INTITUTO TECNOLOGICO DE MINATITLAN
ASIGNATURA:
SUBESTACIONES ELECTRICAS
TEMA: UNIDAD 4 “PRUEBA DE RUTINA A TRANSFORMADORES”
CATEDRATICO:
ING. CONSTANCIO TORRES SANTIAGO
PRESENTA:
VALDIVIESO GALVEZ JESUS ABRAHAM
NUM. DE CONTROL:
08230712
MINATITLAN VER. A 25 DE ABRIL DEL 2012
4. PRUEBA DE RUTINA A TRANSFORMADORES La invención del transformador, data del año de 1884 para ser aplicado en los sistemas de transmisión que en esa época eran de corriente directa y presentaban limitaciones técnicas y económicas. El primer sistema comercial de corriente alterna con fines de distribución de la energía eléctrica que usaba transformadores, se puso en operación en los Estados Unidos de América. En el año de 1886 en Great Barington, Mass., en ese mismo año, al protección eléctrica se transmitió a 2000 volts en corriente alterna a una distancia de 30 kilómetros, en una línea construida en Cerchi, Italia. A partir de esta pequeñas aplicaciones iniciales, la industria eléctrica en el mundo, ha recorrido en tal forma, que en la actualidad es factor de desarrollo de los pueblos, formando parte importante en esta industria el transformador. El transformador, es un dispositivo que no tiene partes móviles, el cual transfiere la energía eléctrica de un circuito u otro bajo el principio de inducción electromagnética. La transferencia de energía la hace por lo general con cambios en los valores de voltajes y corrientes. Un transformador elevador recibe la potencia eléctrica a un valor de voltaje y la entrega a un valor más elevado, en tanto que un transformador reductor recibe la potencia a un valor alto de voltaje y a la entrega a un valor bajo. Las pruebas se hacen en los transformadores y sus accesorios por distintas razones, durante su fabricación, para verificar la condición de sus componentes, durante la entrega, durante su operación como parte del mantenimiento, después de su reparación, etc. Algunas de las pruebas que se hacen en los transformadores e consideran como básicas y algunas otras varían de acuerdo a la condición individual de los transformadores y pueden cambiar de acuerdo al tipo de transformador, por lo que existen distintas formas de clasificación de las pruebas a transformadores, por ejemplo algunos las clasifican en prueba de baja tensión y prueba de alta tensión. También se pueden agrupar como pruebas preliminares, intermedias y de verificación (Finales). Las pruebas preliminares se realizan cuando un transformador se ha puesto fuera de servicio para mantenimiento programado o para revisión programada o bien ha tenido aluna falla. Las pruebas se realizan antes de “abrir” el transformador y tienen el propósito general de encontrar el tipo y naturaleza de la falla. Las llamadas pruebas preliminares incluyen: 1. Prueba al aceite del transformador.
2. Medición de la resistencia de aislamiento de los devanados. 3. Medición de la resistencia ohmica de los devanados. 4. Determinación de las características del aislamiento. Las llamadas pruebas intermedias, como su nombre lo indican se realizan durante el transcurso de una reparación o bien en las etapas intermedias de la fabricación, cuando el transformador está en proceso de armado o bien desarmado (según sea el caso) y el tipo de pruebas depende del propósito de la reparación o la etapa de fabricación, por lo general se hacen cuando las bobinas \no han sido montadas o desmontadas (según sea el caso) y son principalmente las siguientes: 1. Medición de la resistencia de aislamiento de tornillos y herrajes contra el núcleo. 2. Prueba de la resistencia de aislamiento de tornillos y herrajes por voltaje aplicado. 3. Prueba de las boquillas por medio de voltajes aplicado. Cuando se han desmontado las bobinas durante un trabajo de reparación, entonces las pruebas se incrementan. Las pruebas finales se hacen sobre transformadores terminados de fabricación o armados totalmente después de una reparación e incluyen las siguientes: 1. Prueba al aceite del transformador. 2. Medición de la resistencia de aislamiento. 3. Prueba de relación de transformación. 4. Determinación del desplazamiento de fase de los grupos de bobinas. 5. Determinación de las características del aislamiento. 6. Prueba del aislamiento por voltaje aplicado. 7. Prueba para la determinación de las pérdidas en vacío y en corto circuito (determinación de impedancia). 8. Prueba del aislamiento entre espiras por voltaje inducido. 9. Medición de la corriente de vacío y la corriente de excitación.
