la trazabilidad del transformador de distribución en un

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


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


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


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


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


Figura 40. Presencia esquirlas de cobre. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC

........................................................................................................................................... 58

Figura 41. Aislamiento defectuoso de los alambres. Fuente: Laboratorio de


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


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


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


Figura 62. Fallas de acuerdo a la zona año 2015................................................................... 74

Figura 63. Fallas de acuerdo a la Capacidad año 2015......................................................... 76


Figura 65. Fallas de acuerdo a la Marca año 2016 ................................................................ 79



Figura 68. Fallas de acuerdo a la Marca año 2017 ................................................................ 82


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

http://www.dexsil.com/uploads/docs/l2000dxmanualv1.28.rv0.pdf

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

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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.

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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]

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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]

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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


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:


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.

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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.

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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:


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:


Figura 28. Ausencia de válvulas de sobrepresión. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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:


Figura 32. Aisladores alta tensión ennegrecidos. Fuente: Laboratorio de transformadores de CHEC.

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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.

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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


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


------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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


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:


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:


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:


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:


------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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


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


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


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:


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


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.

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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


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


GARANTIA 4 1 5

HUMEDAD 1 2 1 4

MANTENIMIENTO BUENO 8 26 11 6 1 52



PENDIENTE UIS 1 1 1 1 23 8 7 2 44



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


Criterio Cantidad Falla Marca

Máximo valor de transformadores por

una falla y marca 210


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


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



PENDIENTE UIS 16 10 6 1 7 1 1 1 1 44



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.


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


capacidad195


Capacidad (kVA)

25

NA

5


Falla


NA



El análisis de Figura 64. Fallas de acuerdo a la zona año 2016 y Tabla 8. Máximos

valores de falla por zona año 2016:


y humedad.


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


APLICA GARANTIA 1 1 2


GARANTIA 1 2 3

HUMEDAD 1 1

MANTENIMIENTO - PRUEBAS 2 2


NA 1 1

NO REPARADO POR FYR 1 1

SOBRECARGA 8 14 7 22 7 5 63

SOBRECARGA - AISLAMIENTO 2 2 4


SOBRETENSION 7 15 7 27 3 7 66

SOBRETENSION - AISLAMIENTO 6 10 1 4 1 22


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


NA

NA

Oriente

Falla



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


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 - 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


Criterio Cantidad Falla Marca

Máximo valor de transformadores por una

falla y marca 146


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


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


SOBRECARGA 3 23 17 13 2 2 1 2 63

SOBRECARGA - AISLAMIENTO 1 1 2 4


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


Capacidad (kVA)

5

NA

5

Falla



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:


Etiquetas de fila CENTRO NOROCCIDENTE NORTE ORIENTE SUR SUROCCIDENTE Total general

AISLAMIENTO 1 1 2


CONTAMINADO GESTAM 1 1

CONTAMINADO UIS 1 1

GARANTIA 1 1

MANTENIMIENTO - PRUEBAS 2 1 2 5


PERDIDAS EN EL NUCLEO 1 1

SOBRECARGA 3 9 9 35 4 7 67



SOBRETENSION 11 24 15 58 10 22 140

SOBRETENSION - AISLAMIENTO 2 2 2 8 1 1 16


VANDALIZADO 1 1

(en blanco) 1 1

Total general 53 83 54 224 48 65 527



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


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 UIS 1 1

GARANTIA 1 1

MANTENIMIENTO - PRUEBAS 1 3 1 5

MANTENIMIENTO BUENO 8 11 8 1 28


SOBRECARGA 7 1 32 17 6 3 1 67


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:


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


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 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


SOBRECARGA 3 22 22 8 4 1 1 3 3 67

SOBRECARGA - AISLAMIENTO 1 4 2 1 1 1 1 1 12


SOBRETENSION 7 36 28 31 1 17 3 2 4 5 6 140


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.


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


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



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

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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.

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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

------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

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.

https://desenchufados.net/arco-electrico-producido-en-aisladores-bajo-lluvia/

https://desenchufados.net/arco-electrico-producido-en-aisladores-bajo-lluvia/

http://www.veretra.com.mx/galleria/mantenimiento-preventivo/

https://es.scribd.com/document/205200619/04REYNAGA1Y2-pdf

http://www.matematicasvisuales.com/html/probabilidad/varaleat/normal.html

https://es.slideshare.net/yovana93/tipos-de-12071948

la trazabilidad del transformador de distribución en un

Documents