Metodologia-de-mantenimiento-preventivo-del-cambiador-de-derivaciones-bajo-carga-de-transformadores-trifasicos

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 UNIDAD PROFESIONAL ADOLFO LÓPEZ MATEOS 
 DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 
 
 METODOLOGÍA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL 
CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA DE 
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS 
 
TESIS 
Que para obtener el título de 
Ingeniero Electricista 
 
PRESENTAN 
CARLOS BETANCOURT MENDOZA 
SERGIO JESÚS GALVÁN ARGOTE 
 
ASESORES 
ING. ENRIQUE GARCÍA GUADARRAMA 
M. EN C. RENÉ TOLENTINO ESLAVA 
 
MÉXICO, D. F. FEBRERO 2014 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIAS 
Gracias a Dios: 
Por guiar y bendecir mí camino. 
 
A mis padres: 
Nancy Concepción Mendoza Medina 
Carlos Betancourt Morales 
A quienes debo todo lo que soy y pueda llegar a ser, por sus consejos y sacrificios 
sin límite. 
 
A mi hermana: 
Karen Betancourt Mendoza 
Por creer siempre en mí y por su valioso apoyo. 
Carlos Betancourt Mendoza 
 
Gracias Dios. 
Por concederme tu serenidad, valor y sabiduría para seguir adelante todos los 
días. 
 
A mis padres. 
Gracias por su apoyo y amor incondicional todos los días de mi vida. 
Por guiarme siempre conforme a sus experiencias y amor. 
 
A mi hermano. 
Por extender su mano hacia mi cuando lo he necesitado. 
 
A mi abuela. 
Por todo su amor, esfuerzo y sacrificios diarios en este camino. 
 Sergio Jesús Galván Argote
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
 
 
CONTENIDO 
RESUMEN ................................................................................................................ i 
INTRODUCCIÓN .................................................................................................... ii 
RELACIÓN DE FIGURAS ...................................................................................... iv 
RELACIÓN DE TABLAS ........................................................................................ vi 
 
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO 
CARGA (CDBC) 
 
1.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ........................................................... 2 
1.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA CON CDBC ........................................... 3 
1.3 CAMBIADOR DE DERIVACIONES .................................................................. 4 
 1.3.1 Cambiador de Derivaciones Bajo Carga (CDBC) ................................... 5 
 1.3.2 Designación de un Cambiador de Derivaciones Bajo Carga ................... 9 
 1.3.3 Partes Constitutivas del Cambiador de Derivaciones Bajo Carga ......... 10 
 1.3.3.1 Gabinete de Accionamiento y Mando ........................................ 11 
 1.3.3.2 Mecanismo de Transmisión ....................................................... 11 
 1.3.3.3 Cabeza del Cambiador .............................................................. 12 
 1.3.3.4 Selector de Tomas .................................................................... 13 
 1.3.3.5 Conmutador ............................................................................... 15 
1.4 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO .................................................................... 16 
1.5 METODOLOGÍA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO ................................ 19 
 
CAPÍTULO 2. FALLAS Y DIAGNÓSTICO DEL CAMBIADOR DE 
DERIVACIONES BAJO CARGA (CDBC) 
 
2.1 MODOS DE FALLA DE UN CDBC ................................................................. 21 
2.2 TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO DEL CDBC .................................................. 28 
 2.2.1 Diagnóstico en Base a Gases Disueltos en el Aceite ............................ 29 
 2.2.2 Medición de la Temperatura (Prueba opcional) ...................................... 32 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
 
 
 
 
 
 2.2.3 Medida de la Resistencia Dinámica de Contacto (Prueba opcional) ...... 33 
CAPÍTULO 3. PROCEDIMIENTO DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO AL 
CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA 
3.1 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO ............................................................. 36 
 3.1.1 Seguridad .............................................................................................. 36 
 3.1.2 Políticas de Seguridad ........................................................................... 40 
 3.1.3 Maniobras de Desconexión ................................................................... 40 
3.2 INSPECCIÓN DEL CDBC .............................................................................. 42 
3.3 REVISIÓN DEL CDBC ................................................................................... 43 
 3.3.1 Análisis y Vaciado del Aceite ................................................................. 44 
 3.3.2 Elevación y Limpieza del CDBC ............................................................ 44 
 3.3.3 Filtrado del Aceite .................................................................................. 46 
 3.3.4 Comprobación de los Contactos ........................................................... 46 
 3.3.5 Comprobación de las Resistencias de Paso ......................................... 48 
 3.3.6 Introducción del CDBC en la Cuba ........................................................ 49 
 3.3.7 Comprobación de los Mecanismos de Accionamiento Motorizados ...... 49 
 3.3.8 Llenado de Aceite .................................................................................. 54 
 3.3.9 Llenado a Presión Atmosférica .............................................................. 55 
 3.3.10 Restablecimiento de la Bolsa de Gas .................................................. 55 
 3.3.11 Puesta en Servicio ............................................................................... 56 
3.4 SUSTITUCIÓN DE CONTACTOS DEL CDBC ............................................... 57 
3.5 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL MANTENIMIENTO AL CDBC ........................ 58 
 
