la trazabilidad del transformador de distribución en un
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La trazabilidad del Transformador de distribución en un operador de red
Jhony Corrales Ramírez
Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales
Facultad de Ingeniería y Arquitectura
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación
Manizales, Colombia
2018
La trazabilidad del Transformador de distribución en un operador de red
Jhony Corrales Ramírez
Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ingeniería
Director:
Director: Dr. Ing. Eduardo Antonio Cano Plata
Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales
Facultad de Ingeniería y Arquitectura
Departamento de Ingeniería Eléctrica, Electrónica y Computación
Manizales, Colombia
2018
En cada momento de vida, existe un momento de ilusión, de sueños, de alegrías y de tristezas, en cada uno de estos, se evidencia la mano poderosa de un Ser que me acompaña y que estará hasta el fin de mi camino… DIOS.
AGRADECIMIENTOS:
Primero que todo le agradezco a Dios por permitirme estar en este momento de vida,
y ser parte de este trabajo de profundización. A mi señora Carolina Naranjo, mis hijos
Jacobo Corrales y Matías Corrales por ser eje fundamental y ser los pilares de mi Vida.
Muy especial a mi madre Guiomar Ramírez porque gracias a ella, a su humildad y
tenacidad de afrontar la vida hicieron que hoy este superando un logro más.
A la Central Hidroeléctrica de Caldas por ser el apoyo logístico y económico
fundamental para lograr los objetivos trazados y cumplir con la meta propuesta, así
como al equipo de trabajo de mi área laboratorio y mantenimiento de equipos con los
cuales se tuvo muchas de las discusiones para alcanzar la meta lograda.
Al Ingeniero Eduardo Antonio Cano, por brindar el apoyo académico para que este
trabajo se plasmará de la mejor manera posible, siendo tutor fundamental en el buen
desarrollo de este trabajo de grajo.
RESUMEN
A identificación de la falla en los transformadores de distribución es de vital
importancia para los operadores de red, ya que representa el principal activo en
la cadena de valor del suministro de energía , por este motivo se tenía presente que
ingresaban transformadores al laboratorio de la CHEC y se le hacían las respectivas
pruebas de rutina por los operarios existentes, dicha información se dejaba escrita en
un documento pero no se le hacía el análisis respectivo y mucho menos se contrastaba
con la información que llegaba de campo , perdiendo la oportunidad de análisis de la
información que ingresaba al laboratorio
Este trabajo inicia revisando el cómo se diagnostica los transformadores que vienen
de las diferentes zonas, teniendo presente los formatos que son diligenciados tanto
en campo como en el laboratorio, las pruebas que se le realizan, así como el análisis
de PCB´s (Bifenilos policlorados) .
Todos los diagnósticos se basan en la guía técnica colombiana 71, la cual describe las
fallas que deben ser revisadas en el momento de realizar el diagnóstico.
Se hace la descripción y el registro fotográfico de cada una de estas fallas, se toma la
información que se tiene de los años 2015,2016 y 2017 dando como resultado
información de mucha importancia para evaluar cuales son las mejores prácticas en
terreno para evitar la quema de los transformadores.
Se hace el análisis probabilístico del año 2017 encontrando resultados como el hecho
de que la marca no es relevante en los transformadores fallados, con este análisis se
hace las debidas recomendaciones. De igual manera el análisis de datos de los años
2015 al 2017 dan un insumo importante para que las diferentes áreas de la empresa
tengan una planeación respecto a la compra e instalación de los diferentes
transformadores utilizados.
Palabras Claves: Fallas en transformadores de distribución , diagnóstico, mejores
prácticas, transformadores , Análisis de datos.
L
ABSTRACT
TRACEABILITY OF A DISTRIBUTION TRANSFORMER INSIDE
OF A SYSTEM OPERATOR
he Identification of the failure in the distribution transformers is vital
importance to network operators, because it represents the main asset in the
value chain of energy´s supply, for this reason we was aware that transformers
were to CHEC laboratory and the respective routine tests were carried out by
the operators. this information was written in a document but the analysis wasn´t
done okay, and far less it was verified with information from the field, to review data
and have a goog criteria.
It starts by reviewing again the work procedure that is used to diagnose the
transformers that come from the different areas, taking into account the formats that
are processed both in the field and in the laboratory, the tests that are carried out, as
well as the analysis of PCBs (polychlorinated biphenyls) with its due explanation.
each diagnostic is based on the Colombian technical guide GTC71 (Guide for the
recovery of guarantees of transformers), which describes the faults that must be
check at the moment of diagnosis.
The description and the photographic record of each one these faults is made, the
information that is taken of the 2015,2016 and 2017 is taken, giving the last
instructions to minimize the transforming consequences.
The probabilistic analysis of 2017 has been made, finding results such as the fact
that the brand is not relevant in the failed transformers, with this analysis the
appropriate recommendations are made, reaching the conclusion that the analysis
work of the areas like east, in transformers with capacity, 5kVA highlighting the
importance of not leaving the subject and being able to implement or develop state-
of-the-art technology that helps us with the subject
Key words: distributions transformers failures, diagnosis, better practices,
transformers, analysis of data
T
XII Resumen
TABLA DE CONTENIDO
CAPITULO 1. ................................................................................................................................ 18
INTRODUCCIÒN .......................................................................................................................... 18
1.1 Planteamiento del problema ................................................................................................. 20
1.2 Objetivos ............................................................................................................................... 21
1.2.1 Objetivo general .................................................................................................................... 21
1.2.2 Objetivos específicos ............................................................................................................. 21
1.3 Metodología del trabajo ........................................................................................................ 21
1.3.1 Evaluación de información ..................................................................................................... 21
1.3.2 Identificación de proceso y análisis de eficiencia ................................................................... 22
1.4 Síntesis de capítulo uno ......................................................................................................... 22
CAPÍTULO 2 ................................................................................................................................. 23
EVALUACIÓN DE FALLAS DEL ACTIVO TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCIÓN. ... 23
2.1 Procedimiento del operador de red respecto al transformador. ............................................ 24
2.2 Procedimiento ....................................................................................................................... 24
2.2.1 Descripción: ........................................................................................................................... 24
2.2.2 Laboratorio de aceites, Manejo de Bifenilos policlorados(PCB) [2] ........................................ 26
2.2.3 Toma de muestra de aceite dieléctrico. ................................................................................. 27
2.2.4 Recepción de muestras primera etapa. .................................................................................. 29
2.2.5 Recepción de muestras: ......................................................................................................... 29
2.2.6 Asignación de código interno: ................................................................................................ 29
2.2.7 Registro en bitácora uno: ....................................................................................................... 29
2.2.8 Almacenamiento temporal de muestras: ............................................................................... 30
2.2.9 Análisis: ................................................................................................................................. 30
2.2.10 Recepción de informes: ......................................................................................................... 31
2.2.11 Segundo Registro en bitácora. ............................................................................................... 32
2.2.12 Ingreso a base de datos PCBs ................................................................................................. 32
2.2.13 Envío de informes. .................................................................................................................. 32
2.3 Síntesis de capítulo dos .......................................................................................................... 33
CAPÍTULO 3 .................................................................................................................................. 34
ANÁLISIS MECÁNICOS Y DIAGNÓSTICO DE LAS FALLAS. .............................................. 34
3.1 Definición y análisis ................................................................................................................ 35
3.2 Tipos de falla mecánica. ......................................................................................................... 35
3.3 Cuando se ejecuta una mala operación .................................................................................. 35
3.4 Descripción en cada uno de los elementos físicos del transformador. .................................... 36
3.5 Conmutador ........................................................................................................................... 36
3.5.1 Conmutador fundido .............................................................................................................. 36
3.5.2 Conmutador con descarga entre terminales ........................................................................... 37
3.5.3 Rastros de carbón en el conmutador ...................................................................................... 37
3.6 Conexiones ............................................................................................................................. 41
3.7 Tanque ................................................................................................................................... 46
3.8 Síntesis de capítulo tres. ......................................................................................................... 51
CAPÍTULO 4 .................................................................................................................................. 52
ANÁLISIS FISICOQUÍMICOS Y ELÉCTRICOS DE LAS FALLAS. ....................................... 52
4 Tipos de falla evaluado desde el tema eléctrico. .................................................................... 53
4.1 Falla debida a la sobrecarga [16] ............................................................................................ 53
4.2 Falla debida a la sobretensión ................................................................................................ 53
4.3 Falla en alta tensión ............................................................................................................... 53
4.4 Falla en baja tensión ............................................................................................................... 53
4.5 Bobina vista por Alta tensión.................................................................................................. 54
4.5.1 Corto entre espiras de las primeras y últimas capas ............................................................... 54
4.5.2 Descarga de la bobina al núcleo (Parcialmente fundido) ........................................................ 54
4.5.3 Orificio de la bobina en espiras y capas, (Excepto por humedad) ........................................... 55
4.5.4 Arco eléctrico en los devanados de Alta y Baja Tensión .......................................................... 56
4.5.5 Capas desplazadas .................................................................................................................. 56
4.6 Baja tensión ........................................................................................................................... 61
4.7 La Falla fisicoquímica ............................................................................................................. 66
4.7.1 La Falla por humedad en el líquido refrigerante o aceite ....................................................... 66
4.7.2 Aceite .................................................................................................................................... 67
4.8 Síntesis de capítulo Cuatro. ................................................................................................... 71
ANÁLISIS ESTADÍSTICO ........................................................................................................... 72
5 Distribución aplicada al caso ........................................................................................................ 73
5.1 Análisis de información: .......................................................................................................... 74
5.1.1 Análisis de información Año 2015: ......................................................................................... 74
5.1.2 Análisis de información Año 2016: ......................................................................................... 77
5.1.3 Análisis de información Año 2017........................................................................................... 81
5.2 Análisis probabilístico año 2017 ............................................................................................. 84
5.3 Diagnóstico del laboratorio de transformadores de acuerdo a las fallas: .............................. 92
5.3.1 Diagnóstico y zona .................................................................................................................. 93
5.3.2 Diagnóstico y Marca: ............................................................................................................... 93
5.4 Resumen de análisis: ............................................................................................................... 95
5.5 Síntesis de capítulo cinco: ....................................................................................................... 96
ANEXOS: DEFINICIONES PARA UN ANÁLISIS ESTADÍSTICO ........................................ 97
6 Análisis estadísticos ............................................................................................................... 98
6.1 Distribución Normal ................................................................................................................ 98
6.2 Distribución de probabilidad [26] ........................................................................................... 99
6.3 Métodos de Probabilidad [27] ................................................................................................ 99
6.3.1 Probabilidad condicionada .......................................................................................................... 99
6.3.2 Probabilidad compuesta .............................................................................................................. 99
6.3.3 Teorema de la Probabilidad total ................................................................................................ 99
6.4 Distribución Posion ...............................................................................................................100
6.5 Distribución T student ..........................................................................................................100
6.6 Distribución de weibull .........................................................................................................100
6.7 Síntesis de capítulo Seis. .......................................................................................................100
CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS ................................................................... 101
7 Conclusiones generales .............................................................................................................. 102
7.1 Aportes .................................................................................................................................. 104
7.2 Futuros desarrollos ............................................................................................................... 104
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................................ 105
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Formato para entrega de transformadores a Mantenimiento de equipos ........ 24
Figura 2. Procedimiento PR-DI-008-002-005 2 ..................................................................... 25
Figura 3. Orden de trabajo3 ....................................................................................................... 26
Figura 4. Rotulado para frasco ambar ..................................................................................... 28
Figura 5. Recipiente etiquetado ................................................................................................ 28
Figura 6. Ejemplo de reporte equipo libre de PCBs, concentración <2 ppm ................. 31
Figura 7. Ejemplo de cromatograma de equipo contaminado con PCB, concentración 51
ppm .................................................................................................................................. 32
Figura 8. Conmutador fundido. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC ... 36
Figura 9. Conmutador con descarga entre terminales. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC .......................................................................................... 37
Figura 10. Rastros de carbón en el conmutador. Fuente [17] ............................................. 38
Figura 11. Conmutador mal conectado. Fuente: Laboratorio de transformadores ........ 38
Figura 12. Conmutador con terminales reventados. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC .......................................................................................... 39
Figura 13. Conmutador con terminales mal soldados. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ......................................................................................... 40
Figura 14. Conmutador con rastros de calentamiento. Fuente [18]................................... 40
Figura 15. Perforación de aislamiento de terminales de alta tensión. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC .......................................................................................... 41
Figura 16. Arco entre terminales y tierra. Fuente [21] .......................................................... 41
Figura 17. Terminales de alta reventados. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC .............................................................................................................................. 42
Figura 18. Grupo de conexión. Fuente [22] ........................................................................... 43
Figura 19. Calentamiento en los terminales. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC. ............................................................................................................................ 43
Figura 20. Conexiones internas flojas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
.......................................................................................................................................... 44
Figura 21. Bujes mal purgados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC. ... 44
Figura 22. Terminales baja tensión decoloradas y reblandecidas. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ........................................................................................ 45
Figura 23. Terminales baja tensión decoloradas y reblandecidas. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ........................................................................................ 45