El orden de las pruebas no es necesariamente el mencionado anteriormente, Y de hecho existen normas nacionales e internacionales que recomiendan que pruebas y en que orden se deben realizar, así como cuando se deben efectuar. Los transformadores son equipos muy robustos que por lo general pueden ofrecer una vida útil muy larga, sin mayores complicaciones. Sin embargo, por estar formados por devanados aislados sujetos a tensión eléctrica y a sobrecalentamientos por la operación normal, durante sobrecargas, además de esfuerzos considerables durante cortocircuitos, llegan a presentar fallas internas, las cuales no pueden ser previstas por los dispositivos de protección instalados en los transformadores, las principales funciones de las protecciones son: Tratar de separar rápidamente un equipo dañado del sistema, protegiendo así al servicio y al resto de los equipos. Dar una indicación del lugar donde se presenta la falla, así como ofrecer alguna información acerca del tipo de falla que ha ocurrido, lo cual permite que se apliquen las pruebas más efectivas cuando se inspeccione el transformador desconectado.
4.1 Pruebas de Polaridad y Relación de Transformación ¿Qué es polaridad en un transformador? Las bobinas secundarias de los transformadores monofásicos se arrollan en el mismo sentido de la bobina primaria o en el sentido opuesto, según el criterio del fabricante. Debido a esto, podría ser que la intensidad de corriente en la bobina primaria y la de la bobina secundaria circulen en un mismo sentido, o en sentido opuesto. La polaridad positiva se da cuando en un transformador el bobinado secundario está arrollado en el mismo sentido que el bobinado primario. Esto hace que los flujos de los dos bobinados giren en el mismo sentido y se sumen. Los terminales “H1” y “X1” están cruzados. La polaridad sustractiva se da cuando en un transformador el bobinado secundario esta arrollado en sentido opuesto al bobinado primario. Esto hace que los flujos de los dos bobinados giren en sentidos opuestos y se resten. Los terminales “H1” y “X1” están en línea. Para determinar la polaridad del transformador , se coloca un puente entre los terminales del lado izquierdo del transformador y se coloca un voltímetro entre los terminales del lado derecho del mismo, luego se alimenta del bobinado primario con un valor de voltaje ( Vx ).
Si la lectura del voltímetro es mayor que menor el transformador es sustractivo.
Vx
el transformador es aditivo o si es
La prueba de polaridad Cuando en un transformador no está especificada la polaridad o se desconoce, se puede determinar por una simple medición de voltaje como se indica a continuación: ltaje y bajo voltaje del lado derecho cuando se ve al transformador desde el lado de las boquillas y de bajo voltaje.
medir este voltaje con un vóltimetro. taje de la terminal del lado izquierdo del lado de alto voltaje al terminal del lado Iz quiero de bajo voltaje. Si el voltaje anterior es menor que el voltaje a través de las terminales de alto voltaje, el transformador tiene polaridad sustractiva. Si este voltaje es mayor, entonces la polaridad es aditiva.
Marcas de las Terminales, Polaridad y Conexión correcta Cuando se conecta un transformador nuevo para ponerlo en servicio, debe tenerse cuidado de efectuar las conexiones en la forma mostrada en la placa del equipo, teniendo en cuenta la secuencia de fases de la fuente de alimentación o sea del sistema. Donde el transformador nuevo va a operar en paralelo con otros, las conexiones deben comprobarse cuidadosamente porque además de que puede suponerse una secuencia de fases incorrecta, debe tenerse cuidado también con que cada fase en el equipo nuevo corresponda precisamente a esa fase en el sistema. Sobre todo cuando dos transformadores de diferente tipo deben operarse en paralelo, hay posibilidades de hacer una conexión incorrecta.