CAPÍTULO 4. PRUEBAS POSTERIORES AL MANTENIMIENTO DEL 
TRANSFORMADOR DE POTENCIA 
 
4.1 PRUEBA DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA DEL ACEITE AISLANTE .................. 61 
 4.1.1 Elementos que Afectan la Vida del Aceite ............................................. 61 
 4.1.2 Características Eléctricas del Aceite ..................................................... 62 
 4.1.3 Procedimiento para la Determinación de la Rigidez Dieléctrica en 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
 
 
 
 
 
 Aceite usando Electrodos Planos …………………………………………..63 
 4.1.4 Medidas de Seguridad para Realizar la Prueba de Rigidez Dieléctrica 
 del Aceite Aislante ……………………………………………………………66 
 
 
4.2 PRUEBA DE FACTOR DE POTENCIA AL ACEITE AISLANTE .................... 66 
 4.2.1 Procedimiento para Realizar la Prueba ................................................. 67 
 4.2.2 Medidas de Seguridad en la Prueba de Factor de Potencia al Aceite 
 Aislante .................................................................................................. 69 
4.3 PRUEBA DE RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN ...................................... 69 
 4.3.1 Métodos de Prueba de Relación de Transformación ............................. 70 
 4.3.2 Medidas de Seguridad para Realizar la Prueba de Relación de 
 Transformación ...................................................................................... 73 
4.4 PRUEBA DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO DE LOS DEVANADOS ..... 74 
 4.4.1 Índice de Absorción y Polarización........................................................ 75 
 4.4.2 Factores que Afectan la Prueba ............................................................ 76 
 4.4.3 Procedimiento de Prueba ...................................................................... 78 
4.4.4 Medidas de Seguridad en la Prueba de Resistencia de Aislamiento de 
 los Devanados ………………………………………………………………79 
 
CONCLUSIONES ................................................................................................ 82 
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................... 85 
APÉNDICES ........................................................................................................ 87 
 Apéndice 1. Prueba de Rigidez Dieléctrica del Aceite. Formato M1 ............. 88 
 Apéndice 2. Prueba de Factor de Potencia del Aceite. Formato M2 ............. 89 
 Apéndice 3. Prueba de Relación de Transformación. Formato M3 ............... 90 
 Apéndice 4. Prueba de Resistencia de Aislamiento. Formato M4 ................. 91 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
 
i 
RESUMEN 
 
En el presente trabajo se desarrolló una metodología de mantenimiento preventivo 
en cambiadores de derivaciones bajo carga (CDBC), la cual permite realizar un 
proceso de mantenimiento preventivo basado en un programa de mantenimiento. 
En la metodología desarrollada, se expusieron los pasos, técnicas y métodos que 
guían a la realización de un mantenimiento preventivo confiable, seguro y de 
calidad con el cumplimiento de la normatividad que rige a este elemento como 
parte constitutiva del transformador. Para conocer el estado en que se encuentra 
un CDBC y tener la certeza si se requiere un mantenimiento preventivo se 
explicaron técnicas de diagnóstico que muestran las condiciones en las que se 
encuentra el Cambiador de Derivaciones Bajo Carga y que es lo que causa el 
deterioro y envejecimiento de las partes constructivas del CDBC. 
 
Esta metodología de mantenimiento de CDBC está basada en el análisis del 
número de operaciones, tiempo de servicio y el estado del aceite del Cambiador. 
Para determinar el estado del cambiador se realiza una prueba que tiene como 
nombre “Cromatografía de gases disueltos en aceite”. Los resultados que arroja 
esta prueba muestran la cantidad de gases que se encuentran disueltos en el 
aceite y mediante la aplicación de la norma NMX-J-308-ANCE-2003 “Guía para el 
manejo, almacenamiento, control y tratamiento de aceite minerales aislantes para 
transformadores en servicios” se realiza la interpretación de los resultados y se 
puede verificar si el cambiador puede seguir operando o requiere mantenimiento 
preventivo. 
 
En el desarrollo de esta tesis se obtuvo una metodología de mantenimiento 
preventivo que muestra como resultados que el CDBC debe ser capaz de cumplir 
con los requerimientos dieléctricos de elevación de temperatura, esfuerzos 
electromecánicos por cortocircuito y capacidad de sobrecarga del transformador, 
establecido en la norma IEC 60214-2 “Cambiador de derivaciones bajo carga” 
Para la comprobación del correcto funcionamiento del cambiador en conjunto con 
el cambiador de derivaciones, ya que es una parte constitutiva del transformador, 
se determinaron las pruebas finales que se deben realizar para constatar que el 
transformador en conjunto con el cambiador está en condiciones de operación. El 
desarrollo de estas pruebas finales y la interpretación de resultados se hacen bajo 
la norma NMX-J-169-ANCE 2004. 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
ii 
 