Figura 24. Laboratorio de transformadores de CHEC ....................................................... 46
Figura 25. Rotura de conmutador por mal accionamiento. Fuente [23] .......................... 47
Figura 26. Rotura de aisladores. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC... 47
Figura 27. Daño válvulas de sobrepresión. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC. ............................................................................................................................ 48
Figura 28. Ausencia de válvulas de sobrepresión. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC. ....................................................................................................................... 48
Figura 29. Rotura luz de sobrecarga o daño de mecanismo. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC ......................................................................................... 49
Figura 30. Aisladores Baja tensión amarillentos. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC ........................................................................................................................ 49
Figura 31. Pintura interna del tanque deteriorada. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC ........................................................................................................................ 50
Figura 32. Aisladores alta tensión ennegrecidos. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC. ....................................................................................................................... 50
Figura 33. Presencia de objetos extraños. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC. ............................................................................................................................ 51
Figura 34. Bobina alta tensión. Fuente [19] ........................................................................... 54
Figura 35. Descarga de la bobina al núcleo. Fuente [20] ..................................................... 55
Figura 36. Perforación de la bobina entre capas y espiras. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ........................................................................................ 55
Figura 37. Arco eléctrico en los devanados de alta y baja tensión.. ................................... 56
Figura 38. Capas desplazadas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC. ...... 57
Figura 39. Desplazamiento Alta tensión y baja tensión. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ......................................................................................... 57
Figura 40. Presencia esquirlas de cobre. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
........................................................................................................................................... 58
Figura 41. Aislamiento defectuoso de los alambres. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ......................................................................................... 58
Figura 42. Bobinas y espiras quemadas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
........................................................................................................................................... 59
Figura 43. Descargas parciales localizadas. Fuente: Laboratorio de transformadores .... 59
Figura 44. Espiras movidas o flojas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
........................................................................................................................................... 60
Figura 45. Calentamiento localizado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
........................................................................................................................................... 61
Figura 46. Baja tensión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC .................. 62
Figura 47. Bobina en mal estado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC . 62
Figura 48. Capas desplazadas: Laboratorio de transformadores de CHEC. .................... 63
Figura 49. Presencia de esquirlas de cobre al desarmar la bobina. Fuente: Laboratorio 63
Figura 50 Papel carbonizado al desarmar la bobina. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ......................................................................................... 64
Figura 51. Fusión del conductor. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC . 64
Figura 52. Calentamiento Localizado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
........................................................................................................................................... 65
Figura 53. Aislamiento defectuoso de los conductores. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ......................................................................................... 65
Figura 54. Aislamiento defectuoso entre capas. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC. ............................................................................................................................. 66
Figura 55. Aceite ennegrecido. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC. .... 67
Figura 56. Aceite con lodo en el tanque. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC. ............................................................................................................................ 68
Figura 57. Marcas en la pintura interna demarcando un nivel de aceite. Fuente: Laboratorio
de transformadores de CHEC. ................................................................................... 68
Figura 58. Aceite deteriorado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC. ..... 69
Figura 59. Partículas de agua suspendidas. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC. ............................................................................................................................ 69
Figura 60. Presencia de óxido en la parte activa. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC. ....................................................................................................................... 70
Figura 61. Partículas de agua suspendidas en el aceite. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC. ........................................................................................ 71
Figura 62. Fallas de acuerdo a la zona año 2015................................................................... 74
Figura 63. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2015......................................................... 76
Figura 64. Fallas de acuerdo a la zona año 2016................................................................... 78
Figura 65. Fallas de acuerdo a la Marca año 2016 ................................................................ 79
Figura 66. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2016......................................................... 80
Figura 67. Fallas de acuerdo a la zona año 2017................................................................... 81
Figura 68. Fallas de acuerdo a la Marca año 2017 ................................................................ 82
Figura 69. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2017......................................................... 83
Figura 70. Transformadores Fallados y Total según la Marca ........................................... 89
Figura 71. Resumen de ingreso al laboratorio ....................................................................... 96
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Reporte de cobertura CHEC .................................................................................... 19
Tabla 2. Compra de transformadores Vs fallados ................................................................. 20
Tabla 3. Formato base ............................................................................................................... 73
Tabla 4. Transformadores fallados de acuerdo a criterios ................................................... 73
Tabla 5. Máximos valores de falla por zona año 2015 ......................................................... 74
Tabla 6 Máximos valores de falla por Marca año 2015 ........................................................ 76
Tabla 7. Máximos valores de falla por Capacidad año 2015 ............................................... 77
Tabla 8. Máximos valores de falla por zona año 2016 ......................................................... 78
Tabla 9. Máximos valores de falla por Marca año 2016 ....................................................... 79
Tabla 10 Máximos valores de falla por Capacidad año 2016 .............................................. 80
Tabla 11. Máximos valores de falla por zona año 2017 ....................................................... 82
Tabla 12. Máximos valores de falla por Marca año 2017 .................................................... 83
Tabla 13. Máximos valores de falla por Capacidad año 2017 ............................................. 84
Tabla 14. Transformadores por zona año 2017 .................................................................... 85
Tabla 15. Transformadores fallados por zona año 2017 ..................................................... 85
Tabla 16. Probabilidad de falla por zona ................................................................................ 86
Tabla 17. Probabilidad de falla por marca .............................................................................. 87
Tabla 18. Transformadores fallados con mayores cantidades ............................................ 88
Tabla 19. Probabilidad de falla por capacidad ....................................................................... 90
Tabla 20. Probabilidad de falla por capacidad con mayores cantidades ............................ 91
Tabla 21. Diagnóstico por falla ................................................................................................ 92
Tabla 22. Probabilidad de falla con diagnóstico y zona ....................................................... 93
Tabla 23. Probabilidad de falla con diagnóstico y marca ..................................................... 94
Tabla 24. Probabilidad de falla con diagnóstico y capacidad .............................................. 95
Tabla 25. Resumen de análisis ................................................................................................. 95
Tabla 26. Puntos críticos ........................................................................................................... 96
CAPITULO 1.
INTRODUCCIÒN
as empresas de energía del sector eléctrico, tienen entre sus grandes referentes de
activos “ el Transformador de distribución”, el cual hace parte fundamental del
desarrollo de una sociedad enmarcada en el consumo de energía eléctrica. Con
ella satisface sus necesidades básicas, por este motivo, el transformador de
distribución se vuelve fundamental en el desempeño de una empresa de distribución
de energía, ya que necesita cumplir con la demanda solicitada por el sistema eléctrico
que pueda cubrir. Es importante resaltar el hecho que de acuerdo a la CREG1 la
definición de calidad en las diferentes resoluciones CREG 070 de 1998, CREG 097 de
2008, enfocan a que las empresas tomen directrices en buen desempeño de sus activos
como los transformadores de distribución.
Para la Central Hidroeléctrica de Caldas (CHEC)2, una de las metas más importantes
es el tener la cobertura total en los municipios sobre los cuales tiene una incidencia,
cumpliendo con el total al año 2025; en el año 2017 se cuenta con un indicador de
cobertura de 98,8%, como se expresa en
1 Comisión Reguladora de Energía y Gas
2 CHEC. “Central Hidroeléctrica de Caldas”
L
Tabla 1. Reporte de cobertura CHEC:
Tabla 1. Reporte de cobertura CHEC
ÍTEM GNRL Observación
Transformador apto 19.158 Transformadores en CHEC
Transformador apto
(sin macro) 17.009
Transformadores aptos para
instalar MM Transformador
APTO (con macro) 16.804 Macromedidores instalados
COBERTURA 0,988 Cobertura MM
Entendiendo cobertura como la cantidad de macromedidores instalados en
transformadores aptos; siendo un reto el cumplir con la meta y en especial el contar
con una calidad del servicio de energía eléctrica eficiente para los diferentes usuarios,
por este motivo, se necesita tener la red de distribución en excelente estado y especial
el eje central de esta cadena, el transformador de distribución.
Para el transformador de distribución se debe tener presente toda la cadena de valor,
desde que inicia la compra, su almacenamiento, desplazamiento a la zona e
instalación.
Es fundamental para toda empresa contar con la información completa del activo para
determinar una buena trazabilidad en el momento que ocurra una falla, lo principal
es tener identificado que tipo de fallas ocurren de manera recurrente para realizar un
plan de acción de mejora el cual aporte para que se disminuya ostensiblemente el
riesgo de que se materialice una falla en un transformador, generando una
indisponibilidad del activo, ocasionando traumatismos para el operador de red,
viéndose afectado los indicadores regulatorio establecidos (Saidi y Saifi ), así como
los de imagen, reputación, calidad del servicio, se hace énfasis en la importancia para
el buen desempeño corporativo y técnico de la empresa.
En especial para los usuarios el hecho de no tener suministro de energía
independiente de la falla hace que su calificación y fidelización con la empresa pueda
tener un indicador bastante negativo, lo cual muestra el interés que se debe tener en
identificar cuáles son las fallas más recurrentes en el diagnóstico y resultados que se
emiten de los transformadores trabajados al interior del laboratorio de
transformadores de CHEC.
1.1 Planteamiento del problema
Teniendo en cuenta que el principio de Pareto [1] de red de distribución de un
operador de Red es el “Transformador de distribución “se hará un seguimiento a
características técnicas existentes, trazabilidad del ingreso, costo y vida útil del
activo como se ve en Tabla 2. Transformadores comprados Vs Transformadores
fallados.
No se tiene identificado la cadena de valor para este activo, ya que no se identifica la
falla, dando como resultado una mala toma de decisiones, la cual se ve reflejada vía
costo, e ingresos para cualquier compañía
Tabla 2. Transformadores comprados Vs Transformadores fallados
COMPRA TRANSFORMADORES VS FALLADO 2013-SEPT 2016
AÑO TRANSFORMADORES
COMPRADOS TRANSAFORMADORES
FALLADOS
2013 565 807
2014 357 917
2015 458 739
2016 182 454
Cuando se hace la revisión en los años pasados se encuentra que los transformadores
no se les hace un mantenimiento preventivo o correctivo, lo que se hace es que se
espera hasta que el transformador falle.
El cambio de estos transformadores fallados, hace que la empresa invierta un valor
alto, lo cual puede afectar la sostenibilidad de la empresa.
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo general
Identificar por medio de los datos obtenidos cual es el Mantenimiento adecuado para
el manejo del activo “Transformador de distribución para nivel de tensión 1”, teniendo
una base de datos confiable.
1.2.2 Objetivos específicos
1. Evaluar los resultados obtenidos por las fallas que se identifican en los diferentes
transformadores del sistema de distribución del operador de red y clasificar de
acuerdo a cada proveedor de transformador.
2. Recopilar los resultados dados por el laboratorio de transformadores y hacer un
enlace con la información suministrada de las fallas que ocurrieron.
3. Clasificar los transformadores de acuerdo a las fallas, teniendo presente cuales
de estas son objeto de mantenimiento.
1.3 Metodología del trabajo
1.3.1 Evaluación de información
Teniendo presente el suministro de la información referente al análisis de falla de los
transformadores en el operador de red se procederá a hacer un análisis de las fallas
que se presentan durante un año, con este análisis se hará una clasificación en marca,
falla, capacidad. Para esto se debe tener presente los formatos utilizados que se
encuentran en los procedimientos de empresa para la atención de cada uno de los
transformadores que ingresan a las instalaciones del laboratorio.
1.3.2 Identificación de proceso y análisis de eficiencia
Se debe evaluar el diagnóstico dado por el laboratorio con cada una de sus pruebas
(definir qué tan eficientes y eficaces son, para tener un excelente resultado) de
transformadores y la manera en que se deja plasmada la información en los sistemas
de CHEC.
Con la información obtenida se hace un análisis estadístico de las fallas que se
presentaron. Se busca por medio del análisis realizado que se pueda determinar el
mantenimiento apropiado (preventivo, correctivo) para disminuir la tasa de fallados.
1.4 Síntesis de capítulo uno
En el capítulo uno se trata temas importantes para el desarrollo de la tesis, se
define como se debe hacer el análisis de los transformadores, dando como referente
para dicho análisis un objetivo general y tres objetivos específicos; se plantea el
problema y se determina cual será el análisis que se llevará a cabo, para determinar
variables importantes como la capacidad, la marca y la zona, todo en pro de la
disminución de transformadores fallados.
CAPÍTULO 2
Evaluación de fallas del Activo Transformador de
distribución.
A a
A partir de la revisión de la información de los transformadores de distribución que es enviada
por los diferentes grupos de trabajo y áreas de la empresa se inicia con:
2.1 Procedimiento del operador de red respecto al
transformador.
e identifica y se resalta de una manera especial el procedimiento en que el
transformador llega al operador de red, desde el momento en que los diferentes
grupos de redes desmontan el transformador por las fallas que pueden ocurrir en
cada uno de estos, se tiene en la cadena varios actores que interactúan en la
elaboración de informes para determinar el uso final de cada transformador, por este
motivo se debe conocer cada uno de los pasos que se tienen que seguir para conocer
tal fin.
2.2 Procedimiento
2.2.1 Descripción:
Teniendo la relación en el momento de ingresar en el laboratorio de transformadores,
se comienza con el análisis del Formato mostrado en la Figura 1. Formato para entrega
de transformadores a Mantenimiento de equipos :
Figura 1. Formato para entrega de transformadores a Mantenimiento de equipos
S
El cual relaciona todos los transformadores fallados, donde se encuentran ubicados
en cada una de las bodegas satélites, y una observación preliminar, la cual es dada por
el jefe de grupo en terreno, al igual que otros datos de placa.
Se inicia con el procedimiento(Información propia de Chec) PR-DI-008-002-005
referirse a Figura 2. Procedimiento PR-DI-008-002-005
Figura 2. Procedimiento PR-DI-008-002-005 3
En el momento de tener la orden de trabajo como lo muestra Figura 3. Orden de
trabajo se continúa el proceso con el personal del laboratorio de aceites.
3 PR-DI-008-002-005: Procedimiento recepción de transformadores en mantenimiento de equipos.
Figura 3. Orden de trabajo 4
2.2.2 Laboratorio de aceites, Manejo de Bifenilos
policlorados(PCB) [2]
Los PCB hacen parte de un grupo de 209 compuestos que son conocidos como
congéneres, en los cuales se presenta una condición; todos difieren en la cantidad de
átomos de cloro unidos a la molécula del bifenilo. Se puede tener que estas sustancias
no son solubles con el agua y mucho menos inflamables. El rango que se tiene de
solubilidad para el agua está en el rango de 0.08 a 6 mg/L para aquellos que son iguales
mono y dicloro sustituidos, y de 0,007 a 0,175 mg/L para todos los demás. Tiene una
característica y es que se pueden mezclar en solventes orgánicos, aceites y grasas. En
condiciones que se denominan ácidas los PCB son químicamente inertes, tienen altos
puntos de ebullición y baja conductividad eléctrica. Sus propiedades, como la
temperatura de ebullición y la presión de vapor, varían con el número de cloros y su
posición en la estructura del bifenilo. Los congéneres con uno o cuatro átomos de
cloro son líquidos aceitosos y los PCB altamente clorados son grasas y ceras.
4 Orden de trabajo: Descripción de las actividades que se deben ejecutar008-002-005
Entre sus características especiales el hecho que sea bastante resistente a los
oxidantes, el oxígeno hizo que cuando se mezclara varios de estos congéneres se
utilizará como aceite dieléctrico en los diferentes equipos que utilizarán dicho aceite.
A estas mezclas, cuya concentración de PCB está sobre el 60% se les conoce como
Askareles [3]. En un momento de la historia en el cual no se conocía el dañó que podía
provocar se utilizó en diferentes equipos en especial transformadores, hoy por hoy los
transformadores nuevos no cuentan con la sustancia, ya que utilizan un aceite mucho
más limpio denominado mineral o siliconado el cual es libre de PCB, además se tiene
una condición especial y es que lo máximo permitido de PCB es 50 ppm (mg/kg).