Fig. 8A Representanción de un transformador conectado para la polaridad sustractiva.
La polaridad de un transformador es la dirección relativa del voltaje inducido de H 1 y H2 comparada con la de X 1 y X2, cuando se encuentran colocadas las terminales de tal manera que H 1 queda enfrente de X 1. Como se indica en la Fig. 8A “Representación de un transformador Monofásico Conectado para Polaridad Aditiva Sustractiva”, la polaridad puede ser aditiva o sustractiva. Cuando las terminales se encuentran marcadas como de costumbre, H 1, y H2 para el devanado de alta tensión y X 1 y X2 para el devanado de baja tensión, la polaridad del transformador es sustractiva cuando H 1 y X1 se encuentren una frente a la otra y es aditiva cuando H1 queda diagonalmente opuesta con X 1. la polaridad es una indicación del sentido del enrollado de las bobinas en cada devanado; en los equipos de polaridad sustractiva, se tiene la menor diferencia de potencial entre las terminales H 1 y X1; en cambio cuando se tiene polaridad aditiva, la condición en que entre las terminales H 1 y X1 se tiene la máxima diferencia potencial. Prueba de Relación de transf orm ación
Relación de transformación (TTR). Con esta prueba se establece una relación entre el número de vueltas que lleva el devanado de alta tensión contra el número de vueltas del devanado de baja tensión para las diferentes posiciones del TAP de un transformador, con lo que se determina la correcta correspondencia entre los voltajes de entrada y de salida de acuerdo a lo especificado por el fabricante del mismo.
Esta prueba se realiza a través de un transformador patrón llamado TTR y sirve para analizar las condiciones de transformadores en los siguientes casos: a) Medición de relación de transformación de equipos nuevos, reparados o reembobinados. b) Identificación y comprobación de terminales, derivaciones y sus conexiones internas. c) Determinación y verificación de polaridad y continuidad. d) Pruebas de rutina y detección de fallas incipientes. e) Identificación de espiras en corto circuito.
Relación de Transformación Los transformadores se pueden usar ya sea para elevar o para reducir voltaje, de aquí que es conveniente referir los dos devanados como el lado de alta tensión (A.T.) y el lado de baja tensión (B.T). La relación de transformación de un transformador es la relación del número de espiras en el devanado de alta tensión al número de espiras en el devanado de baja tensión. La relación de transformación es esencialmente igual a la relación de voltajes obtenida de la medición en alto voltaje a la medición en el lado de bajo voltaje, sin que exista carga conectada al secundario, esto se puede expresar matemáticamente como:
Donde:
Relación de transformación.
Voltaje en vacío en el devanado primario.
Voltaje de vacío en el devanado secundario.
Número de espiras en el devanado primario.
Número de espiras en el devanado secundario.