INTRODUCCIÓN 
El suministro de energía eléctrica en todo proceso industrial debe ser continuo, de 
calidad y estable. Sin embargo en el Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) el 
suministro no siempre es estable ya que ocurren anomalías en el sistema como 
descargas atmosféricas, maniobras por apertura y cierre de interruptores, 
sobrecargas de transformadores y fallas a tierra en la red eléctrica. Para 
compensar las variaciones de tensión existentes en el sistema eléctrico que 
suministra de energía a los transformadores, estos cuentan con un elemento 
llamado Cambiador de Derivaciones Bajo Carga (CDBC). Al ser operado bajo 
carga los componentes eléctricos del CDBC presentan un desgaste en los 
contactos de trabajo, auxiliares y de corte. Por otro lado también muestran un 
desgaste las resistencias de paso, las cuales disipan la corriente del arco eléctrico 
generado como consecuencia del cambio de una posición a otra en el CDBC. El 
CDBC opera inmerso en aceite dentro de una cuba independiente al tanque del 
transformador. 
Debido al arco eléctrico extinguido por las resistencias, dentro del aceite se forman 
partículas de carbón, las cuales provocan una reducción de las propiedades 
dieléctricas del mismo, por lo que también se considera como parte del 
mantenimiento preventivo. El desgaste del cambiador debido al exceso en su 
número de operaciones, al igual que el mal estado del aceite en la cuba del 
transformador, son problemas que no garantizan el funcionamiento óptimo del 
transformador. Por lo tanto, el CDBC deberá ser capaz de cumplir los 
requerimientos dieléctricos de elevación de temperatura, esfuerzos 
electromecánicos por cortocircuito y capacidad de sobrecarga del transformador. 
El CDBC al ser un elemento de gran importancia del transformador debe 
mantenerse en las mejores condiciones operativas, para reducir las probabilidades 
de falla; mejorando así, la continuidad del servicio. Por eso, es necesario que los 
trabajos de preparación del CDBC para su puesta en servicio y las actividades de 
mantenimiento sean de calidad, para evitar la salida prematura del equipo en 
operación. 
 
El presente trabajo tiene como finalidad el desarrollo de una metodología de 
mantenimiento preventivo basado en un diagnóstico del estado del CDBC, que 
permite pronosticar si el CDBC requiere de un mantenimiento debido al deterioro 
de un elemento constitutivo de éste, de tal forma que dicho componente pueda 
reemplazarse, justo antes de la falla, maximizando la calidad del servicio y la 
fiabilidad y minimizando el costo global de operación (incluidas penalizaciones) y 
mantenimiento. Los resultados obtenidos en las pruebas, deben cumplir con 
valores aceptables que se mencionan en esta metodología, siendo la base para 
decidir si el CDBC, se puede poner en operación o requiere de mantenimiento. 
 
El desarrollar una metodología resulta de gran importancia ya que es más práctico 
y fácil realizar un mantenimiento, si está sustentado a través de una serie de 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
iii 
 
pasos, sistemas o procesos, que cumplen con una serie de requerimientos y 
normas las cuales son organizadas a través de una metodología para procurar 
que todo sistema o proceso resulte de forma correcta. 
En el capítulo 1, se explican en qué tipo de transformadores se encuentra el 
CDBC y cuáles son las partes constitutivas del CDBC. De igual manera se 
explican los tipos de mantenimientos que se realizan en equipo eléctrico. 
 
En el capítulo 2, se analizan los diferentes modos de falla de un CDBC y la causa 
que los originan, además se exponen las diferentes técnicas de diagnóstico para 
definir el estado en que se encuentra el CDBC. 
 
En el capítulo 3, se muestra el programa de mantenimiento que se realiza al 
CDBC, basado en la metodología de mantenimiento preventivo. 
 
En el Capítulo 4, se presentan las pruebas que se deben realizar solo al CDBC 
como en conjunto con el transformador para su puesta en servicio”. Finalmente se 
presentan las conclusiones obtenidas durante el desarrollo del presente trabajo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimientopreventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
iv 
 
RELACIÓN DE FIGURAS 
Figura Descripción Página 
1.1. Sistema eléctrico de potencia. 3 
1.2. Cambiador de derivaciones bajo caga [1]. 4 
1.3. Cortocircuito entre tomas. 6 
1.4. Impedancias entre tomas de un CDBC. 6 
1.5 Preselector de CDBC a)Sin preselector; b)Inversor; c)Gran escalón. 7 
1.6. Devanados del preselector tipo inversor. 8 
1.7. Designación de un CDBC. 9 
1.8. Gabinete de accionamiento y mando. 11 
1.9. Mecanismo de transmisión [1]. 12 
1.10. Cabeza del cambiador. 13 
1.11. Selector de tomas. 13 
1.12. CDBC externo. 14 
1.13. Registro de hombre del selector de CDBC internos. 14 
1.14. Conmutador. 15 
1.15. Diagrama de la metodología de mantenimiento preventivo. 19 
 