Diferentes isómeros de PCB con el mismo número de cloros pueden dar una respuesta
diferente en el detector. Las mezclas que contienen una misma cantidad de PCB pero
diferentes fracciones de isómeros, puede dar diferentes cromatogramas, por lo que
esta técnica es efectiva sólo cuando los estándares y los especímenes de prueba están
estrechamente relacionados. Los Aroclores son estándares adecuados, ya que estos
son las mezclas que se encuentran con mayor frecuencia en líquidos aislantes.
Es un hecho que los PCBs son sustancias peligrosas que deben ser tratadas de una
manera particular para evitar daños en la salud de las personas que los manipulan,
daños en el medio ambiente y evitar la contaminación cruzada. El proceso de toma de
muestras implica la posible manipulación de dicho compuesto por lo que se requiere
una buena práctica a la hora del muestreo, buscando también la obtención de una
muestra homogénea y representativa marcada adecuadamente; esto se consigue
teniendo en cuenta ciertas medidas de seguridad y un protocolo que ayude a mejorar
la repetibilidad y reproducibilidad de los resultados.
2.2.3 Toma de muestra de aceite dieléctrico.
Si se va a realizar el análisis de aceite en las tomas de muestra, todo personal debe
contar con la certificación de personal por el SENA en la norma de competencia
laboral 220201030[4] "Realizar muestreo de fluidos aislantes y/o superficies sólidas
para la detección de sustancias peligrosas según procedimientos establecidos". Esta
debe ser realizada de acuerdo al documento “Instructivo para la toma de muestra de
aceite para análisis de PCBs” IN-DI-08-002-040 V25, el cual establece las
instrucciones para toma de muestras de aceite dieléctrico en equipos y/o recipientes
llenos con este fluido, con el fin de realizar análisis de PCBs a dicha muestra. En este
documento se relacionan los protocolos, elementos de protección personal y
elementos requeridos para la toma como por ejemplo los KITs para toma de muestra,
los cuales deben cumplir con lo establecido en la resolución 0222 de 2011 [5]. Este
instructivo ha sido diseñado cumpliendo con lo estipulado en las normas aplicables
al muestreo de aceite dieléctrico, entre las que se encuentran ASTM D 923[6], ASTM
D 6160 [7],, ASTMD 3613[8],, IEC 61619[9],, EPA 9079[10], y EPA 8082[11], M2-SAPc
[12], y los instructivos publicados por el IDEAM, esto con el fin de optimizar la toma
de aceites dieléctricos en todos los equipos que puedan contener este tipo de aceite
además contar con una muestra significativa y confiable evitando la contaminación
cruzada. El etiquetado de la muestra debe ser como Figura 4. y en el envase como
Figura 5. Recipiente etiquetado
Figura 4. Rotulado para frasco ambar
Figura 5. Recipiente etiquetado
5 Instructivo infraestructura laboratorios y equipos
2.2.4 Recepción de muestras primera etapa.
El cliente interno debe entregar al laboratorio de aceites las muestras junto con el
formato “Cadena de custodia muestreo para análisis de PCBs” FO-DI-08-002-099 V3,
el cual recopila la información de cada uno de los equipos, como se muestra a
continuación:
Ítem, consecutivo de muestra, tipo de equipo, ubicación, fecha toma muestra,
personal encargado, fecha de recepción laboratorio, No. Empresa, No. Serie.KVA,
fases, kV, Año fabricación, fabricante, reparador y año, volumen aceite (Litros), peso
total (Kg), nodo, marcado PCBs, U/R (Urbano/Rural), Número de orden de trabajo
(ODO).[13]
2.2.5 Recepción de muestras:
El personal del laboratorio de aceites responsable de la recepción de las muestras,
se encarga de hacer una revisión tanto del estado de las muestras como de la
información adjunta en la bitácora y en la etiqueta de la muestra, la cual deben
coincidir. De lo contrario se solicita al cliente la corrección de la información
respectiva.
Luego de determinar que la muestra es apta para analizar, se procede a ingresarla al
laboratorio y a asignar su código respectivo.
2.2.6 Asignación de código interno:
Para cada muestra que ha sido conforme durante la revisión, ingresa al laboratorio
de aceites, donde se asigna un consecutivo de acuerdo al orden de ingreso de la misma,
este código lo conforman 4 dígitos.
2.2.7 Registro en bitácora uno:
Los datos de ingreso de la muestra son registrados en la base de datos (para
análisis cuantitativo) y en la bitácora FO-DI-08-002-104 V1 “Control Análisis de
PCBs” (para análisis semicuantitativo), este formato es empleado para llevar el
registro de los resultados del análisis semicuantitativo de PCBs realizados en el
laboratorio de aceites.
2.2.8 Almacenamiento temporal de muestras:
Las muestras son almacenadas en su lugar específico del laboratorio de aceites,
quedan en esta etapa hasta que se realice el análisis de las mismas o el envío a
laboratorio externo acreditado. Estas muestras son separadas de acuerdo al análisis
requerido, cuantitativo y/o semicuantitativo (de acuerdo a diagrama adjunto).
2.2.9 Análisis:
De acuerdo a la resolución 0222 de 2011[5], establecida por el Ministerio de
Ambiente, existen los siguientes tipos de análisis, los cuales son empleados en CHEC
SA ESP:
Análisis cuantitativo de PCB. Ensayo analítico utilizado para la determinación y
cuantificación de la presencia de PCB y medición de su concentración en diferentes
matrices, entre las cuales puede considerarse el aceite dieléctrico.
Se llevará a cabo el análisis cuantitativo de PCBs por parte de un laboratorio
acreditado por el IDEAM, este se realiza por cromatografía de gases según la norma
ASTM D 4059 reaprobada 2010.
Análisis semicuantitativo de PCB. Ensayo analítico electroquímico de barrido
(screening) utilizado para medir la concentración de iones Cloruro, y por ende la
posible presencia de PCB, en partes por millón en aceite dieléctrico.
Este análisis se realiza directamente en el laboratorio de aceites dieléctricos de
CHEC, el cual se lleva a cabo con el equipo DEXSIL L2000 y los kits de esta misma
marca. Este análisis es conforme a la norma EPA SW–846 Method 9079 [14]Revisión
0 Dic/1999 y se lleva a cabo como se describe en el manual del fabricante
http://www.dexsil.com/uploads/docs/l2000dxmanualv1.28.rv0.pdf
Equipos o elementos contaminados con PCB. Un equipo es considerado
sospechoso (análisis semicuantitativo) o contaminado con PCBs cuando la
concentración sea igual o superior a 50 ppm. Cuando el resultado semicuantitativo
sea superior a este valor para las muestras de distribución del contrato de poste y cuyo
año de fabricación sea igual o superior a 2009 y no haya sido reparado (de acuerdo a
diagrama), estas deben enviarse obligatoriamente para análisis cuantitativo.
Equipos o elementos NO PCB. Aquellos equipos o elementos de los cuales se
certifique que presentan concentraciones de PCB por debajo de las 50 ppm.
2.2.10 Recepción de informes:
Los informes que se reciben por parte del laboratorio acreditado deberán contener
todos los datos del equipo, acompañados del cromatograma respectivo, código de la
muestra, resultado de PCBs en ppm (mg/Kg), incertidumbre, fecha de análisis, entre
otros. A continuación, se presenta Figura 6. Ejemplo de reporte equipo libre de PCBs,
concentración <2 ppm.
Figura 6. Ejemplo de reporte equipo libre de PCBs, concentración <2 ppm
A continuación, se presenta una Figura 7. Ejemplo de cromatograma de equipo
contaminado con PCB, concentración 51 ppm
Figura 7. Ejemplo de cromatograma de equipo contaminado con PCB, concentración 51 ppm
2.2.11 Segundo Registro en bitácora.
Luego de tener los resultados semicuantitivos, estos se registran en el mismo formato
relacionado anteriormente FO-DI-08-002-104 V1 “Control Análisis de PCBs” (para
análisis semicuantitativo).
2.2.12 Ingreso a base de datos PCBs
Posterior a la recepción de los resultados del laboratorio externo (análisis
cuantitativo) y de la consolidación de los resultados semicuantitativos en bitácora, se
procede a ingresar esta información a la base de datos del laboratorio, en esta se
ingresa toda la información referente al equipo y resultados.
2.2.13 Envío de informes.
Luego de consolidar la información de las muestras, se envía un correo a las áreas
interesadas (Mantenimiento de equipos, laboratorio de transformadores, gestión
ambiental, entre otros), donde se indican los equipos que salieron contaminados con
PCBs o si por el contrario no se evidenciaron contaminados se especifica, adicional se
adjuntan las bases de datos para mayor detalle.
2.3 Síntesis de capítulo dos
Se debe tener en cuenta que en el laboratorio ingresan los transformadores que han
tenido fallas de las diferentes zonas de Chec, cada uno de estos deben llegar con los
debidos formatos diligenciados como el E1 y los A2, formatos que son utilizados en
Chec, en este capítulo se describe el procedimiento que se ejecuta y que está descrito
en el sistema de gestión, se hace énfasis en el tratamiento de aceites referente a los
bifenilos policlorados (PCB´s)
CAPÍTULO 3
Análisis mecánicos y diagnóstico de las fallas.
A a
En este capítulo se analizará las fallas en los transformadores de acuerdo a la GTC
71[15], para encaminar este estudio a encontrar una conclusión que avale cada una de
las pruebas que se realizan a las fallas encontradas en los diferentes transformadores
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CONTINUACIÓN se relaciona cada una de las fallas que se tienen de acuerdo
a la GTC71
3.1 Definición y análisis
Lo primero que se debe tener presente es la definición de la GTC71 la cual se utiliza
como “Guia para la reclamación de garantías de transformadores”, esta se utiliza en el
análisis que se realiza a cada uno de los transformadores que ingresan al laboratorio
de transformadores en Chec, es fundamental tener presente que trabajamos de
acuerdo al Numeral 2.10 “Inspección: proceso que consiste en medir, examinar,
ensayar o comparar de algún modo el equipo en consideración con respecto a los
requisitos establecidos”, siendo este el análisis fundamental que se hace con cada uno
de los transformadores que ingresan al laboratorio de las zonas de injerencia de
CHEC como fallado.
La importancia de esta guía es que fundamenta respecto a las fallas que pueden
ocurrir y establecen ciertos parámetros que se deben seguir para determinar qué tipo
de transformadores son los que más fallan, ayudando a que el operador de red
establezca las acciones a realizar.
3.2 Tipos de falla mecánica.
En un transformador se pueden dar diferentes fallas las cuales se analizan de acuerdo
a las características físicas que emitan, por:
La mala operación y/o instalación
Los defectos de fabricación diversos.
3.3 Cuando se ejecuta una mala operación
Es muy común ver como la mala maniobra de los diferentes transformadores hacen
que se generen fallas para el equipo, desde la mala manipulación para su puesta en
servicio, así como en el transporte hace que sus fallas sean físicas y bastante notorias.
A
3.4 Descripción en cada uno de los elementos físicos del
transformador.
Después de tener la definición de cada una de las fallas se procede a validar con los
elementos que componen el transformador, para hacer el análisis de todos los equipos
registrados durante un año y así poder tomar la mejor decisión respecto al equipo que
se debe comprar para la empresa, los daños presentados son:
3.5 Conmutador
3.5.1 Conmutador fundido
Dispositivo del transformador encargado de cambiar los puntos de conexión a lo
largo del devanado del primario en un transformador, al cual se le ha derretido el metal
del conductor, y/o el cuerpo sólido del dispositivo. Lo anterior debido a una sobre
tensión. con esta falla el transformador es chatarrizado, se puede observar la Figura
8. Conmutador fundido. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 8. Conmutador fundido. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
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3.5.2 Conmutador con descarga entre terminales
Dispositivo del transformador encargado de cambiar los puntos de conexión a lo
largo del devanado del primario en un transformador, el cual se vio afectado por una
descarga eléctrica entre los pines o terminales del elemento. Con esta falla el
transformador es chatarrizado, se puede observar en la Figura 9. Conmutador con
descarga entre terminales. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 9. Conmutador con descarga entre terminales. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
3.5.3 Rastros de carbón en el conmutador
Residuos de carbón en el cambiador de derivaciones, debido a una falla de corto
circuito en el elemento (conmutador). Con esta falla el transformador es
chatarrizado. Ver Figura 10. Rastros de carbón en el conmutador. Fuente [17]
Figura 10. Rastros de carbón en el conmutador. Fuente [17]
3.5.4 Conmutador mal conectado
El cambiador de derivaciones fue mal conectado desde la empresa distribuidora
del producto (conmutador), lo cual puede conllevar una falla en el lado de alta tensión
del transformador. Con esta falla el transformador se le hace de nuevo la conexión en
el laboratorio. Ver Figura 11. Conmutador mal conectado. Fuente: Laboratorio de
transformadores
Figura 11. Conmutador mal conectado. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC.
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3.5.5 Conmutador con terminales reventados
El elemento viene con defectos de fábrica, lo cual en el caso presente afecta los
terminales del cambiador de taps, implicando a que se presente posiblemente una
falla en el lado de alta tensión del transformador. Con esta falla el transformador se le
hace de nuevo la conexión en el laboratorio. Ver Figura 12. Conmutador con
terminales reventados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 12. Conmutador con terminales reventados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
3.5.6 Conmutador con terminales mal soldados
Los terminales del cambiador de taps han sido mal soldados, lo cual se debe a un
defecto de fábrica; esto puede incurrir en daños en el lado de alta tensión del
transformador. Con esta falla el transformador se le hace de nuevo la conexión en el
laboratorio. Ver Figura 13. Conmutador con terminales mal soldados. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 13. Conmutador con terminales mal soldados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.5.7 Conmutador con rastros de calentamiento
El cambiador de derivaciones presenta indicios de derretimiento en alguna de sus
partes, o bien deformaciones que puedan deberse a una alta temperatura en el
elemento. La causa es debida a una sobrecarga presentada en el circuito al cual está
conectado el transformador. El transformador es chatarrizado. Ver Figura 14.
Conmutador con rastros de calentamiento. Fuente [18]
Figura 14. Conmutador con rastros de calentamiento. Fuente [18]
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3.6 Conexiones
3.6.1 Perforación de aislamiento de terminales de Alta tensión
El aislamiento que recubre los bobinados evidencia un agujero total o parcial en el
lado de alta tensión del transformador; ocasionado por una sobretensión. Con esta
falla el transformador se le hace el cambio en el laboratorio. Ver Figura 15. Perforación
de aislamiento de terminales de alta tensión. Fuente: Laboratorio de transformadores
de CHEC
Figura 15. Perforación de aislamiento de terminales de alta tensión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
3.6.2 Arco entre terminales y tierra
Descarga eléctrica formada entre los terminales del transformador y tierra, ocurrida
por una falla en alta tensión. Se debe evaluar el transformador para determinar si se
envía a reparación o se da de baja. Figura 16. Arco entre terminales y tierra. Fuente
[21]
Figura 16. Arco entre terminales y tierra. Fuente [21]
3.6.3 Terminales de alta reventados
Los bornes de alta tensión del transformador están ajetreados, lo cual se debe a fallas
en alta tensión. Con esta falla el transformador se le hace de nuevo el cambio de
terminales en el laboratorio. Ver Figura 17. Terminales de alta reventados. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 17. Terminales de alta reventados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
.