4.2 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE Esta prueba se hace en un probador especial denominado “probador de rigidez dieléctrica del aceite”. En este caso, la muestra de aceite también se toma de la parte inferior del transformador, por medio de la llamada válvula de drenaje y se vacía en un recipiente denom inado “copa estándar” que puede ser de porcelana o de vidrio y que tiene una capacidad del orden de ½ litro. En ocasiones el aceite se toma en un recipiente de vidrio y después se vacía a la copa estándar que tiene dos electrodos que pueden ser planos o esféricos y cuyo diámetro y separación está normalizado de acuerdo al tipo de prueba. El voltaje aplicado entre electrodos se hace por medio de un transformador regulador integrado al propio aparato probador. Después de llenada la copa estándar se debe esperar alrededor de 20 minutos para permitir que se eliminen las burbujas de aire del aceite antes de aplicar el voltaje; el voltaje se aplica energizando el aparato por medio de un switch que previamente se ha conectado ya un contacto o fuente de alimentación común y corriente. El voltaje se eleva gradualmente por medio de la perilla o manija del regulador de voltaje, la tensión o voltaje se ruptura se mide por medio de un voltmeto graduado en kilovolts. Existen de cuerdo distintos criterios de prueba, pero en general se puede afirmar que se pueden aplicar seis rupturas dieléctricas con intervalos de 10 minutos., la primero no se toma en cuenta, y el promedio de las otras cinco se toma como la tensión de ruptura o rigidez dieléctrica. Normalmente la rigidez dieléctrica en los aceites aislantes se debe comportar en la forma siguiente:
Aceites degradados y contaminados De 10 a 28 kV Aceites carbonizados no degradados De 28 a 33 kV Aceites Nuevo sin desgasificar De 33 a 44 kV Aceite Nuevo desgasificado De 40 a 50 kV Aceite regenerado De 50 a 60 kV
Un refrigerante decolorado puede indicar un alto grado de oxidación y la presencia de sedimentos o lodos. Para investigar el estado real del refrigerante (aceite por lo general), se deben realizar pruebas dieléctricas que también permitan determinar con una aproximación general el estado de los aislamientos del transformador en general. Las pruebas dieléctricas se hacen durante la fase de puesta en servicio del transformador, en los periodos de mantenimiento, o bien, cuando se presentan fallas y es necesario hacer un diagnóstico de las mismas. De los resultados de
estas pruebas, algunas veces se obtienen conclusiones respecto a las acciones que se deben tomar, ya sea para los fines del mantenimiento (tratado del aceite, secado del transformador, etcétera), o bien, para reparaciones. La determinación de la rigidez dieléctrica del aceite es importante para verificar la capacidad que tiene para soportar esfuerzos dieléctricos sin fallar. El valor de la rigidez dieléctrica está representado por el voltaje al que se presenta la ruptura dieléctrica del aceite entre los electrodos de prueba, bajo ciertas condiciones predeterminadas. Permite también detectar la presencia de agentes contaminantes como agua, suciedad o algunas partículas conductoras en el aceite. Un valor elevado de rigidez dieléctrica no indica ausencia de otros contaminantes necesariamente. Para la realización de la prueba se puede usar, en general, cualquier probador de rigidez dieléctrica en el que los elementos que lo constituyen son principalmente: el transformador elevador, un vóltmetro de medida, el equipo de interrupción y los electrodos dentro de la copa estándar.
Métodos para tomar muestras de líquidos.
4.3 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 ó 5000 volts y durante 10 minutos.
RECOMENDACIONES PARA REALIZAR LA PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO. a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1, sobre recomendaciones generales para realizar pruebas eléctricas al equipo primario. b) El transformador a probar debe aislarse totalmente de las líneas, buses o barras, para lo cual es necesario desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de boquillas, incluyendo el o los neutros de los devanados del sistema de tierra. c) Limpiar la porcelana de las boquillas quitando el polvo, suciedad, etc. d) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado; primario, secundario y en su caso el terciario. e) Colocar el instrumento de prueba sobre una base firme a una distancia tal del equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba. f) Nivelar el medidor centrando la burbuja con los tornillos de ajuste (en el caso del medidor de resistencia de aislamiento analógico). g) 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 tensión 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.
h) 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. i) 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. j) Registrar el porciento de humedad relativa. Efectuar las pruebas cuando la humedad sea menor del 75%. k) Registrar la temperatura del aceite y del devanado.
COMPROBACIÓN 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 microprocesados al encender el equipo, automáticamente este realiza su rutina de autoprueba. b) Para verificar los cables de prueba conectar estos al medidor cuidando que no exista contacto entre ellos y seleccionar la tensión de prueba, misma 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.
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.
