Los transformadores son máquinas estáticas de inducción que transforman el voltaje de un nivel a otro, conservando la forma de onda y frecuencia mediante un campo magnético. Su confiabilidad es importante para la disponibilidad del servicio eléctrico y los costos. Se recomiendan programas de mantenimiento preventivo y predictivo para detectar fallas, incluyendo análisis de aceite y aislamientos, y monitoreo remoto de variables para evaluar la condición del equipo.

1. REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
INSTITUTO UNIVERSITARIO DE TECNOLOGIA
ANTONIO JOSE DE SUCRE
EXTENSION SAN FELIPE
Participante:
Angel Di yesi
C.I.:27.529.915
Escuela: 70
Docente: Ing. Jesús Medina.

2. Los transformadores son maquinas
estáticas de inducción, su función es
transformar el voltaje de un nivel a
otro, conservando la forma de onda
y frecuencia, mediante la acción de
un campo magnético.
Hoy en día los transformadores están presentes en múltiples en
múltiples sectores siendo piezas fundamentales incluso en procesos
críticos.
Los transformadores de potencia se cuentan entre los equipos más
importantes de una subestación y su confiabilidad no sólo afecta la
disponibilidad del servicio, sino también la parte económica de una
empresa dado su elevado costo y las características especiales para
reponerlo

3. Análisis
Un transformador puede resultar dañado
por fallas causadas por humedad, agua,
oxígeno, calor, contaminación externa,
vibraciones, sobre voltajes, y elevados
esfuerzos eléctricos, o también por
fenómenos de origen eléctrico,
electrodinámico, electromagnético,
dieléctrico, térmico o mecánico.
1) Estado de las partes activas
• Análisis de los gases disueltos en
el aceite del transformador: el
análisis por cromatografía de gases
disueltos en el aceite, es el único
que permite una detección precoz
de averías en las partes activas del
equipo (fallas térmicas, eléctricas).
2) Estado del aislamiento del fluido
• Análisis de los fluidos del transformador.
• Análisis de la rigidez
• Análisis del contenido en agua
• Análisis del índice de acidez:

4. 3) Estado de contaminación por PCB
• Búsqueda de PCB en los aceites minerales:
 permite cuantificar la posible contaminación del aceite del transformador
por PCB debida a manipulación, complementos no adecuados, una
presencia inicial (equipos antiguos).
• Búsqueda de hidrocarburos: la presencia de altos niveles de
hidrocarburos puede afectar a la característica de inflamabilidad. Tras un
tiempo, el aceite se vuelve inflamable.

5. cuando los aislamientos celulósicos se
degradan, se aparecen unos
compuestos denominados “derivados
furánicos”, disueltos en el aceite del
transformador.
Así, a partir de una muestra de aceite,
es posible conocer el nivel de
degradación de los aislamientos. Este
análisis permite diagnosticar la posible
degradación del material celulósico
(en especial, el papel de revestimiento
de las bobinas) y se realiza, por
norma general, en los
transformadores de 20 años o más
sometidos a otros análisis cuyos
resultados hacen presumir la
presencia de degradación.
4) Estado de aislamiento celulósico
• Análisis de los derivados furánicos:

6. Un transformador puede resultar dañado por fallas causadas por humedad,
agua, oxígeno, calor, contaminación externa, vibraciones, sobre voltajes, y
elevados esfuerzos eléctricos, o también por fenómenos de origen eléctrico,
electrodinámico, electromagnético, dieléctrico, térmico o mecánico. Sus
consecuencias pueden ser catastróficas, por lo que se recomienda la
implementación de programas de mantenimientos sistemáticos, preventivos,
predictivos y correctivos, dependiendo de la complejidad y del acceso que se
tenga a las unidades.

7. Dentro de las buenas prácticas
asociadas al mantenimiento de estos
equipos, el especialista de ABB PGTR
Service sugiere considerar el
monitoreo remoto y la evaluación de
variables físicas on-line. “Los sistemas
de control modernos, tales como el
control electrónico de
transformadores, sensores multaras
en tiempo real, y los sensores de
temperatura, presión, burbuja y nivel
de aceite, no buscan únicamente la
detección de las fallas, sino también la
recolección de datos de evaluación de
tendencias que son necesarias para el
estudio y análisis de condición de
estado del equipo”, afirma.

8. • Relación de transformación.
Razón de transformación K
La relación de transformación del
transformador (K) o también llamada la razón de
transformación (K) es el valor del cociente que
resulta de dividir la cantidad de espiras del
bobinado primario (N1) entre la cantidad de
espiras del bobinado secundario (N2). Entonces
K= N1/N2
En un transformador al vacío (que no tiene carga
conectada al bobinado secundario), las fuerzas
electromotrices inducidas (E1 y E2) guardan una
relación directa, por lo que también se puede
determinar la relación de transformación con E1 y
E2. Entonces: K= E1/E2

9. La prueba de resistencia de aislamiento se realiza en fábrica, después de que el
transformador ha terminado su proceso de secado y se encuentra a una temperatura
entre 0 y 40 ºC. Esta prueba sirve, básicamente, para determinar la cantidad de
humedad e impurezas que contienen los aislamientos del transformador.
La prueba se efectúa con aparato conocido como medidor de resistencia de
aislamiento y comúnmente llamado “MEGGER”, a una tensión de 1000 volts, durante 10
minutos.
El análisis de resultados se realiza con los valores obtenidos y corregidos a 20 ºC; el
criterio de aceptación o rechazo es fijado por el fabricante.
Prueba de aislamiento

10. Se utiliza para evaluar el estado
de la ruta de paso de corriente
entre los terminales de los
pasatapas del transformador .
Al ejecutar esta prueba, el
personal de pruebas debe tener
presente que el devanado de un
transformador es un inductor
Las medidas de resistencia de devanados de transformadores presentan un desafío
particular dentro de las medidas de resistencia de los equipos eléctricos, debido a la
naturaleza altamente magnéticas de los bobinados.
Las medidas de resistencias devanados se utilizan para verificación tanto fabrica como en
campo.