Grupo de conexión
La Comisión Electrotécnica Nacional (IEC), establece como grupo de conexión a las
diferentes configuraciones de los bobinados de alta y baja tensión en un
transformador. Lo anterior es causa de fallas en baja tensión. Dependiendo el año
provocado se chatarriza el equipo. Ver Figura 18. Grupo de conexión. Fuente [22]
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Figura 18. Grupo de conexión. Fuente [22]
3.6.4 Calentamiento en los terminales
Aumento de la temperatura en los bornes del transformador, producido por fallas en
baja tensión. Se debe evaluar la falla para determinar el daño al interior del equipo,
Ver Figura 19. Calentamiento en los terminales. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 19. Calentamiento en los terminales. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.6.5 Conexiones internas flojas
Las conexiones realizadas al interior del transformador carecen de fortaleza, lo cual
puede ocasionar daños internos, o bien el no funcionamiento correcto del
transformador, lo cual se ocasiona debido a fallas en baja tensión. Esta falla se puede
corregir en el laboratorio. Ver Figura 20. Conexiones internas flojas. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 20. Conexiones internas flojas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.6.6 Bujes mal purgados
Los bujes del transformador son mal limpiados, lo que puede conllevar a que el
aislamiento se vea afectado, y que por lo tanto ocurren fallas por la mala limpieza; esta
falla es dada en alta tensión. Se cambian los aisladores y se deja el equipo funcionando.
Ver Figura 21. Bujes mal purgados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 21. Bujes mal purgados. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
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3.6.7 Terminales Alta Tensión y Baja Tensión decoloradas y reblandecidas
En la Figura 22. Terminales baja tensión decoloradas y reblandecidas. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.se pueden ver las terminales de baja tensión
decoloradas, al igual que los terminales de alta tensión Figura 23. Terminales baja
tensión decoloradas y reblandecidas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
debido a la sobretensión del transformador no muestran su color original, así como
también ablandamiento en éstas; esto debido a fallas de sobrecarga. Se puede realizar
el cambio y se envía el
transformador para que sea
utilizado de la manera
correcta.
Figura 22. Terminales baja tensión decoloradas y reblandecidas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.7 Tanque
3.7.1 Rotura del tanque
El tanque del transformador que almacena al bobinado, el núcleo y el aceite, presenta
signos de rotura. Lo que es ocasionado por fallas en una mala operación. Se envía a
soldar el equipo y se deja funcionando correctamente. Ver Figura 24. Laboratorio de
transformadores de CHEC
Figura 24. Laboratorio de transformadores de CHEC
3.7.2 Rotura de conmutador por mal accionamiento
El cambiador de derivaciones ha sido mal accionado, lo que causa una rotura en el
elemento. Se evalúa el cambio de conmutador si se puede hacer se envía para
reparación, si el daño provoca falla en el núcleo se chatarriza. Ver Figura 25. Rotura
de conmutador por mal accionamiento. Fuente [23]
Figura 23. Terminales baja tensión decoloradas y reblandecidas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
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Figura 25. Rotura de conmutador por mal accionamiento. Fuente [23]
3.7.3 Rotura de aisladores
Fractura dada en los aisladores del transformador, debido a una mala operación de
estos. Se cambia los aisladores y se realiza las pruebas de rutina para determinar que
puede seguir en funcionamiento. Ver Figura 26. Rotura de aisladores. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 26. Rotura de aisladores. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.7.4 Daño válvula de sobrepresión
Avería sufrida por la válvula encargada de indicar una sobrepresión en el
transformador, lo que se da por una mala operación en el manejo de la válvula. Se
realiza el cambio de la válvula y se hacen las respectivas pruebas. Ver Figura 27. Daño
válvulas de sobrepresión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 27. Daño válvulas de sobrepresión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.7.5 Ausencia de válvula de sobrepresión
La válvula de sobrepresión del transformador no se encuentra en el lugar original en
el cual debe estar; causado por una mala operación. Se hace el cambio para que quede
de la manera adecuada. Ver Figura 28. Ausencia de válvulas de sobrepresión. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 28. Ausencia de válvulas de sobrepresión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
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3.7.6 Rotura por luz de sobrecarga o daño de
mecanismo
La luz de sobrecarga o el daño de mecanismo se encuentra fracturada/o, ocasionado
por una mala operación. El equipo se envía a reparación. Ver Figura 29. Rotura luz de
sobrecarga o daño de mecanismo. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 29. Rotura luz de sobrecarga o daño de mecanismo. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
3.7.7 Aisladores de baja tensión amarillentos
Los aisladores del transformador en el lado de baja tensión presentan un color
amarillento, causado por una falla de una sobrecarga. ver Figura 30. Aisladores Baja
tensión amarillentos. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 30. Aisladores Baja tensión amarillentos. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
3.7.8 Pintura interna del tanque deteriorada
La pintura en el interior del tanque presenta un desgaste, lo que la hace lucir en mal
estado, lo que se debe a fallas de sobrecarga. Se realiza el mantenimiento correctivo
en la cuba y se deja para el uso adecuado. Ver Figura 31. Pintura interna del tanque
deteriorada. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 31. Pintura interna del tanque deteriorada. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
3.7.9 Aisladores de Alta tensión ennegrecidos
Los aisladores del transformador en el lado de alta tensión presentan un color
oscurecido, lo que es ocasionado por una sobretensión. Se realiza el cambio y se deja
en funcionamiento, ver Figura 32. Aisladores alta tensión ennegrecidos. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 32. Aisladores alta tensión ennegrecidos. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
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3.7.10 Presencia de objetos extraños
Existen objetos al interior del transformador que no hacen parte de éste, esto por
fallas en baja tensión. Se realiza el debido mantenimiento y se deja funcionando. Ver
Figura 33. Presencia de objetos extraños. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC.
Figura 33. Presencia de objetos extraños. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
3.8 Síntesis de capítulo tres.
En el momento que ingresa los transformadores al laboratorio se debe hacer un
análisis y clasificar de acuerdo al tipo de falla, en este capítulo se hace referencia a las
posibles fallas mecánicas que se pueden dar de acuerdo a la GTC71, por este motivo
se realizó un registro fotográfico de las posibles fallas en los diferentes elementos del
transformador.
CAPÍTULO 4
Análisis fisicoquímicos y eléctricos de las fallas.
En este capítulo se tiene el análisis de las fallas tanto fisicoquímicas como eléctricas.
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En relación con las fallas se hace una clasificación en este capítulo, clasificando las
fallas eléctricas y Fisicoquímicas
4 Tipos de falla evaluado desde el tema eléctrico.
En un transformador se pueden dar diferentes fallas las cuales se analizan de
acuerdo a las características físicas que emitan, como:
Por sobrecarga
Por sobretensiones
Por cortocircuito externos al transformador o conexiones mal hechas
4.1 Falla debida a la sobrecarga [16]
Sobrecarga eléctrica: por definición; se produce cuando la corriente es excesiva
respecto a la corriente nominal, la relación que se puede dar es de 6 a 1, se da bastante
en los transformadores cuando se energizan o por la cantidad de usuarios con la que
cuenta el circuito que alimenta, el cual se puede encontrar mal diseñado.
4.2 Falla debida a la sobretensión
Debemos tener presente para esta falla que una sobretensión hace referencia a un
aumento de voltaje de corta duración, puede deberse a descargas eléctricas
atmosféricas o a procesos de conmutación o de averías.
4.3 Falla en alta tensión
Si existe una falla por alta tensión se puede provocar por que los aislamientos de los
conductores hayan sido defectuosos generando como tal un cortocircuito por alta
pero no por baja.
4.4 Falla en baja tensión
Esta falla es bastante notoria, ya que se evidencia directamente en el estado del
aceite dieléctrico, mostrándose deteriorado, este se da por recalentamiento,
mostrando papel carbonizado.
4.5 Bobina vista por Alta tensión
4.5.1 Corto entre espiras de las primeras y últimas capas
Reparto desigual de los esfuerzos en los arrollamientos de la bobina, debido a la
velocidad de variación de la tensión, lo anterior conlleva a que se sobrepase la rigidez
dieléctrica entre espiras, aunque el valor de cresta de la tensión en los arrollamientos
del primario no supere los valores nominales. El equipo se chatarriza. Ver Figura 34.
Bobina alta tensión. Fuente [19]
Figura 34. Bobina alta tensión. Fuente [19]
4.5.2 Descarga de la bobina al núcleo (Parcialmente
fundido)
En condición de una sobretensión, la bobina de alta tensión puede efectuar
descargas a la bobina y/o al núcleo del transformador; lo que puede conllevar a
fundiciones parciales de estos elementos del transformador. El transformador se
chatarriza. Ver Figura 35. Descarga de la bobina al núcleo. Fuente [20]
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Figura 35. Descarga de la bobina al núcleo. Fuente [20]
4.5.3 Orificio de la bobina en espiras y capas, (Excepto
por humedad)
Agujero de la bobina de AT total o parcialmente, debido a una falla por una
sobretensión en el circuito aguas arriba al cual el transformador está conectado. El
transformador se envía a reparación y de ahí se determina si se chatrriza. Ver Figura
36. Perforación de la bobina entre capas y espiras. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 36. Perforación de la bobina entre capas y espiras. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.5.4 Arco eléctrico en los devanados de Alta y Baja
Tensión
Paso de la corriente entre el bobinado de alta tensión del transformador y el lado
de baja tensión, lo que en otros términos se refiere a la presencia de un arco eléctrico
entre los devanados de alta y baja tensión, lo cual es causado por una sobretensión en
el lado de alta tensión del transformador. el equipo se chatarriza. Ver Figura 37. Arco
eléctrico en los devanados de alta y baja tensión..
Figura 37. Arco eléctrico en los devanados de alta y baja tensión..
4.5.5 Capas desplazadas
Las capas de los bobinados están movidas del lugar en donde originalmente deben
estar. Lo cual se debe a un cortocircuito presentado al interior del transformador. El
equipo se chatarriza. Ver Figura 38. Capas desplazadas. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
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Figura 38. Capas desplazadas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.5.6 Desplazamiento Alta tensión-Baja Tensión
Las bobinas de alta y/o baja tensión se han trasladado de su posición original. Esto
por una falla de corto circuito en el transformador. Se envía a reparación el equipo.
Ver Figura 39. Desplazamiento Alta tensión y baja tensión. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 39. Desplazamiento Alta tensión y baja tensión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.5.7 Presencia de esquirlas de cobre
Astillas de cobre desprendidas de los bobinados, lo cual se debe a fallas de corto
circuito. El equipo se chatarriza. Ver Figura 40. Presencia esquirlas de cobre. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 40. Presencia esquirlas de cobre. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
4.5.8 Aislamiento defectuoso de los alambres
El cobre lacado presenta imperfecciones en su aislamiento, lo que se presenta por
defectos de fábrica, lo que se puede presentar tanto en el lado de alta tensión como el
de baja tensión. Si provoco una falla mayor se chatarriza el equipo, pero se puede
evaluar para ser reparado. Ver Figura 41. Aislamiento defectuoso de los alambres.
Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 41. Aislamiento defectuoso de los alambres. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
4.5.9 Bobinas quemadas y espiras con el esmalte
quemado
Las capas que recubren el bobinado, así como también este último, muestran rastros
de altas temperaturas, debido a fallas en el lado de alta tensión del transformador. Se
chatarriza el equipo. Ver Figura 42. Bobinas y espiras quemadas. Fuente: Laboratorio
de transformadores de CHEC.
Figura 42. Bobinas y espiras quemadas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.5.10 Descargas parciales localizadas
Chispas eléctricas que ocurren en puntos del aislamiento eléctrico del transformador,
en el lado de Alta Tensión del transformador. Dependiendo el daño que se hace
evidente se envía a reparación. Ver Figura 43. Descargas parciales localizadas. Fuente:
Laboratorio de transformadores
Figura 43. Descargas parciales localizadas. Fuente: Laboratorio de transformadores
4.5.11 Espiras movidas o flojas
Las espiras del bobinado de alta tensión del transformador están fuera de su lugar
correspondiente. Se envía a reparación el transformador. Ver Figura 44. Espiras
movidas o flojas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 44. Espiras movidas o flojas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.5.12 Papel suelto
El papel que recubre el bobinado de alta tensión del transformador no está sujetado,
se envía el equipo a reparación. Ver Figura 44. Espiras movidas o flojas. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 26: Papel suelto. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
4.5.13 Calentamiento localizado
Se evidencia rastros de altas temperaturas en un punto específico del transformador,
por fallas en el lado de alta tensión del transformador. En la mayoría de los casos se
debe chatarrizar el equipo. Ver Figura 45. Calentamiento localizado. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 45. Calentamiento localizado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
4.6 Baja tensión
4.6.1 Papel desgastado y quebradizo por la salida de baja
tensión.
El papel que recubre las bobinas de baja tensión está endeble y se muestra quebradizo,
debidos a fallas por sobre carga. Se envía el equipo a reparación. Ver Figura 46. Baja
tensión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 46. Baja tensión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
4.6.2 Bobina en mal estado
La bobina del transformador luce deteriorada por falla debido a una sobrecarga, y
además se encuentra en malas condiciones.SE chatarriza el equipo. Ver Figura 47.
Bobina en mal estado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 47. Bobina en mal estado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
4.6.3 Capas desplazadas
Las capas que recubren el bobinado de baja tensión presentan un desplazamiento que
no corresponde a su forma normal de posicionamiento, debido a una falla de corto
circuito. Se envía a reparación el transformador. Ver Figura 48. Capas desplazadas:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Figura 48. Capas desplazadas: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.6.4 Presencia de esquirlas de cobre al desarmar la
bobina
Evidencia de fragmentos del bobinado de cobre del transformador en el momento de
desmontar la bobina, lo cual ocurre por fallas cortocircuito. En la mayoría de los casos
se chatarriza el equipo. Ver Figura 49. Presencia de esquirlas de cobre al desarmar la
bobina. Fuente: Laboratorio
Figura 49. Presencia de esquirlas de cobre al desarmar la bobina. Fuente: Laboratorio
4.6.5 Papel carbonizado al desarmar la bobina
El papel que recubre el bobinado del transformador, se encuentra calcinado, lo cual
se debe a fallas de cortocircuito. Se hace las debidas pruebas y se envía a reparación.