Recomendaciones para Realizar la Prueba de Resistencia de Aislamiento a) El transformador a probar debe aislarse totalmente de las líneas, buses o barras, para lo cual es necesario desconectar y retirar los conductores de todas las terminales de boquillas, incluyendo el o los neutros de los devanados del sistema de tierra. b) Limpiar la porcelana de las boquillas quitando el polvo, suciedad, etc. c) Colocar puentes entre las terminales de las boquillas de cada devanado; primario, secundario y en su caso el terciario. d) Colocar el instrumento de prueba sobre una base firme a una distancia tal del equipo a probar, que permita el buen manejo de los cables de prueba. 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 tensión 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. 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.
Conexiones del MEGGER analógico para la medición de la resistencia de aislamiento de un transformador.
4.4 PRUEBA AL SISTEMA DE TIERRAS Nos ayuda a conocer principal mente la resistividad del suelo donde se encuentran instalados los electro dos de tierras ya que un mala resistividad de terreno puede afectar directamente al mal aterrisamiento de equipos y de esta manera afectar un correcto dren de des cargas atmosféricas, estáticas y que puedan tener un retorno dañando cargas en la instalación.
El objetivo es verificar que la resistencia ohmica de los sistemas de tierra se encuentren dentro de los parámetros permitidos, con la finalidad de tener un sistema confiable para drenar en el menor tiempo posible esas corrientes de falla a tierra. Para un sistema de tierras, es indispensable que la resistividad del suelo sea mínima, no tanto que la resistencia del electrodo sea pequeña. La resistividad del suelo varía dependiendo del tipo de suelo, el contenido de humedad así como el clima en el que se encuentre. Tomando estos factores en cuenta, es obvio pensar que la resistencia del terreno no es la misma en un suelo rocoso con clima árido que en un suelo arcilloso con clima húmedo.
PUESTA A TIERRA Es la unión eléctrica con la tierra, de una parte de un circuito eléctrico o de una parte conductora no perteneciente al mismo. Este constituido por uno o varios electrodos enterrados y por las líneas de tierra que conectan dichos electrodos a los elementos que deban quedar puestos a tierra. Su función en una instalación eléctrica es la de forzar la derivación, al terreno, de las intensidades de corriente, de cualquier naturaleza que se pueda originar, ya se trate de corrientes de defecto, bajo frecuencia industrial, o debidas a descargas atmosféricas, de carácter impulsional.
ELECTRODO DE PUESTA TIERRA Conductor o conjunto de conductores enterrado(s), que sirven para establecer una conexión a tierra con una parte de la instalación que se haya de poner a tierra, siempre y cuando los conductores estén fuera del terreno o colocados en el pero aislados del mismo.
PUNTO DE PUESTA A TIERRA Es un punto, situado generalmente fuera del terreno, que sirve de unión de las líneas de tierra con el electrodo, directamente o a través de líneas de enlace con el.
LINEA DE ENLACE CON EL ELECTRODO DE PUESTA A TIERRA Cuando existiera punto de puesta a tierra, se denomina línea de enlace con el electrodo de tierra a la parte de la línea de tierra comprendida entre el punto de puesta a tierra y el electrodo, siempre que el conductor este fuera del terreno colocado aislado del mismo.
4.5 MANTENIMIENTO A TRANSFORMADORES La necesidad del mantenimiento preventivo en las instalaciones eléctricas, tanto en las de Alta, Media y Baja tensión se multiplica en función de los daños que podría ocasionar su parada por avería, tanto se trate de instalaciones públicas como privadas. Tratándose de costosos equipos, su revisión debe efectuarse con la periodicidad establecida en su proyecto de instalación, adecuándola en todo momento a las especiales características de su utilización, ubicación, etc.