2.1. Contactos colapsados debido a un mal sincronismo. 22 
2.2. Capa de carbón cubriendo toda la superficie de la cabeza 23
 del cambiador. 
2.3. Triángulo de Duval [12]. 30 
 
3.1. Diagrama unifilar de arreglo de barra principal 41
 y barra de transferencia con interruptor de enlace 
 en buses. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
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3.2. Tapa del CDBC. 45 
3.3. Componentes de un CDBC. 47 
3.4. Medición del desgaste de los contactos. 48 
3.5. Contador de operaciones de un CDBC. 51 
3.6. Mecanismo de accionamiento motorizado de un CDBC I. 52 
3.7. Mecanismo de accionamiento motorizado de un CDBC II. 53 
3.8. Mando de control del motor del CDBC. 57 
 
4.1. Probador de rigidez dieléctrica 64 
4.2. Prueba de factor de potencia al aceite aislante. 68 
4.3 Conexiones para la medición de la relación de 72
 transformación por el método de transformador patrón. 
4.4. Conexiones para la medición de la relación de 72
 transformación, variante del método del transformador 
 patrón. 
4.5. Circuito con potenciómetro de resistencia para la prueba 73
 de relación de transformación por el método del puente 
 de relación. 
4.6. Conexiones de prueba para realizar la prueba de 81
 resistencia de aislamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
 
 
vi 
 
RELACIÓN DE TABLAS 
Tabla Descripción Página 
1.1. Clasificación de las tensiones de operación en el SEP. 2 
1.2. Disposición de devanados en el autotransformador. 9 
1.3. Designación de conexiones de un CDBC. 10 
 
2.1. Fallas típicas y modo de fallas de un 25
 cambiador de tomas en carga. Conmutador parte I: 
 fallas dieléctricas [10]. 
2.2. Fallas típicas y modo de fallas de un 26
 cambiador de tomas en carga. Conmutador parte II: 
 fallas eléctricas y mecánicas [10]. 
2.3. Defectos típicos y modo de fallas del selector 27
 de un cambiador de tomas en carga [10]. 
2.4. Gases típicos de la combustión del aceite aislante [9]. 30 
2.5. Límites de concentración de gases clave disueltos 31
 en aceite aislante (ppm*) [9]. 
 
3.1 Tipos de protección para cada región anatómica. 39 
3.2 Límites de desgaste de los contactos del CDBC [7]. 48 
 
4.1 Valores mínimos de resistencia de aislamiento a 20° C [11]. 68 
4.2 Tensiones aplicables para efectuar la prueba de resistencia 77
 de aislamiento. 
 
4.3 Factores de corrección por temperatura para resistencia 79
 de los aislamientos (Megger) [11]. 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DEL 
CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO 
CARGA (CDBC) 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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1.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA 
El sistema eléctrico de potencia (SEP) es un conjunto de elementos que tiene 
como fin generar, transformar, transmitir y distribuir la energía eléctrica de tal 
forma que se logre la mayor calidad al menor costo posible. Un sistema eléctrico 
de potencia (Figura 1.1.) consta de plantas generadoras que producen la energía 
eléctrica consumida por las cargas, una red de transmisión y de distribución para 
transportar esa energía de las plantas a los puntos de consumo, así como el 
equipo adicional necesario para lograr que el suministro de energía se realice con 
las características de continuidad de servicio, regulación de tensión y control de 
frecuencia requeridas. 
La generación de energía se realiza en plantas hidroeléctricas, termoeléctricas, 
nucleares y de gas, normalmente en tensiones de 13.8 kV. La energía proveniente 
de una planta se lleva a un transformador elevador conectado al sistema de 
transmisión a través del cual se transporta energía eléctrica generalmente a 
tensiones de 230 kV y 400 kV. El sistema de transmisión termina en una 
subestación reductora o subestación de potencia, donde la tensión de servicio 
normalmente es de 115 kV y de la cual se distribuyen circuitos 
de subtransmisión que van a alimentar subestaciones de distribución cuyos 
circuitos alimentadores normalmente trabajan a 34.5 kV, 23 kV y 13.8 kV. 
Dado que la palabra distribución está asociada con la utilización de la energía, se 
considera que las grandes plantas industriales son casos especiales del 
subsistema de potencia ya que pueden estar directamente conectadas a tensiones 
de 230 kV y 115 kV. De los transformadores de distribución se alimentan usuarios 
comerciales, residenciales e industria pequeña. 
La energía eléctrica se puede clasificar de acuerdo a los niveles de tensión que 
hay en el sistema eléctrico de potencia (tabla 1.1.). En México la energía es 
clasificada de acuerdo al artículo 2 del Reglamento de la Ley del Servicio Público 
de Energía Eléctrica la cual fue avalada por la Comisión Federal de Electricidad y 
Clasifica a la tensión de operación [3]. 
Tabla 1.1. Clasificación de las tensiones de operación en el SEP. 
 