Ver Figura 50 Papel carbonizado al desarmar la bobina. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 50 Papel carbonizado al desarmar la bobina. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.6.6 Fusión del conductor
El cable de cobre del bobinado se encuentra fundido, ocasionado por las altas
temperaturas en una falla de cortocircuito. En la mayoría de las ocasiones se
chatarriza el equipo. Ver Figura 51. Fusión del conductor. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC
Figura 51. Fusión del conductor. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
4.6.7 Calentamientos localizados
Se evidencian vestigios de altas temperaturas en puntos del transformador,
ocasionado por fallas en el lado de baja tensión. Se envía a reparación. Ver Figura 52.
Calentamiento Localizado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
Figura 52. Calentamiento Localizado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC
4.6.8 Aislamiento defectuoso de los conductores
El aislamiento que recubre a los conductores de cobre del bobinado, presentan
imperfectos, lo cual se presenta por defectos de fábrica. Se hacen las pruebas
respectivas y se envía a reparación. Ver Figura 53. Aislamiento defectuoso de los
conductores. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 53. Aislamiento defectuoso de los conductores. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.6.9 Aislamiento defectuoso entre capas
Las capas que recubren los bobinados, no se encuentran debidamente aisladas, por
defectos de fábrica. Se envía a reparación el transformador. Ver Figura 54.
Aislamiento defectuoso entre capas. Fuente: Laboratorio de transformadores de
CHEC.
Figura 54. Aislamiento defectuoso entre capas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.7 La Falla fisicoquímica
La definición de fallas fisicoquímicas es como tal los fenómenos físicos y químicos que
pueda afectar el activo del transformador, por este motivo se clasifica y se describe
Fallas por humedad
Fallas en el aceite
4.7.1 La Falla por humedad en el líquido refrigerante o
aceite
Unas de las fallas que más se presentan por deficiencia en los diferentes elementos del
transformador es por el ingreso de agua al líquido refrigerante al aceite, deteriorando
por completo el transformador.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
4.7.2 Aceite
4.7.2.1 Aceite ennegrecido
Al aceite del transformador, utilizado para aislar, suprimir la corona y el arco, y para
servir como un refrigerante presenta un color negro, cuyo deterioro se debe a fallas
por sobrecarga. En la mayoría de las ocasiones debido al daño se debe chatarrizar. Ver
Figura 55. Aceite ennegrecido. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 55. Aceite ennegrecido. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.7.2.2 Aceite con lodo en el tanque.
El aceite del transformador contiene lodo, lo que va en contra de su estado natural;
esto es producido por fallas de sobrecarga. Se envía a reparación después e un buen
filtrado. Ver Figura 56. Aceite con lodo en el tanque. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 56. Aceite con lodo en el tanque. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.7.2.3 Marcas en la pintura interna demarcando
nivel de aceite
Se evidencian marcas en la pintura del interior del tanque, lo que demarca el nivel de
aceite. Eso ocurre debido a fallas por sobrecarga. Se envía a reparación. Ver Figura 57.
Marcas en la pintura interna demarcando un nivel de aceite. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 57. Marcas en la pintura interna demarcando un nivel de aceite. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
4.7.2.4 Aceite deteriorado
El aceite al interior del transformado presenta signos de degradación, cuya causa son
fallas en el lado de baja tensión, ocasionado por la humedad. Se hace el respectivo
cambio de aceite en el laboratorio. Ver Figura 58. Aceite deteriorado. Fuente:
Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 58. Aceite deteriorado. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.7.2.5 Partículas de agua suspendidas en la parte
activa
Se evidencian rastros de agua en las partes de alguno del circuito eléctrico y/o del
circuito magnético, causado por la humedad. Se envía a reparación. Ver Figura 59.
Partículas de agua suspendidas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
Figura 59. Partículas de agua suspendidas. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.7.2.6 Presencia de óxido en la parte activa
Puede apreciarse que existe óxido ya sea en el circuito eléctrico y/o en el circuito
magnético del transformador. Ocasionado por la humedad. Se envía a reparación. Ver
Figura 60. Presencia de óxido en la parte activa. Fuente: Laboratorio de
transformadores de CHEC.
Figura 60. Presencia de óxido en la parte activa. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.7.2.7 Partículas de agua suspendidas en el aceite
Se evidencia presencia de agua en el aceite, de tal manera que se puede observar
rastros de agua en la parte superior del aceite al interior del transformador, lo que es
debido a la presencia de humedad. Se envía a reparación. Ver Figura 61. Partículas de
agua suspendidas en el aceite. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
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Figura 61. Partículas de agua suspendidas en el aceite. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.
4.8 Síntesis de capítulo Cuatro.
Teniendo el análisis de la falla mecánica en el capítulo tres se hace necesario continuar
con la descripción de las fallas eléctricas y fisicoquímicas, por este motivo se da una
explicación preliminar de cada una de estas, se deja el registro fotográfico y su debido
análisis.
ANÁLISIS ESTADÍSTICO
A a
En este capítulo mediante un análisis estadístico, utilizando las diferentes
herramientas que existen se entenderá la tendencia de los resultados de los
transformadores fallados
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
5 Distribución aplicada al caso
Para este caso en particular la distribución escogida es para el análisis de datos
del laboratorio de transformadores es la vista en el punto 4.2 Distribución de
probabilidad, ya que es la que se acerca al análisis estadístico de las variables que
surgen al interior del laboratorio de transformadores de la Central Hidroeléctrica de
Caldas (CHEC) , los datos analizados son de los años 2015, 2016 , 2017 , en los cuales
se establece la traza de la información que se maneja al interior del laboratorio de
transformadores, la información recopilada se tiene en un archivo que nos muestra:
Para todos los años se utiliza el mismo formato, ver tabla Tabla 3. Formato base:
Tabla 3. Formato base
CO
NS
EC
UT
IVO
ING
RE
SO
CO
DIG
O
FE
CH
A I
NG
RE
SO
LA
BO
RA
TO
RIO
DE
SD
E
ZO
NA
LO
C No DE
EMPRESA K
VA
FA
SE
S
VP
VS
AÑ
O
F
AB
RIC
AC
ION
MA
RC
A
REP
POR
AÑO No
MUESTRA
No. ANALISIS
RES
FE
CH
A P
RO
CE
SO
LA
BO
RA
TO
RIO
DIA
GN
OS
TIC
O
PROCESO EN
LABORATORIO C
ON
SE
CU
TIV
O
D1
No. SELLO SALIDA
ESTADO
E1-28 5518 19-
sep.-14
15-ago.-
14 NORTE 144782 15 3
13,2
214/123
2005
ABB CDM 2008 6101 985127-37-AH
12 14-ene.-15 AISLAMIEN
TO - HUMEDAD
REPARACION
MAYOR 635 2401 - 2402
REPARACION MAYOR
E1-28 5748 19-
sep.-14
15-jul.-14
NORTE 547141 25 2 13,2
240/120
2001
ABB NA NA 6104 985127-40-AH
<2 14-ene.-15 AISLAMIEN
TO - HUMEDAD
REPARACION
MAYOR 638 2403 - 2404
REPARACION MAYOR
E1-28 5735 19-
sep.-14
22-jul.-14
NORTE 3411 25 1 7,6 240/120
1978
TPL NA NA 6105 985127-41-AH
<2 14-ene.-15 SOBRECAR
GA - HUMEDAD
NO REPARA
BLE 639 2405 - 2406
NO REPARABL
E
E1-29 5746 28-
nov.-14
15-jun.-14
CENTRO 11980 15 2 13,2
240/120
2000
ABB NA NA 6110 985127-46-AH
<2 14-ene.-15 AISLAMIEN
TO - HUMEDAD
REPARACION
MAYOR 644 2407 - 2408
REPARACION MAYOR
E1-29 5742 28-
nov.-14
29-may.-
14 CENTRO 146202 5 2
13,2
240/120
2006
ABB NA NA 6112 985127-48-AH
<2 15-ene.-15 SOBRECAR
GA - HUMEDAD
REPARACION
MAYOR 646 2409 - 2410
REPARACION MAYOR
Teniendo como resultado la siguiente información que se va analizar con la
herramienta de probabilidad condicionada, como lo muestra Tabla 4.
Transformadores fallados de acuerdo a criterios
Tabla 4. Transformadores fallados de acuerdo a criterios
Año Transformadores
analizados
Cantidad de
Zonas
Cantidad de
Marcas
No de Capacidades
de transformadores
2015 739 6 30 16
2016 520 6 21 13
2017 570 6 19 12
5.1 Análisis de información:
5.1.1 Análisis de información Año 2015:
Se analiza teniendo presente que son 739 transformadores, que están distribuidos
en seis zonas que son Centro, Noroccidente, Norte, Oriente, Sur , Suroccidente; se
analizaron para 22 fallas descritas en el capítulo 3. Lo primero que se hace es evaluar
en cada zona que fallas se encontraron y el resultado se puede ver en Figura 62. Fallas
de acuerdo a la zona año 2015
Zona:
Figura 62. Fallas de acuerdo a la zona año 2015
Tabla 5. Máximos valores de falla por zona año 2015
El análisis de Tabla 5. Máximos valores de falla por zona año 2015 y la Figura 62.
Cuenta de ZONA LOCALIDAD Etiquetas de columna
Etiquetas de fila CENTRO NOROCCIDENTE NORTE ORIENTE SUBESTACIONES SUR SUROCCIDENTE Total general
AISLAMIENTO 1 1 2
AISLAMIENTO - HUMEDAD 62 21 33 59 13 22 210
ALTAS PERDIDAS EN VACIO (EN EL NUCLEO) 1 1
CONMUTADOR MALO 1 1
CONTAMINADO UIS 1 2 1 4 1 1 10
GARANTIA 2 1 2 5
HUMEDAD 1 3 4
MANTENIMIENTO BUENO 16 11 3 8 6 8 52
NO APLICO REPARACION 1 1
NO REPARABLE POR FYR 1 1 2
PENDIENTE UIS 10 7 17 3 7 44
PERDIDAS EN EL COBRE 1 1
PERDIDAS EN VACIO 1 1
SE INCENDIO 1 1
SOBRECARGA 14 15 10 50 4 12 105
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 2 1 2 5 2 3 15
SOBRECARGA - HUMEDAD 18 3 8 26 3 10 68
SOBRECARGA - SOBRETENSION 1 1
SOBRETENSION 14 22 6 39 1 9 21 112
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 5 6 1 15 3 4 34
SOBRETENSION - HUMEDAD 13 8 17 13 5 11 67
VANDALIZADO 2 2
Total general 147 101 90 245 1 50 105 739
Criterio Cantidad Zona
Máximo valor de transformadores por una falla y zona 62 Centro
Máximo valor de transformadores por falla 210 NA
Máximo valor de transformadores por zona 245 Oriente
Máximos valores de fallas
Aislamiento - Humedad
Falla
Aislamiento - Humedad
NA
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Fallas de acuerdo a la zona año 2015 nos muestra:
De un universo de 739 transformadores el 28,42% fallo por aislamiento
y humedad.
De un universo de 739 transformadores el 33.15% fallo en la zona
Oriente
El 24 % de las fallas presentadas en Oriente fueron por aislamiento –
Humedad.
Marca:
Se analiza los 739 transformadores en las 24 marcas que fallaron en dicho año
encontrando en ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.:
Etiquetas de fila ABB ANDINA AWA BBC BROWN BOVERI CYCO ENERGY FBM
GENERAL
ELECTRIC IER INTECRI MAGNETRON MAGNETRON MITSUBISHI NA RETEC RTO RYMEL SIEMENS SUNTEC TECNELECTRO TECNIELECTRIC TPL WESTINGHOUSE RBT SIEMENS Total general
AISLAMIENTO 1 1 2
AISLAMIENTO - HUMEDAD 15 7 1 2 1 1 1 4 3 58 1 1 1 11 35 14 49 4 1 210ALTAS PERDIDAS EN VACIO
(EN EL NUCLEO) 1 1
CONMUTADOR MALO 1 1
CONTAMINADO UIS 1 1 3 1 1 3 10
GARANTIA 4 1 5
HUMEDAD 1 2 1 4
MANTENIMIENTO BUENO 8 26 11 6 1 52
NO APLICO REPARACION 1 1
NO REPARABLE POR FYR 1 1 2
PENDIENTE UIS 1 1 1 1 23 8 7 2 44
PERDIDAS EN EL COBRE 1 1
PERDIDAS EN VACIO 1 1
SE INCENDIO 1 1
SOBRECARGA 12 1 35 1 33 21 1 1 105SOBRECARGA -
AISLAMIENTO 3 4 2 5 1 15
SOBRECARGA - HUMEDAD 7 1 1 29 5 11 2 12 68SOBRECARGA -
SOBRETENSION 1 1
SOBRETENSION 19 1 3 38 30 14 1 4 1 1 112SOBRETENSION -
AISLAMIENTO 1 17 4 5 1 6 34
SOBRETENSION - HUMEDAD 1 2 2 1 28 1 6 6 5 1 13 1 67
VANDALIZADO 2 2
Total general 69 13 1 1 2 2 3 2 6 7 269 1 1 3 1 1 116 114 1 24 1 93 6 1 1 739
Tabla 6 Máximos valores de falla por Marca año 2015
Máximos valores de fallas
Criterio Cantidad Falla Marca
Máximo valor de transformadores por
una falla y marca 210
Aislamiento - Humedad
Magnetrón
El análisis de Figura 62. Fallas de acuerdo a la zona año 2015 y Tabla 6 Máximos
valores de falla por Marca año 2015 nos muestra :
De un universo de 739 transformadores el 27.6% fallo por aislamiento y
humedad y de marca Magnetrón
Capacidad: Se analiza los 739 transformadores en las 16 capacidades
comerciales que fallaron en dicho año se puede observar en Figura 63. Fallas
de acuerdo a la Capacidad año 2015
Figura 63. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2015
Etiquetas de fila 0,5 3 5 10 15 20 25 30 37,5 45 50 75 100 112,5 150 NA Total general
AISLAMIENTO 1 1 2
AISLAMIENTO - HUMEDAD 2 23 12 30 51 3 24 3 23 32 1 5 1 210
ALTAS PERDIDAS EN VACIO (EN EL NUCLEO) 1 1
CONMUTADOR MALO 1 1
CONTAMINADO UIS 2 2 2 1 2 1 10
GARANTIA 2 1 1 1 5
HUMEDAD 1 1 1 1 4
MANTENIMIENTO BUENO 1 12 5 3 5 3 4 1 7 8 1 2 52
NO APLICO REPARACION 1 1
NO REPARABLE POR FYR 1 1 2
PENDIENTE UIS 16 10 6 1 7 1 1 1 1 44
PERDIDAS EN EL COBRE 1 1
PERDIDAS EN VACIO 1 1
SE INCENDIO 1 1
SOBRECARGA 2 5 48 19 13 2 6 6 1 3 105
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 1 3 4 2 2 2 1 15
SOBRECARGA - HUMEDAD 23 8 9 9 5 4 2 2 6 68
SOBRECARGA - SOBRETENSION 1 1
SOBRETENSION 5 36 24 11 4 11 5 7 3 5 1 112
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 13 4 10 4 1 1 1 34
SOBRETENSION - HUMEDAD 1 14 3 10 15 10 1 4 7 1 1 67
VANDALIZADO 2 2
Total general 2 15 195 92 101 8 114 24 52 11 48 62 2 7 4 2 739
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabla 7. Máximos valores de falla por Capacidad año 2015
El análisis de Figura 63. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2015 y Tabla 7.