Normas Básicas Previas Detallamos unos consejos básicos y generales:
Planificar el trabajo con antelación a la parada y desconexión del transformador de la Red, solicitando los permisos y efectuando todos los avisos necesarios. Recopilar toda la información técnica relativa al Transformador y sus equipos (ventiladores, sistemas de control y seguridad, etc.). Revisar todo el protocolo de seguridad necesario, incluyendo los equipos necesarios: puestas a tierra, señalizaciones, etc. Seleccionar el personal necesario para la tarea de mantenimiento entre los capacitados para ello, así como los medios materiales y herramientas, vehículos, grúas, etc. Los mantenimientos a transformadores se dividen en tres:
Los mantenimientos predictivos
• Análisis Cromatográfico • Análisis físico químicos • El mantenimiento predictivo tiende a reducir la cantidad de trabajos a realizar durante el periodo de vida útil • Inspección exterior • Medición de potencia • Medición de voltajes • Medición de corrientes • Otros
Mantenimiento Preventivo Tiene la finalidad de impedir o evitar que el equipo falle durante el periodo de su vida útil. La técnica de su aplicación, se apoya
en experiencias de operación, la cual reduce sus posibilidades de falla. Este tipo de mantenimiento se hace bajo un programa de trabajo ya determinado y con el equipo desenergizado.
Mantenimiento correctivo: Este tipo de mantenimiento es el que debe evitarse por los grandes costos que representa, permite operar el equipo hasta que la falla ocurra antes de su reparación o sustitución, ocurre cuando no hay planeación y control. Se hace inaceptable en grandes instalaciones, ya que el trabajo realizado es una emergencia. Este tipo de mantenimiento implica cargas de trabajo no programadas, ocasionando interrupciones del servicio. El mantenimiento correctivo impide el diagnostico exacto de las causas que provocaron la falla, las cuales pueden ser por abandono, por desconocimiento del equipo, por desgaste natural, por reportes no atendidos para su reparación, por maltrato, etc. Las causas que provocan este tipo de mantenimiento por lo general se refieren a descuidos, falta de planeación y recursos económicos, sus aplicaciones son emergencia. Es bien sabido que un análisis regular del aceite se usa para monitorear las condiciones de motores, turbinas y otras maquinas lubricadas. Lo mismo podemos decir del aceite de los transformadores y otros equipos de distribución eléctrica. El análisis del aceite provee información acerca de sus propiedades, también nos permite la detección de otros posibles problemas, incluyendo contactos por arqueos, aislamiento del papel y otras fallas latentes y es parte indispensable de un programa costo-beneficio de mantenimiento.
Tareas de Mantenimiento Aunque cada instalación tendrá características específicas, intentaremos relacionar las más habituales; resaltamos una vez más que todo trabajo deberá cumplir con las normas y protocolos de seguridad pertinentes, por personal autorizado y formado para ello.
Desconectar el equipo de la Red de tensión, tomando todas las medidas necesarias establecidas en el protocolo. Las más habituales son: Puesta a tierra del equipo, Bloqueo de todas las posibles conexiones entrantes y salientes, delimitación y marcado del área de trabajo. Comprobación del sistema de seguridad por sobre temperatura. Comprobación del sistema de seguridad por sobre presión interna del transformador. Comprobación de los sistemas de sobrecorriente, fuga a tierra, diferencial, etc. en función del tipo y modelo del transformador. Comprobación del resto de indicadores, alarmas ópticas y/o acústicas. Comprobación del nivel de aceite, así como posibles fugas. Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite; la muestra debe tomarse de la parte baja del transformador, mediante la válvula de muestreo. Comprobación, limpieza y ajuste de todas las conexiones eléctricas, fijaciones, soportes, guías y ruedas, etc. Comprobación y limpieza de los aisladores, buscando posible grietas o manchas donde pueda fijarse la suciedad y/o humedad. Comprobación en su caso del funcionamiento de los ventiladores, así como limpieza de radiadores o demás elementos refrigerantes. Limpieza y pintado del chasis, carcasas, depósito y demás elementos externos del transformador susceptibles de óxido o deterioro .