Tensión [V] Tipo 
Tensión <1000 V Tensión Baja 
1000 V<Tensión<35000 V Tensión Mediana 
35000 V<Tensión <220000 V Tensión Alta (Subtransmisión) 
Tensión>220000 V Tensión Alta (transmisión) 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
3 
 
 
 
Figura 1.1. Sistema Eléctrico de Potencia. 
 
1.2 TRANSFORMADOR DE POTENCIA CON CDBC 
Los transformadores de potencia cumplen con una función importante en los 
sistemas eléctricos de potencia. Transforman la tensión nominal del sistema a otro 
y deben ser capaces de transportar el flujo de potencia en forma continua hacia 
una toma particular del sistema o hacia la carga. Sin embargo el SEP no siempre 
es estable, debido a anomalías en este como descargas atmosféricas, maniobras 
por apertura y cierre de interruptores y fallas a tierra en la red eléctrica. 
Para compensar las variaciones de tensión existentes en el sistema eléctrico que 
suministra de energía a los transformadores, estos cuentan con un elemento 
llamado cambiador de derivaciones bajo carga (CDBC) que se muestra en la 
figura 1.2. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
4 
 
. 
Figura 1.2. Cambiador de Derivaciones Bajo Carga [1]. 
 Al variar la relación de vueltas entre el devanado primario y el devanadosecundario de un transformador o auto transformador, se regula el nivel de tensión 
en los diversos centros de consumo. Con este objeto los transformadores van 
provistos de derivaciones en sus devanados y de un dispositivo cambiador de 
derivaciones. El cambio de derivaciones puede hacerse en vacío o bajo carga, 
siendo ésta última, la que permite la regulación automática. El cambio de 
derivaciones en vacío, exige la desconexión previa del transformador y su 
operación es siempre manual. El cambio de taps por el control remoto mediante 
algún mecanismo o motor eléctrico, se emplea para ajustar la tensión en algunos 
procesos que no permiten la interrupción de energía (transformador energizado) 
tales como, hornos eléctricos y subestaciones de distribución. 
1.3 CAMBIADOR DE DERIVACIONES 
El cambiador de derivaciones es el dispositivo electromecánico que permite 
mantener una tensión secundaria constante con una tensión primaria variable, 
controlar la tensión secundaria para carga variable, controlar el flujo de potencia 
reactiva entre dos ramas de una red en anillo cerrado, etc. 
Su función consiste en aumentar o reducir el número de espiras, (normalmente en 
el lado de tensión alta), para aumentar o reducir la tensión de salida del 
transformador, dependiendo de los requerimientos de la carga. Existen dos tipos 
de cambiadores: 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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 Cambiador de derivaciones sin carga o en vacío: El cambiador de 
derivación en vacío es un dispositivo que se acciona desde el exterior del 
transformador de forma manual, que permite seleccionar la derivación de 
un devanado cuando el transformador está sin corriente y desenergizado. 
El devanado de tensión alta cuenta con 4 derivaciones de 2.5% de la 
tensión nominal. Las 4 derivaciones son a plena capacidad y según las 
necesidades de operación se indica si las 4 derivaciones son 2 arriba y 2 
abajo o 1 arriba y 3 debajo de la tensión nominal [4]. 
 Cambiador de derivaciones bajo carga: El cambiador de derivaciones bajo 
carga es utilizado cuando la regulación de tensión tiene que llevarse a cabo 
sin desenergizar el transformador, manteniendo de forma continua el 
suministro de energía eléctrica, y el valor de tensión en el secundario de 
magnitud constante. 
Los transformadores que están equipados con un cambiador de derivación bajo 
carga cumplen con los siguientes puntos establecidos en la norma IEC-60214 [4]: 
a) Todas las derivaciones son a capacidad plena. 
b) El número de derivaciones son 10 arriba y 10 abajo de la tensión 
nominal, de un valor cada una de 1% de la misma. 
c) La banda de regulación es de ±10% sobre la tensión nominal. 
d) Las derivaciones están situadas en el devanado de alta tensión. 
e) Cuenta con un gabinete común que centraliza la operación de los 
cambiadores individuales como una sola unidad o banco. 
De acuerdo a la ley de servicios públicos de energía eléctrica en su artículo 18 
menciona que las tolerancias en alta, media o baja tensión no deben de exceder 
en ±10%. Existen tres tipos de CDBC y se clasifican por la forma de disipación del 
arco eléctrico: 
1. Cambiador de Derivaciones Bajo Carga por resistencias. 
2. Cambiador de Derivaciones Bajo Carga por inductancias. 
3. Cambiador de Derivaciones Bajo Carga por interruptores en vacío. 
1.3.1 CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA (CDBC) 
El propósito general de un cambiador de derivaciones bajo carga (CDBC), es 
modificar la relación de transformación del transformador, en respuesta a un 
cambio de tensión en el sistema, manteniendo constante la tensión de salida del 
transformador. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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Con este fin en uno de los devanados del transformador denominado devanado de 
regulación (conectado en serie con el devanado de tensión alta), se realizan unas 
tomas que conectan con los bornes de salida del transformador mediante el 
cambiador. 
 