Máximos valores de falla por Capacidad año 2015.
De un universo de 739 transformadores el 24,28% fallo por aislamiento
y humedad en transformadores de 25 kVA
De un universo de 739 transformadores el 26,39% equivale a 195
transformadores de 5 kVA que fallaron por razones diferentes.
5.1.2 Análisis de información Año 2016:
Para el año 2016 la cantidad de transformadores analizados son 520
transformadores, que están distribuidos en seis zonas que son Centro,
Noroccidente, Norte, Oriente, Sur, Suroccidente; se analizaron para 16 fallas
descritas en el capítulo 3. Lo primero que se hace es evaluar en cada zona que fallas
se encontraron y el resultado se puede ver en Figura 63. Fallas de acuerdo a la
Capacidad año 2015
Criterio Cantidad
Máximo valor de transformadores por una
falla y capacidad51
Máximo valor de transformadores por falla 210
Máximo valor de transformadores por
capacidad195
Máximos valores de fallas
Capacidad (kVA)
25
NA
5
Aislamiento - Humedad
Falla
Aislamiento - Humedad
NA
Figura 64. Fallas de acuerdo a la zona año 2016
Tabla 8. Máximos valores de falla por zona año 2016
El análisis de Figura 64. Fallas de acuerdo a la zona año 2016 y Tabla 8. Máximos
valores de falla por zona año 2016:
De un universo de 520 transformadores el 28,08% fallo por aislamiento
y humedad.
De un universo de 520 transformadores el 31.73% fallo en la zona
Oriente
El 30.3 % de las fallas presentadas en Oriente fueron por aislamiento –
Humedad.
Etiquetas de fila CENTRO NOROCCIDENTE NORTE ORIENTE SUR SUROCCIDENTE Total general
AISLAMIENTO - HUMEDAD 17 32 26 50 12 9 146
APLICA GARANTIA 1 1 2
CONTAMINADO UIS 1 3 1 1 1 2 9
GARANTIA 1 2 3
HUMEDAD 1 1
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 2 2
MANTENIMIENTO BUENO 11 9 6 12 2 1 41
NA 1 1
NO REPARADO POR FYR 1 1
SOBRECARGA 8 14 7 22 7 5 63
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 2 2 4
SOBRECARGA - HUMEDAD 12 18 12 30 5 15 92
SOBRETENSION 7 15 7 27 3 7 66
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 6 10 1 4 1 22
SOBRETENSION - HUMEDAD 11 19 7 12 6 6 61
VANDALIZADO 1 1
(en blanco) 1 1 2 1 5
Total general 75 125 71 165 38 46 520
Criterio Cantidad
Máximo valor de transformadores por una falla y zona 50
Máximo valor de transformadores por falla 146
Máximo valor de transformadores por zona 165
Zona
Máximos valores de fallas
NA
NA
Oriente
Falla
Aislamiento - Humedad
Aislamiento - Humedad
NA
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Marca: Se analiza los 520 transformadores en las 19 marcas que fallaron en
dicho año encontrando en la Figura 65. Fallas de acuerdo a la Marca año 2016:
Figura 65. Fallas de acuerdo a la Marca año 2016
Tabla 9. Máximos valores de falla por Marca año 2016
Se realiza un análisis de Figura 65. Fallas de acuerdo a la Marca año 2016
y Tabla 9. Máximos valores de falla por Marca año 2016
De un universo de 520 transformadores el 28.07 % fallo por aislamiento
y humedad y de marca Magnetrón
Etiquetas de fila ABB ANDINA BBC
BROWN
BOVERI ENERGY FBM
GENERAL
ELECTRIC HOKAYA IER INTECRI MAGNETRON NA RETEC RETECT Rymel Siemens TECNELECTRO TPL WESTINGHOUSE Total general
AISLAMIENTO - HUMEDAD 10 7 1 1 1 1 1 49 2 1 19 28 5 18 2 146
APLICA GARANTIA 2 2
CONTAMINADO UIS 2 1 2 2 2 9
GARANTIA 1 1 1 3
HUMEDAD 1 1
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 1 1 2
MANTENIMIENTO BUENO 5 22 11 3 41
NA 1 1
NO REPARADO POR FYR 1 1
SOBRECARGA 7 37 17 2 63
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 2 1 1 4
SOBRECARGA - HUMEDAD 6 3 1 1 42 1 11 12 3 12 92
SOBRETENSION 7 1 35 1 8 11 1 2 66
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 2 1 12 2 2 1 2 22
SOBRETENSION - HUMEDAD 5 3 1 24 6 4 4 13 1 61
VANDALIZADO 1 1
(en blanco) 4 1 5
Total general 44 14 1 1 1 3 3 1 1 1 233 3 1 1 77 66 14 52 3 520
Máximos valores de fallas
Criterio Cantidad Falla Marca
Máximo valor de transformadores por una
falla y marca 146
Aislamiento - Humedad
Magnetrón
Capacidad: Se analiza los 520 transformadores en las 13 capacidades
comerciales que fallaron en dicho año encontrando en Figura 66. Fallas de
acuerdo a la Capacidad año 2016
Figura 66. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2016
Tabla 10 Máximos valores de falla por Capacidad año 2016
El análisis de Figura 66. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2016 y Tabla 10
Máximos valores de falla por Capacidad año 2016:
Etiquetas de fila 3 5 10 15 20 25 30 37,5 45 50 75 112,5 150 Total general
AISLAMIENTO - HUMEDAD 2 41 9 15 1 26 2 11 3 9 22 4 1 146
APLICA GARANTIA 1 1 2
CONTAMINADO UIS 1 1 5 1 1 9
GARANTIA 1 1 1 3
HUMEDAD 1 1
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 1 1 2
MANTENIMIENTO BUENO 7 7 1 7 2 3 7 6 1 41
NA 1 1
NO REPARADO POR FYR 1 1
SOBRECARGA 3 23 17 13 2 2 1 2 63
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 1 1 2 4
SOBRECARGA - HUMEDAD 1 37 11 16 2 14 4 1 3 3 92
SOBRETENSION 4 13 16 9 12 2 1 5 4 66
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 5 3 4 3 2 3 1 1 22
SOBRETENSION - HUMEDAD 13 4 5 23 8 3 5 61
VANDALIZADO 1 1
(en blanco) 2 1 1 1 5
Total general 11 144 72 65 3 92 11 33 6 32 44 6 1 520
Criterio Cantid
Máximo valor de
transformadores por una falla y
capacidad
144
Máximo valor de
transformadores por falla146
Máximo valor de
transformadores por capacidad0
Máximos valores de fallas
Capacidad (kVA)
5
NA
5
Falla
Aislamiento - Humedad
Aislamiento - Humedad
NA
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
De un universo de 520 transformadores el 27.69% fallo por aislamiento
y humedad en transformadores de 5 kVA
De un universo de 520 transformadores el 28.07% equivale a 146
transformadores que fallaron por razones diferentes.
5.1.3 Análisis de información Año 2017
Para el año 2017 la cantidad de transformadores analizados son 527
transformadores, que están distribuidos en seis zonas que son Centro,
Noroccidente, Norte, Oriente, Sur, Suroccidente; se analizaron para 16 fallas
descritas en el capítulo 3. Lo primero que se hace es evaluar en cada zona que
fallas se encontraron y el resultado en la Figura 67. Fallas de acuerdo a la zona año
2017:
Figura 67. Fallas de acuerdo a la zona año 2017
Etiquetas de fila CENTRO NOROCCIDENTE NORTE ORIENTE SUR SUROCCIDENTE Total general
AISLAMIENTO 1 1 2
AISLAMIENTO - HUMEDAD 7 8 7 22 6 4 54
CONTAMINADO GESTAM 1 1
CONTAMINADO UIS 1 1
GARANTIA 1 1
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 2 1 2 5
MANTENIMIENTO BUENO 6 2 5 9 5 1 28
PERDIDAS EN EL NUCLEO 1 1
SOBRECARGA 3 9 9 35 4 7 67
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 1 2 2 5 1 1 12
SOBRECARGA - HUMEDAD 9 13 5 46 8 11 92
SOBRETENSION 11 24 15 58 10 22 140
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 2 2 2 8 1 1 16
SOBRETENSION - HUMEDAD 12 20 7 38 11 17 105
VANDALIZADO 1 1
(en blanco) 1 1
Total general 53 83 54 224 48 65 527
Tabla 11. Máximos valores de falla por zona año 2017
Máximos valores de fallas
Criterio Cantidad Falla Zona
Máximo valor de transformadores por una falla y
zona 58 Sobretensión Oriente
Máximo valor de transformadores por falla
140 Sobretensión NA
Máximo valor de transformadores por zona
224 NA Oriente
El análisis de Figura 67. Fallas de acuerdo a la zona año 2017 y Tabla 11. Máximos
valores de falla por zona año 2017:
De un universo de 527 transformadores el 26.56% fallo por
sobretensión
De un universo de 527 transformadores el 42.50% fallo en la zona
Oriente
El 25.89% de las fallas presentadas en Oriente fueron por sobretensión
Marca: Se analiza los 527 transformadores en las 19 marcas que fallaron en
dicho año encontrando en la Figura 68. Fallas de acuerdo a la Marca año 2017
Figura 68. Fallas de acuerdo a la Marca año 2017
Etiquetas de fila ABB ACEC ANDINA ANDINA
BROWN
BOVERI FBM
GENERAL
ELECTRIC IER INTECRI MAGNETRON NA RYMEL SIEMENS TECNELECTRO TESLA TPL WESTINGHOUSE Total general
AISLAMIENTO 1 1 2
AISLAMIENTO - HUMEDAD 2 1 3 1 1 20 6 8 5 7 54
CONTAMINADO GESTAM 1 1
CONTAMINADO UIS 1 1
GARANTIA 1 1
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 1 3 1 5
MANTENIMIENTO BUENO 8 11 8 1 28
PERDIDAS EN EL NUCLEO 1 1
SOBRECARGA 7 1 32 17 6 3 1 67
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 2 1 3 2 2 2 12
SOBRECARGA - HUMEDAD 8 1 1 1 1 45 15 3 3 12 2 92
SOBRETENSION 16 1 66 2 26 17 12 140
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 2 6 3 1 4 16
SOBRETENSION - HUMEDAD 7 4 1 1 1 38 11 18 5 1 18 105
VANDALIZADO 1 1
(en blanco) 1 1
Total general 53 2 10 1 1 3 2 1 1 227 2 91 57 13 1 59 3 527
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabla 12. Máximos valores de falla por Marca año 2017
Se hace el análisis de la Figura 68. Fallas de acuerdo a la Marca año 2017 y Tabla
12. Máximos valores de falla por Marca año 2017
De un universo de 527 transformadores el 26.56 % fallo por
sobretensión y de marca Magnetrón
Capacidad: Se analiza los 527 transformadores en las 12 capacidades comerciales
que fallaron en dicho año encontrando que la Figura 69. Fallas de acuerdo a la
Capacidad año 2017:
Figura 69. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2017
Criterio Cantid Marca
Máximo valor de
transformadores por una falla y
marca
140 Magnetron
Máximo valor de
transformadores por falla0 NA
Máximo valor de
transformadores por marca227 Magnetron
Máximos valores de fallas
Falla
Sobretensión
Sobretensión
NA
Etiquetas de fila 3 5 10 15 20 25 30 37,5 45 50 75 150 Total general
AISLAMIENTO 1 1 2
AISLAMIENTO - HUMEDAD 2 15 4 2 10 6 1 4 10 54
CONTAMINADO GESTAM 1 1
CONTAMINADO UIS 1 1
GARANTIA 1 1
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 1 2 1 1 5
MANTENIMIENTO BUENO 4 3 2 1 3 3 3 3 5 1 28
PERDIDAS EN EL NUCLEO 1 1
SOBRECARGA 3 22 22 8 4 1 1 3 3 67
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 1 4 2 1 1 1 1 1 12
SOBRECARGA - HUMEDAD 52 6 8 10 4 3 1 4 3 1 92
SOBRETENSION 7 36 28 31 1 17 3 2 4 5 6 140
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 1 5 3 3 2 1 1 16
SOBRETENSION - HUMEDAD 1 32 7 20 25 1 5 6 8 105
VANDALIZADO 1 1
(en blanco) 1 1
Total general 15 172 75 75 2 73 14 26 8 27 37 3 527
Tabla 13. Máximos valores de falla por Capacidad año 2017
De acuerdo al análisis de la Figura 69. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2017 y
Tabla 13. Máximos valores de falla por Capacidad año 2017:
De un universo de 527 transformadores el 9.8% fallo por sobrecarga y
humedad en transformadores de 5 kVA
De un universo de 527 transformadores el 26.56% equivale a 140
transformadores que fallaron por sobretensión
De un Universo de 527 la mayor cantidad de fallas 172 se dieron en los
transformadores de 5 kVA equivale a 32.63%
5.2 Análisis probabilístico año 2017
Se han tomado cuatro criterios para realizar el análisis de fallas en los
transformadores, los cuales son los siguientes:
Diagnóstico.
Zona.
Marca. Capacidad.
Con los cuales, se puede determinar qué tan probable es que un transformador
falle con ciertas características específicas.
