
Tensión de ruptura dieléctrica D1816 [B13]/D877 [B2] 500
Factor de disipación D924 [B4] 250
Contenido de agua D1533 [B11] 50
Numero de acido D974 [B6] 20
Contenido de PCB D4059 [B16] 10
Tensión interfacial D971 [B5] 20
Densidad relativa D1298 [B8] 125
furano D5837 [B17] 40
recuento de partículas D6786 [B18] 100
azufre corrosivo D1275 [B7] 500
Inhibidor de oxidación D2668 [B14] 20
Gases disueltos D3612 [B15] 50
Total: 1870
NOTA: En general, se ha descubierto que las cantidades enumeradas son necesarias para los procedimientos de prueba.
Dado que algunos fabricantes de equipos fabrican contenedores más grandes, se debe consultar al laboratorio de
pruebas antes del muestreo para garantizar que el volumen de la muestra sea el adecuado.
En la mayoría de los casos, la muestra debe transportarse al laboratorio en un recipiente limpio y seco.
Debe evitarse la exposición prolongada a la luz solar directa o la contaminación por humedad atmosférica
excesiva. Muchos de los volúmenes de líquido para las mediciones especificadas en la Tabla 2 no están
estandarizados. Sin embargo, se ha descubierto que los valores enumerados son prácticos y se utilizan
comúnmente.
El aceite mineral en servicio podrá clasificarse en los siguientes grupos con base en la evaluación de las
características; hay más detalles en 7.2.5.2 a 7.2.5.11:
a) Grupo I: aceite mineral que se encuentra en condiciones satisfactorias para su uso continuo.
b) Grupo II: aceite mineral que solo requiere reacondicionamiento para servicio adicional
c) Grupo III: aceite mineral en mal estado (dicho líquido aislante debe recuperarse o eliminarse según
consideraciones económicas)
d) Grupo IV: Aceite mineral en tan mal estado que técnicamente es aconsejable eliminarlo
Las pruebas deben realizarse al menos una vez al año, pero con mayor frecuencia si el equipo está ubicado
estratégicamente en el sistema.
7.2.5.2 Numero de acido
La prueba del índice de acidez (ASTM D974 [B6]) determina los componentes de degradación ácida en
líquidos aislantes envejecidos en servicio.
Esta prueba debe usarse para indicar el cambio relativo en un líquido aislante durante su uso en condiciones
oxidantes. La acidez se mide por el número de ácido (neutralización), expresado como la cantidad de
miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar el ácido en un gramo de líquido aislante.
Los líquidos aislantes de grado transformador contienen sólo trazas de componentes ácidos cuando son
nuevos; El índice de acidez aumenta a medida que se degrada el líquido aislante. Un líquido aislante usado
que tiene un índice de acidez alto indica que el líquido aislante está oxidado o contaminado con materiales
tales como barniz, pintura u otra materia. En algunos líquidos aislantes, esta condición puede ser indicativa
de formación de lodos. No existe una correlación directa entre el índice de acidez y la tendencia corrosiva
del líquido aislante hacia los metales en instalaciones eléctricas.
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equipo de poder. Los ácidos de cadena corta son perjudiciales para los sistemas de aislamiento y pueden
inducir la oxidación de los metales cuando también hay humedad. Los cambios ocurren durante largos
períodos de tiempo. Los niveles elevados no son indicativos de un problema en el equipo, sino de una
amenaza potencial a los componentes internos del equipo.
Los valores máximos recomendados de índice de acidez para diferentes tipos de líquido aislante se dan en la Tabla 3.
Tabla 3: Valores de índice de acidez aceptables para líquidos aislantes nuevos y en servicio
por clase de voltaje
Tipo de líquido aislante
Clase de
tensión
(kV)
Número de acidez (mg KOH/g), máximo
Mineral
oila LFHb Siliconac
Natural
esterdo
Nuevo líquido aislante en nuevos
equipos.
— 0,015 0,03 0,01 0,06
Líquido aislante envejecido
— — 0,20 0,2 —
 69 0,20 — — 0.3
> 69 a < 230 0,15 — — 0.3
 230 0,10 — — 0.3
a Consulte la norma IEEE C57.106-2006 [B39].
b Consulte la norma IEEE C57.121-1998 [B42].
c Consulte la norma IEEE C57.111-1989 [B40].
d Consulte IEEE Std C57.147-2008 [B46] (algunos de estos valores son provisionales; consulte la norma para obtener información adicional).
7.2.5.3 Inspección visual y color.
La inspección visual y las pruebas de color cubren la estimación, durante una inspección de campo, del
color y la condición (agua libre o sedimentos como partículas metálicas, lodos insolubles, carbón, fibras,
suciedad, etc.) de una muestra de líquido aislante (ASTM D1524 [B10 ]) y una determinación del color en
laboratorio más precisa (ASTM D1500 [B9]).
La observación de turbiedad, partículas de aislamiento, productos de corrosión del metal u otros materiales
suspendidos indeseables, así como cualquier cambio inusual de color, debe ir seguida de un examen y
análisis de laboratorio para un diagnóstico adecuado. Si hay contaminantes insolubles presentes en el
líquido aislante, se puede obtener información valiosa sobre el estado del transformador y sus componentes
filtrando el líquido aislante e identificando el residuo. En última instancia, se pueden incorporar otras
pruebas para ayudar en el diagnóstico del problema potencial.
El color se utiliza para indicar el cambio relativo en el líquido aislante durante el uso y se expresa mediante
un valor numérico o una descripción del color basada en la comparación con una serie de estándares de
color. No debería existir una correlación directa entre un cambio en el color del líquido aislante y un
problema específico dentro del equipo. Los cambios normalmente ocurren durante largos períodos de
tiempo. Un número que aumenta rápidamente debería ser indicativo de un cambio dramático en las
condiciones operativas y generalmente precede a otros indicios de un problema. Un número de color alto
ocurre en combinación con la presencia de deterioro o contaminación del líquido aislante, o ambos.
La interpretación del color del aceite aislante mineral se da en la Tabla 4.
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