Si durante el cambio de una toma a la siguiente existe un instante en el cual 
ninguna toma queda conectada al borne de salida, la línea de salida queda sin 
tensión. Por el contrario, si el cambiador de derivaciones bajo carga toca dos 
tomas simultáneamente, se produce un cortocircuito en un cierto número de 
espiras (Figura 1.3.), originando una corriente de circulación importante. La 
solución es conectar una impedancia que frecuentemente es una resistencia entre 
las tomas que están siendo cortocircuitadas para limitar la corriente de 
cortocircuito (Figura 1.4.). 
 
 
Figura 1.3. Cortocircuito entre tomas. 
 
 
 
 
Figura 1.4. Impedancias entre tomas de un CDBC. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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Para reducir el número de tomas que se realizan en el devanado y con ello reducir 
los costos del transformador se puede utilizar un preselector. El preselector puede 
ser de dos tipos: inversor y gran escalón (Figura 1.5.). 
 
 
Inversor: conecta en serie el devanado de regulación de forma aditiva o de forma 
sustractiva con el devanado principal (Figura 1.5.b). 
 
Gran Escalón (G): conecta el comienzo del devanado de regulación al extremo 
del devanado principal o bien a un punto intermedio del mismo (Figura 1.5.c). 
 
 
 
Figura 1.5. Preselector de CDBC. a) Sin preselector; b) Inversor; c) Gran escalón. 
 
La ventaja de la alternativa de gran escalón es que presenta una reducción en las 
pérdidas en el cobre del transformador en las posiciones de menor tensión 
respecto a las de un transformador con inversor. Sin embargo, en un 
transformador tiene que haber una simetría axial entre las corrientes de los 
diferentes devanados para que los esfuerzos axiales sobre los devanados sean en 
lo posible lo más reducido, y como en la solución gran escalón puede no circular 
corriente por una parte del devanado, es preciso construir el devanado como tres 
cilindros concéntricos: un cilindro corresponde al devanado sin tomas, otro a la 
regulación gruesa y un tercero a la regulación fina. En este sentido, la alternativa 
inversor permite hacer los devanados más sencillos (Figura 1.6.). 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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Figura 1.6. Devanados del preselector tipo inversor. 
 
 
Las resistencias que se insertan durante el cambio de toma suelen disponerse en 
un cilindro de fibra de vidrio, baquelita u otro material. 
 
 
Si las tomas del transformador se encuentran en el extremo de línea del 
devanado, las resistencias (y otros elementos del cambiador de derivaciones) 
deben aislarse para la plena tensión de la red. Sin embargo, en transformadores 
en estrella uno de los extremos del devanado del transformador está al potencial 
del neutro, con lo que el aislamiento de las resistencias se reduce 
considerablemente, reduciéndose a su vez considerablemente la probabilidad de 
fallas. De tal manera que la posibilidad de disponer de las tomas en el extremo de 
neutro es una de las razones por las que los transformadores de red suelen tener 
devanados en estrella. 
 
Un autotransformador es un transformador en el cual los devanados primario y 
secundario tienen una parte común. En un autotransformador no es frecuente 
disponer de las tomas en el extremo del neutro, porque se varía simultáneamente 
el número de espiras de primario y secundario. En este caso existen diferentes 
alternativas aunque ninguna de ellas es en su totalidad satisfactoria (Tabla 1.2.). 
 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
9 
 
 
Tabla 1.2. Disposición de devanados en el autotransformador. 
 
LUGAR FIGURA INCONVENIENTE 
 
 
En el extremo de la línea. 
 
Los elementos del regulador 
(conmutador, selector) están al 
potencial de la línea. 
Elementos en tensiónpoco 
separados físicamente. 
 
 
En el extremo del neutro. 
 
 
Al actuar el regulador varía la 
tensión alta y la tensión baja. 
Necesidad de aumentar el 
número de espiras eliminadas 
para una determinada variación 
en la relación de 
transformación. 
 
 
En serie con la salida de tensión 
Baja. 
 
 
 
Tomas diseñadas para soportar 
mas corriente hace más 
costoso el regulador. 
 
 
 
En la unión entre el devanado 
común y el devanado serie. 
 
 
La corriente en las espiras de 
regulación cambia de valor en 
función de la toma 
seleccionada. 
Dificultad para compensar 
axialmente los amperes-vuelta 
entre devanados. 
 