Máximos valores de fallas
Criterio Cantidad Falla Capacidad (kVA)
Máximo valor de transformadores por una falla
y capacidad 52
Sobrecarga - Humedad
5
Máximo valor de transformadores por falla
140 Sobretensión NA
Máximo valor de transformadores por
capacidad 172 NA 5
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Zona: Para empezar, se realiza el estudio determinando la probabilidad de falla de los
transformadores teniendo en cuenta la zona en la cual están ubicados, de acuerdo
a dos tablas, la primera contiene todos los transformadores fallados para el año
2017, y la segunda contiene todos los transformadores de CHEC para el año 2017.
Con estos datos, se determina una probabilidad de la siguiente manera:
Las siguientes Tabla 14. Transformadores por zona año 2017 y Tabla 15.
Transformadores fallados por zona año 2017 muestran tanto los transformadores
fallados como el total de ellos en CHEC para el año 2017.
Tabla 14. Transformadores por zona año 2017
Tabla 15. Transformadores fallados por zona año 2017
Cantidad Total de Transformadores Fallados
Zona Total
Centro 53
Noroccidente 137
Suroccidente 65
Sur 48
Oriente 224
Total 527
Cantidad Total de Transformadores
Zona Total
Centro 4135
Noroccidente 2594
Suroccidente 4283
Sur 1854
Oriente 2736
Total 15602
Para la zona centro fallaron 53 transformadores del total de 4135 para esta región.
Con lo cual, se puede preguntar ¿qué probabilidad hay de que esta misma
cantidad de transformadores (Lo que se denomina eventos en probabilidad)
ingresen fallados al laboratorio para el 2018?
La respuesta a continuación.
𝑃𝑟𝑜𝑏𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 = 53
4135100% = 1,28%
Lo que se interpreta diciendo que para la zona centro lo más probable es que de
cada 100 transformadores, fallen de 1 a 2 de éstos.
La Tabla 16. Probabilidad de falla por zona muestra las probabilidades para el
resto de regiones a continuación.
Tabla 16. Probabilidad de falla por zona
Probabilidad de Falla por Zona
Zona % de falla
Centro 1,28
Noroccidente 5,28
Suroccidente 1,52
Sur 2,59
Oriente 8,19
La información que se obtiene desde el laboratorio de acuerdo a los
transfo9rmadores que ingresan es que la zona Oriente es donde hay mayor
probabilidad de falla
Marca:
Ahora se procede a determinar las probabilidades de falla de acuerdo a la marca,
lo cual se realiza con los datos de la cantidad de transformadores fallados, y del
total de transformadores en CHEC.
Utilizando las tablas de la cantidad de transformadores fallados de acuerdo a la
marca, como el total de transformadores para el 2017, se tiene la siguiente Tabla
17. Probabilidad de falla por marca.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabla 17. Probabilidad de falla por marca
Probabilidad de falla por marca
Marca % de Falla
TESLA 50,00
ACEC 16,67
RYMEL 4,17
BROWN BOVERI 4,17
ABB 3,85
TPL 3,76
FBM 3,75
SIEMENS 3,57
MAGNETRON 3,42
WESTINGHOUSE 2,99
ANDINA 2,88
GENERAL ELECTRIC 2,35
TECNELECTRO 2,28
WSTINGHOUSE 1,49
IER 1,09
INTECRI 1,01
NA 1,01
De la anterior tabla se pueden deducir aspectos interesantes acerca de las marcas.
Lo primero a resaltar es el 50% en la marca Tesla, esto se debe a que se cuenta con
un total de 2 transformadores de esta marca, y en la cantidad de fallados se
presentó 1, el cual ingresó al laboratorio de transformadores. Lo segundo es la
probabilidad de 16,67% para la marca ACEC, lo que se explica teniendo en cuenta
que son un total de 12 transformadores, y de ellos fallaron 2.
Ahora, se analiza los transformadores que tienen marcas de proveedores que
han sido suministrados en grandes cantidades de acuerdo a las necesidades de
CHEC, Los que tienen cantidades mayores a 1000. Los cuales se muestran en la
siguiente Tabla 18. Transformadores fallados con mayores cantidades.
Tabla 18. Transformadores fallados con mayores cantidades
Marca Transformadores Fallados Total
ABB 53 1375
SIEMENS 57 1598
TPL 59 1640
RYMEL 91 2183
MAGNETRON 227 6646
Cantidad 487 13442
% del Total 92,41 86,16
Tabla 8 Transformadores fallados con mayores cantidades
Se puede apreciar que la cantidad de transformadores fallados, respecto a su total,
tiene un comportamiento relativamente proporcional. Para demostrar esto, se
procede a graficar los datos.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Figura 70. Transformadores Fallados y Total según la Marca
Como se puede apreciar en la Figura 70. Transformadores Fallados y Total según la
Marca, el comportamiento de la gráfica es muy cercana a ser proporcional, lo cual se
confirma con la línea de tendencia lineal ingresada en la gráfica.
De lo anterior se deduce que la marca NO es un factor determinante para determinar
que una marca sea mejor que la otra, por lo tanto, según los datos estadísticos, las
marcas no afectan para realizar una compra en el cual su desempeño sea más eficiente.
Nota: Es de tener en cuenta que el estudio se realizó con el 92,41% y 86,16% de
transformadores fallados y el total de CHEC, respectivamente; lo cual es una
aceptable para dar resultados concluyentes en el análisis.
Capacidad
Se realiza un análisis de acuerdo a la capacidad de potencia en kVA de los
transformadores que ingresaron al laboratorio de transformadores durante el año
2017. Las probabilidades de que un transformador falle de acuerdo a su capacidad, se
consignan en la siguiente Tabla 19. Probabilidad de falla por capacidad.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
0 50 100 150 200 250
Tota
l
Fallados
Transformadores Fallados vs Total
Tabla 19. Probabilidad de falla por capacidad
Probabilidad de Falla por Capacidad Capacidad (kVA) % de Falla
3 10,07
5 9,66
10 5,80
15 3,67
20 3,92
25 2,66
30 4,00
37,5 1,69
45 2,76
50 1,92
75 1,88
150 2,46
De la anterior tabla se resaltan los valores de 9,66% y 10,07%, para transformadores
de 3 kVA y 5 kVA.
Ahora se procederá a analizar los resultados para cantidades mayores a 1000
transformadores respecto a su capacidad. La Tabla 20. Probabilidad de falla por
capacidad con mayores cantidades con ellos consignados se muestra a continuación.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Tabla 20. Probabilidad de falla por capacidad con mayores cantidades
Capacidad (kVA)
Fallados Total % de Falla
10 75 1292 5,80
50 27 1409 1,92
37,5 26 1540 1,69
5 172 1781 9,66
75 37 1963 1,88
15 75 2043 3,67
25 73 2746 2,66
Cantidad 485 12774
% del Total 92,03 81,87
Tabla 10. Probabilidad de falla por capacidad con mayores cantidades
De la anterior tabla se pueden apartar tres grupos:
Primer grupo de transformadores de 5 y 10 kVA: Para este grupo, se observa que
la cantidad de fallados es realmente alta para la cantidad total de
transformadores, eso comparándolo con los otros grupos que tiene tasas más
bajas de fallados respecto a su total.
Segundo grupo de transformadores de 37.5, 50 y 75 kVA: Para el segundo grupo
se aprecian valores similares de fallados y totales, además de considerar que la
tasa de fallas en proporción a las del primer grupo es relativamente más baja.
Tercer grupo de transformadores 15 y 25 kVA: Al igual que para el segundo
grupo, aquí se observan valores similares de fallados y totales, y una tasa de falla
mayor en comparación con el segundo grupo.
Se puede determinar que los trasformadores que se clasificaron en el primer grupo
son los que tienen una probabilidad de falla de acuerdo a lo que ha ingresado al
laboratorio de transformadores.
Nota: Es de tener en cuenta que el estudio se realizó con el 92,03% y 81,87% de
transformadores fallados y el total de CHEC, respectivamente; lo cual es una
aceptable para dar resultados concluyentes en el análisis.
5.3 Diagnóstico del laboratorio de transformadores de
acuerdo a las fallas:
Realizando un análisis de fallas en los transformadores que ingresaron al laboratorio
para el año 2017 se tiene: En primer lugar, se muestra la Tabla 21. Diagnóstico por falla,
que contiene los tipos de falla y la cantidad de transformadores que fallaron por ésta.
Tabla 21. Diagnóstico por falla
Tipo de Falla Cantidad % de Falla
AISLAMIENTO 2 0,38
AISLAMIENTO - HUMEDAD 54 10,27
CONTAMINADO GESTAM 1 0,19
CONTAMINADO UIS 1 0,19
GARANTIA 1 0,19
MANTENIMIENTO - PRUEBAS 5 0,95
MANTENIMIENTO BUENO 28 5,32
PERDIDAS EN EL NUCLEO 1 0,19
SOBRECARGA 67 12,74
SOBRECARGA - AISLAMIENTO 12 2,28
SOBRECARGA - HUMEDAD 92 17,49
SOBRETENSION 140 26,62
SOBRETENSION - AISLAMIENTO 16 3,04
SOBRETENSION - HUMEDAD 105 19,96
VANDALIZADO 1 0,19
Total 526 100
Como se puede observar en la Tabla 21. Diagnóstico por falla, la mayor cantidad de
transformadores en el año 2017 fallaron por sobretensión, siendo casi la tercera parte
de las fallas.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Además de ello, es de considerar que las fallas con más tendencia en los
transformadores de mayor a menor son:
1. Sobretensión. 2. Sobretensión y humedad. 3. Sobrecarga y humedad. 4. Sobrecarga. 5. Aislamiento y humedad.
Lo que lleva a concluir que los mayores causantes de las fallas a transformadores
son por sobretensión, sobrecarga y humedad.
5.3.1 Diagnóstico y zona
De acuerdo al tipo de falla y a la zona donde fallaron, los cuales vienen en el formato
E1, se puede establecer la probabilidad de que un transformador falle por cierto tipo
de diagnóstico y en cierta zona. A continuación, se mostrarán los cinco datos más
grandes de transformadores fallados por zona haciendo un cruce entre el diagnóstico
y la zona.
Tabla 22. Probabilidad de falla con diagnóstico y zona
Diagnóstico CENTRO NOROCCIDENTE ORIENTE SUR SUROCCIDENTE % de Falla
SOBRETENSION - HUMEDAD 12 - - - - 0,29
SOBRETENSION - 24 - - - 0,93
SOBRETENSION - - 58 - - 2,12
SOBRETENSION - HUMEDAD - - - 11 - 0,59
SOBRETENSION - - - - 22 0,51
Observando la Tabla 22. Probabilidad de falla con diagnóstico y zona, se aprecia que
la zona con la mayor criticidad es oriente, en donde se presenta una probabilidad de
falla por sobretensión de 2,12%, lo cual indica que se debe analizar este tipo de
información para que se lleve a cabo estudios en dichas zonas.
5.3.2 Diagnóstico y Marca:
Se realiza el análisis de fallas teniendo en cuenta el diagnóstico y la marca, siendo así
que haciendo el cruce entre estas dos características se tomarán las marcas que tengan
más de 50 transformadores fallados, esto teniendo en cuenta que las otras marcas
tienen 10 o menos transformadores que corresponde a menos del 2% del total fallados.
La Tabla 23. Probabilidad de falla con diagnóstico y marcacon los datos consignados
se muestra a continuación.
Tabla 23. Probabilidad de falla con diagnóstico y marca
Diagnóstico ABB MAGNETRON RYMEL SIEMENS TPL %
de Falla
SOBRETENSION 16 - - - - 1,16
SOBRETENSION - 66 - - - 0,99
SOBRETENSION - - 26 - - 1,19
SOBRETENSION – HUMEDAD - - - 18 - 1,13
SOBRETENSION – HUMEDAD - - - - 18 1,10
Como se observa en la Tabla 23. Probabilidad de falla con diagnóstico y marca, la
probabilidad de falla es muy similar según los datos estadísticos y el valor máximo de
transformadores fallados por marca.
Con lo anterior se puede deducir que la marca no es influyente en el número de
transformadores fallados, o bien que ninguna proporciona grandes diferencias una de
la otra.
Sin embargo, es de tener en cuenta que en todas se tuvieron la mayor cantidad de
fallas por sobretensión, y que además para SIEMENS y TPL se tuvieron diagnósticos
también por humedad.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
5.3.3 Diagnóstico y capacidad: Se realiza el análisis haciendo un cruce entre el diagnóstico y la capacidad.
La Tabla 24. Probabilidad de falla con diagnóstico y capacidad se muestra a
continuación, teniendo en cuenta las capacidades con valores mayores a los 20
transformadores fallados cruzando el diagnóstico.
Tabla 24. Probabilidad de falla con diagnóstico y capacidad
Diagnóstico 5 kVA 10 kVA 15 kVA 25 kVA % de Falla
SOBRECARGA - HUMEDAD 52 - - - 2,92
SOBRETENSION - 28 - - 2,17
SOBRETENSION - - 31 - 1,52
SOBRETENSION - HUMEDAD - - 25 0,91
Observando la Tabla 24. Probabilidad de falla con diagnóstico y capacidad, la mayor
probabilidad de falla está en los transformadores de 5 y 10 kVA, además de ello, el
diagnóstico por sobrecarga es mayor respecto a las fallas por sobretensión.
5.4 Resumen de análisis:
Teniendo en cuenta todos los datos de los tres años se presenta el siguiente
análisis en la Tabla 25. Resumen de análisis :
Tabla 25. Resumen de análisis
Año
Transformadores
que ingresaron al
Laboratorio
Mayor Cantidad de
transformadores
dañados por Zona
ZONA
Mayor cantidad de
transformadores
fallados por MARCA
MARCA
Mayor cantidad de
transformadores
fallados por CAPACIDAD
CAPACIDAD
kVA
2015 739 245 Oriente 269 MAGNETRON 195 5
2016 520 165 Oriente 233 MAGNETRON 144 5
2017 527 224 Oriente 227 MAGNETRON 172 5
Figura 71. Resumen de ingreso al laboratorio
Se tiene un análisis del tema probabilístico y determina que los puntos a evaluar se
pueden observar en la Tabla 26. Puntos críticos
Tabla 26. Puntos críticos
Puntos críticos Máxima probabilidad de falla (%)
Zona Oriente 8,19
Marcas sin influencia en fallas NA
Capacidad de 5 y 10 kVA 9,66 y 5,8
Fallas de Sobretensión y Sobrecarga 46,58 y 30,23
Fallas de Sobretensión en Oriente 2,12
Falla de Sobretensión en RYMEL 1,19
Falla de Sobrecarga en 5kVA 2,92
Tabla 15. Puntos críticos
5.5 Síntesis de capítulo cinco:
Se escoge la distribución de probabilidad para el análisis de datos de la información
que se tiene de los transformadores fallados que ingresaron al laboratorio, se tiene
presente los datos de los años 2015, 2016 y 2017, con esta información se obtiene 3
variables que son las analizadas, marca, zona y capacidad. La información obtenida se
aplica la distribución de probabilidad y arroja información valiosa para la toma de
decisiones en la aplicación de buenas prácticas, cumpliendo con los objetivos.