 
1.3.2 DESIGNACIÓN DE UN CAMBIADOR DE DERIVACIONES BAJO CARGA 
Aunque la designación de un cambiador de tomas depende del tipo de fabricante, 
la estructura básica es prácticamente la misma para todos. La designación de los 
cambiadores de tomas en carga de uno de Los fabricantes más importantes, 
MASCHINENFABRIK REINHAUSEN (MR) es alfanumérica (Figura 1.7.) y su 
designación de conexiones se ilustra en la tabla 1.3. 
 
3 D I 800 Y - 110 / 150 - 314 27 1 G 
 
Figura 1.7. Designación de un CDBC. 
 
 
En la designación de CDBC se tiene la siguiente nomenclatura de acuerdo a la 
Figura 1.7: 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
10 
 
 
 
3: Numero de polos que componen al CDBC. 
D: Tipo de cambiador de derivaciones bajo carga. 
I: Configuración monofásica (I), trifásica (III) 
800: Corriente nominal (A), (Corriente de paso máxima asignada). 
Y: Tipo de Conexión del CDBC. 
110: Nivel de tensión de aislamiento a tierra. 
150: tamaño de construcción del selector. 
 
Tabla 1.3. Designación de conexiones de un CDBC. 
 
14 27 1 G* 
Número de contactos en 
círculo de selector 
Número máximo de 
posiciones de servicio 
Posiciones 
medidas 
Preselector 
Preselector Gran escalón Inversor 
sin con G W 
10 10 9 19 0 *En blanco: sin preselector 
12 12 11 23 1 
 
14 14 13 27 3 
16 16 15 31 
 18 18 17 35 
 
 
1.3.3 PARTES CONSTITUTIVAS DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES 
BAJO CARGA 
Las partes constitutivas de un CDBC son las siguientes: 
 
 Gabinete de accionamiento y mando. 
 Mecanismo de transmisión. 
 Cabeza del cambiador. 
 Conmutador (en inglés diverter switch). 
 Selector de tomas (selector switch) y preselector. 
 
Estas partes se describen a continuación: 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
11 
 
 
1.3.3.1 GABINETE DE ACCIONAMIENTO Y MANDO 
 
El gabinete está situado en uno de los laterales exteriores del transformador 
(Figura 1.8.), contiene los elementos de mando y maniobra del cambiador como 
son: (contactores de arranque del motor, pulsadores de mando, motor eléctrico, 
etc.). Se encuentra equipado con una manivela de emergencia que permite 
accionar el cambiador cuando falla la fuente de alimentación auxiliar o se requiere 
solo movimientos de prueba. Presenta un enclavamiento mecánico, al introducir la 
manivela se bloquea el funcionamiento eléctrico. Su funcionamiento puede ser 
automático (SCADA), manual (local-distancia) y emergencia (manivela). 
 
 
Figura 1.8. Gabinete de accionamiento y mando. 
 
 
1.3.3.2 MECANISMO DE TRANSMISIÓN 
 
Para realizar cambios de una toma a otra, el cambiador de tomas en carga se 
mueve con un mecanismo de accionamiento motorizado, a través de los ejes de 
transmisión vertical y horizontal y cajas de reenvío en ángulo, al cual se le 
denomina mecanismo de transmisión (Figura 1.9.). Un funcionamiento anómalo de 
cualquiera de los elementos de la transmisión puede provocar una situación 
conocida como desregulación en la que la posición real del cambiador de tomas 
en carga no corresponda con la posición indicada en el armario de mando. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
12 
 
 
 
 
 
Figura 1.9. Mecanismo de transmisión [1]. 
 
 
1.3.3.3 CABEZA DEL CAMBIADOR 
 
La cabeza del cambiador es un receptáculo metálico situado en la parte superior 
del cambiador al que sirve de soporte, como se ilustra en la Figura 1.10. En su 
interior se encuentran los mecanismos acumuladores de energía del conmutador y 
las cruces de malta de accionamiento del selector. En la cabeza del cambiador 
dispone de una serie de tuberías para la conexión del conmutador con el depósito 
de expansión de aceite, para la toma de muestras de aceite, el vaciado del 
depósito del conmutador y el filtrado de aceite. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
13 
 
 
 
 
 
Figura 1.10. Cabeza del cambiador. 
 
1.3.3.4 SELECTOR DE TOMAS 
 
El selector (figura 1.11.) conduce la corriente de carga de la toma en servicio y 
selecciona la próxima toma a conectar. Se encuentra alojado en la cuba del 
transformador (bañado por su mismo aceite) o en un depósito adosado a la cuba 
principal y separada de la misma mediante una barrera simple de pressboard 
(selector externo, figura 1.12.). El selector se mueve con un sistema mecánico 
sincronizado con el conmutador. 
 
 
Figura 1.11. Selector de tomas. 
 
El selector, junto con el mecanismo acumulador de energía es el primer elemento 
en moverse al recibir una orden de cambio, no corta ni establece carga. Puede 
incorporar un preselector que permite duplicar el número de posiciones del 
selector. El preselector se mueve accionado por el selector solo en momentos muy 
concretos de su recorrido. 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
14 
 
 
 
 
 
Figura 1.12. CDBC externo. 
 