739
245 269 1955
520
165 233144
5
527
224 227 1725
0
200
400
600
800
Transformadores queingresaron alLaboratorio
Mayor Cantidad detransformadores
dañados por Zona
Mayor cantidad detransformadores
fallados por MARCA
Mayor cantidad detransformadores
fallados porCAPACIDAD
CAPACIDADkVA
RESUMEN DE INGRESO AL LABORATORIO
2015 2016 2017
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
ANEXOS: DEFINICIONES PARA UN ANÁLISIS
ESTADÍSTICO
A a
En este capítulo se define los diferentes tipos de distribución que existen, para
determinar cuál es el mejor método que será utilizado para el análisis de las fallas de
los transformadores de Chec
E acuerdo a las diferentes definiciones que existen en la literatura, a lo que se
hace referencia a que es un análisis estadístico es poder evaluar bien a fondo los
datos de una o más variables de manera particular, buscando tendencias que de
terminen la traza a buscar.
6 Análisis estadísticos
Se debe tener en cuenta que los métodos estadísticos deben ajustarse al propósito y
ser validados estadísticamente, por lo cual su base teórica debe ser bastante confiable.
Se debe tener en cuenta que todo método estadístico debe tener diferentes etapas
como [24]:
Recolección de información
Reconteo
Tabulación y gráfico
Análisis
Revisando varios tipos de distribución encontramos los siguientes:
6.1 Distribución Normal
En este tipo de análisis se puede tomar como la herramienta en la cual se calcule
probabilidades (25), la gráfica de esta función es como una campana, para entender
mucho mejor estás definiciones se debe tener claro los conceptos básicos, como:
a. Media: es un promedio de ciertas variables.
b. Mediana: cuando en un conjunto de se tiene ordenado de menor a
mayor y se tiene el valor central teniendo en cuenta que hay una
distribución por encima y por debajo del 50 % de información
c. Moda: Cuando un dato se repite con mucha frecuencia.
D
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6.2 Distribución de probabilidad [26]
Está distribución es la más importante para nuestro caso ya que es aquella que tiene
en cuenta todos los posibles resultados que se den en el posible evento que se lleve a
cabo tanto en el futuro, obteniendo resultados que puedan ser objeto de un análisis
respectivo.
6.3 Métodos de Probabilidad [27]
6.3.1 Probabilidad condicionada
Se puede entender que la probabilidad condicionada sede como su nombre lo indica
por una condición de un suceso hacia otro, por este hecho para el laboratorio de
transformadores se puede determinar que conociendo la probabilidad de que un
transformador falle en el oriente y sea de cierto comercializador, entonces se puede
conocer la probabilidad de que el transformador falle en el occidente y también sea de
las mismas condiciones comerciales
Ecuación:
𝑃(𝐴|𝐵) = 𝑃(𝐴|𝐵)
𝑃(𝐴)
6.3.2 Probabilidad compuesta
Para la probabilidad compuesta, lo que se da es que se den dos eventos
simultáneamente, lo que indica que sería que ocurrieran al mismo tiempo o teniendo
en cuenta dos variables, para el caso en el laboratorio sería la probabilidad de que en
el diagnóstico hecho se tenga que es un tipo de transformador y fallo en la misma zona
Ecuación:
𝑃(𝐴 ∩ 𝐵) = 𝑃(𝐴) ∗ 𝑃(𝐴|𝐵)
6.3.3 Teorema de la Probabilidad total
Para la probabilidad total se establece que se deben tener en cuenta dos etapas, la
primera es que toda probabilidad sume un cien (100) porciento y la segunda es que se
pueda dar otra probabilidad en otras variables, esté análisis servirá para una
metodología de falla.
Ecuación:
𝑃(𝐵) = ∑(𝐴𝑖) ∗ 𝑃(𝐵/𝐴𝑖)
6.4 Distribución Posion
Este modelo es particular ya que su resultado es de un conjunto donde siempre
existirá una probabilidad la cual no será nula lo que indica que se le puede dar valor
al resultado
6.5 Distribución T student
Si se tiene una muestra pequeña está distribución es la más aplicable y se hace cuando
se calcula la media de la población, además si la desviación de una muestra se
desconoce y se debe hacer los análisis de este.
6.6 Distribución de weibull
Esta distribución se utiliza en el modelamiento de datos, y se hace antes de la falla,
una de las cualidades de este tipo de distribución es que modela datos que no son
continuos, su característica especial es que describe los parámetros de escala, forma,
valor umbral.
6.7 Síntesis de capítulo Seis.
En el capítulo cinco se describen diferentes tipos de distribución que existen, por
lo cual se expresa el significado de cada una de estas, las cuales servirán de referente
para realizar el análisis de las fallas en el siguiente capítulo con el método escogido.
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CONCLUSIONES Y FUTUROS DESARROLLOS
A a
Se relacionan las conclusiones generales del trabajo propuesto, además se hacen las
recomendaciones para trabajos futuros.
L presente documento, describe a continuación las conclusiones del trabajo
realizado, y describe la manera en que se cumplen los objetivos propuestos como
parte de los requisitos de la propuesta de trabajo de grado inicial.
7 Conclusiones generales
El trabajo que se llevó a cabo para determinar el estado de los transformadores
durante un periodo de tiempo de un año de acuerdo a las fallas analizadas, se enmarcó
en el trabajo ejecutado en el laboratorio de transformadores de CHEC durante los
años 2015,2016 y 2017, se pudo determinar que trabajar bajo la guía técnica
colombiana GTC 71 hace que se tenga un referenciamiento frente el tema regulatorio,
dependiendo de este para definir cada una de las fallas que se presentan al interior del
laboratorio y que se tenía solo como base subjetiva a través de la experticia de las
personas que laboran en el laboratorio, se hizo necesario identificar cada falla en todos
los equipos que ingresaron en el tiempo estudiado desde el año 2015 a 31 de diciembre
del año2017 se pudo determinar que para cada una de estas fallas se necesita
desarrollar un equipo el cual sea la herramienta y el desarrollo tecnológico adecuado
que apalanque el trabajo en el área de trabajo del laboratorio soportado en todo el
tema normativo. Parte fundamental de este trabajo es identificar Los análisis
probabilísticos hechos a los transformadores fallados durante los años analizados
mostraron resultados importantes, los cuales obliga en pensar en las prácticas de
mantenimiento que se realizan teniendo como principal objetivo replantear y evaluar
el tema con las áreas asignadas, el tema determina que:
La zona Oriente de Caldas es una zona de alta criticidad, la probabilidad de
fallas en transformadores en dicha región es más alta que en cualquiera de las
otras regiones.
Un punto determinante en este trabajo fue evaluar que la marca no es un factor
determinante respecto a la cantidad de fallas que se presentan en los
transformadores.
La empresa debería considerar factores como economía o beneficios que
ofrezcan los proveedores de marcas para la compra de transformadores, puesto
que su eficiencia en campo está presentando el mismo rendimiento para
E
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cualquier marca.
Los transformadores de capacidad de 5kVA y 10 kVA, presentan más fallas
que los de capacidad de 15 kVA y 25 kVA, y éstos a su vez presentan más fallas
que los de capacidad de 37.5, 50 y 75 kVA; lo que lleva a concluir que el cuidado
y la protección que se le brinda a los transformadores de baja potencia es más
baja que los de alta; o bien que los de baja potencia presentan una menor
calidad en comparación a los de alta; o que los de baja potencia están sometidos
a altas exigencias que causan sus fallas.
Teniendo el análisis de los transformadores fallados durante los años 2015 al
año 2017 se encuentra que la mitad de los fallados tienen como diagnóstico que
la causa fue una sobretensión, lo que necesita un análisis de instalación de la
zona, o el manejo del transporte, los cuales deben ser analizados con prioridad
alta.
Teniendo en cuenta los objetivos específicos se cumplen con:
Evaluar los resultados obtenidos por las fallas que se identifican en los diferentes transformadores del sistema de distribución del operador de red y clasificar de acuerdo a cada proveedor de transformador.
Se realiza el trabajo con los transformadores que ingresaron desde 2015 a la fecha,
se clasifica cada una de las fallas de acuerdo a la guía técnica colombiana GTC71,
se toma un registro fotográfico y se hace su clasificación, se hace un análisis
probabilístico con el cual podemos determinar que la desviación de falla por
marca no es significativo, ya que la tendencia es la misma en las diferentes marcas.
Recopilar los resultados dados por el laboratorio de transformadores y hacer un enlace con la información suministrada de las fallas que ocurrieron:
En el capítulo 4 se hace un análisis enfocado en marca, zona y capacidad de
transformador, se hace de los años 2015 a 2017, los cuales nos muestran resultados
los cuales dan para nuevos estudios que se deben hacer en otros posibles trabajos
de investigación.
Clasificar de acuerdo a las causas de falla que se presenta en los
transformadores, determinando las causantes que son objeto de
mantenimiento: Teniendo presente el análisis hecho se encontró que las mejores
prácticas de mantenimiento se pueden desarrollar en dos fases, la primera hace
referencia a la zona Oriente, la cual presenta la mayor cantidad de
transformadores fallados que ingresaron durante los años 2015 al 2017, se puede
determinar que el mantenimiento que se realiza de acuerdo a la falla que más se
evidenció como sobre carga-humedad y sobretensión hace que se implemente
nuevos planes enfocados en dicha falla para minimizar el riesgo que se presente
en esta zona este tipo de falla.
7.1 Aportes
Este trabajo recopila la información de tres años de los transformadores que
ingresaron al laboratorio de transformadores, los cuales se les realiza la debida
inspección y se determina por que fallaron, con la información suministrada se tenía
una base de datos la cual gracias a este trabajo se pudo determinar la importancia de
evaluar cada una de las fallas estipuladas en la GTC71, teniendo esta información de
manera visual se debe desarrollar al interior de la empresa y del laboratorio una mejor
práctica para definir el cómo se debe trabajar en cada uno de estos de acuerdo a la
falla obtenida, el análisis probabilístico trabajado en el capítulo 4 muestra que se
deben tener mejores prácticas de mantenimiento a través de los resultados obtenidos,
todos estos en las diferentes zonas y capacidades. Este trabajo aporta al análisis de
resultado obtenido por el trabajo del día a día que antes no se tenía en cuenta y no se
analizaba.
7.2 Futuros desarrollos
- Se debe iniciar con la búsqueda del desarrollo de un equipo que esté basado
en un software que informe desde que se hace el diagnóstico a los
transformadores, la falla de acuerdo a la GTC71 que se debe ejecutar.
- Con el análisis hecho se debe definir en los planes de mantenimiento, en las
zonas como el oriente como proteger los transformadores de distribución
en especial los de baja carga, protegiendo así cada uno de estos equipos
- Determinar cuál sería el equipo con el cual se proteja el activo definido como transformador, el cual pueda ser utilizado sin importar la zona en la cual se pueda trabajar de acuerdo a sus condiciones climáticas.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] El principio de Pareto 2016. Editorial LEPETITLITTERAIRE.
[2] Ministerio del medio ambiente. Resolución 0222 de 2011. Bogotá, Colombia
[3] Diccionario de términos ambientales: Reciclaje de residuos industriales. Pag 1164.2012 Madrid.
[4] Sena, Norma competencia laboral 220201030. Manual para la Gestión Integral de Bifenilos Policlorados - PCB No. 3. Muestreo, toma de muestras, análisis e identificación de equipos y desechos contemplados en la normativa ambiental de PCB
[5] Resolución No. 0222, Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, dic. 2011.
[6] Standard Practices for Sampling Electrical Insulating Liquids.ASTMD923.2015
[7] Standard Test Method for Determination of Polychlorinated Biphenyls (PCBs) in Waste Materials by Gas Chromatography.ASTMD6160.1998(2017)
[8] Standard Practice for Sampling Insulating Liquids for Gas Analysis and Determination of Water Content. ASTMD3613. (Withdrawn 2007)
[9] Insulating liquids - Contamination by polychlorinated biphenyls (PCBs) - Method of determination by capillary column gas chromatography.IEC 61619.1997
[10] Screening Test Method for Polychlorinated Biphenyls in Transformer Oil.EPA 9079.Dic 1996.
[11] Polychlorinated biphenyls (pcbs) by gas chromatography.EPA 8082.Revisión 1. febrero 2017
[12] M2-SAPc-05 muestreo de PCB en aceites dieléctricos y superficies sólidas
[13] Central Hidroeléctrica de Caldas, Laboratorio de Mantenimiento de Transformadores, Archivos de solicitud energización de transformadores.2012
[14] EPA SW–846 Method 9079 [14]Revisión 0 Dic/1999
[15] GTC 71, Guía para la Reclamación de Garantías de Transformadores, 2000.Transformadores.
[16] Using Voltage Flicker Measurements to Protect Valuable Sub-Station Assets. Blog.Power Monitoring Solution.
[17] Ingeniería de máquinas y sistemas eléctricos.Incidencias y averías en la explotación de transformadores de distribución. Blog Andrés Granero.
80 Referencias bibliográficas
[18] Keller eng eléctrica e seg. Do trabalho; Termografía Infrarroja. Nivel II. By Mar Cañada Soriano, Rafael Royo Pastor. Fundación Confemetal
[19] Grantel equipamentos. https://desenchufados.net/arco-electrico-producido-en-aisladores-bajo-lluvia/
[20] Wikimedia commons; categoría: Transformers diagrams. File Dy5.noviembre 2016.
[21] Veretra. http://www.veretra.com.mx/galleria/mantenimiento-preventivo/
[22] El Método Estadístico. Presentación Jesús Reynaga Obregon.2015.
https://es.scribd.com/document/205200619/04REYNAGA1Y2-pdf
[23] Matemáticas visuales. http://www.matematicasvisuales.com/html/probabilidad/varaleat/normal.html
[24] Distribuciones de probabilidad. Yovana Marin de la Fuente. https://es.slideshare.net/yovana93/tipos-de-12071948
[25] Ordonez H., Estadística II, Prueba Chi-cuadrado o Bondad de Ajuste, Universidad
[26] Nacional de Colombia Sede Manizales, www.virtual.unal.edu.co.