El selector permite el cambio desde una determinada toma a la toma siguiente o a 
la precedente, pero nunca el cambio entre dos tomas no sucesivas. El selector se 
encuentra unido de forma rígida al devanado. Debido a ello no es posible extraerlo 
para realizar inspecciones durante el mantenimiento rutinario. En el caso de 
selectores internos, la cuba dispone de un registro de hombre que se puede abrir 
(previo vaciado parcial de aceite del transformador) en el caso de que existan 
sospechas fundadas de que existe una avería en el selector (Figura 1.13.) 
 
 
 
 
Figura 1.13. Registro de hombre del selector de CDBC internos. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
15 
 
 
 
1.3.3.5 CONMUTADOR 
 
El conmutador (figura 1.14.) es el elemento que efectúa la transferencia de la 
intensidad de carga desde la toma en servicio a una toma próxima seleccionada 
(conmutación), sin interrumpir el servicio. Incorpora unos contactos fijos y otros 
móviles y está conectado al selector. El conmutador se encuentra inmerso en un 
depósito de aceite independiente de la cuba del transformador, para evitar 
contaminarlo, debido a la degradación que sufre el aceite durante el proceso de 
conmutación. 
 
El conmutador está unido a la cabeza del cambiador, de manera que forma un 
cuerpo extraíble único para efectuar las operaciones rutinarias de mantenimiento. 
Durante el cambio de toma, es accionado por un mecanismo acumulador de 
energía de resortes ubicado en la cabeza del cambiador, que almacena energía 
durante la mayor parte del tiempo del cambio (entre 5 s y 7 s) y libera la energía al 
final de la maniobra (40 ms). Para limitar la corriente, el conmutador incorpora 
unas resistencias o reactancias transitorias de conmutación. 
 
 
 
Figura 1.14. Conmutador. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
16 
 
 
1.4 MANTENIMIENTO ELÉCTRICO 
 
El mantenimiento es un conjunto de acciones oportunas, continúas y permanentes 
dirigidas a prever y asegurar el funcionamiento normal, la eficiencia y la buena 
apariencia de un equipo. El Mantenimiento Eléctrico permite detectar fallas que 
pueden producir en el futuro cercano o a mediano plazo el paro deuna planta y/o 
un siniestro afectando a personas e instalaciones. Esto permite la reducción de los 
tiempos de parada al minimizar la probabilidad de salidas de servicio imprevistas, 
no programadas, gracias a su aporte en cuanto a la planificación de las 
reparaciones y del mantenimiento. Los beneficios de reducción de costos incluyen 
ahorros de energía, protección de los equipos, velocidad de inspección y 
diagnóstico, verificación rápida y sencilla de la reparación [2]. 
 
Tipos de mantenimiento 
Mantenimiento correctivo: Este mantenimiento tiene lugar luego que ocurre una 
falla o avería, solo se realiza cuando se presenta una falla potencial en los equipos 
de la subestación. En este caso si no se produce ninguna falla, el mantenimiento 
será nulo, por lo que se tendrá que esperar hasta que se presente el desperfecto 
para tomar medidas de corrección de las fallas. Este mantenimiento trae consigo 
las siguientes consecuencias: 
• Tener fuera de servicio el equipo. 
• Si es un equipo esencial para la operación de la subestación se dejará sin 
energía eléctrica a los usuarios en caso de que éste falle. 
• Presenta costos por reparación y repuestos no presupuestados. 
• La planificación del tiempo y repuesto no presupuestados. 
Mantenimiento programado: Conjunto de actividades que se requieren 
periódicamente para inspeccionar y restablecer los equipos que conforman a la 
Subestación. Se programa con suficiente anticipación, generalmente a principios 
del año y puede ser atrasado o modificado de acuerdo a las condiciones de 
operación. 
Mantenimiento preventivo: Es efectuado a intervalos predeterminados o según 
criterios, está destinado a reducir la probabilidad de falla o de la degradación del 
funcionamiento de un elemento. El mantenimiento preventivo sistemático consiste 
en una serie de pruebas a realizar en los equipos para verificar su estado. El 
trabajo tiene un carácter preventivo, pero también engloba al mantenimiento 
predictivo, y en algunos casos al correctivo. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
17 
 
 
El mantenimiento predictivo interviene cuando al efectuar las pruebas al equipo, se 
llega a conocer su estado actual y es posible, conocer el estado futuro o 
anticiparse a las posibles fallas. 
El mantenimiento preventivo sistemático se realiza generalmente con líneas 
desenergizadas, pero existen algunas técnicas que se pueden aplicar sin 
necesidad de desenergizar la línea, ya que en el servicio eléctrico debe haber 
continuidad, es por ello que estos trabajos se programan en días en los que el 
consumo de energía eléctrica es menor que los demás, lo que ocurre 
generalmente los fines de semana o días festivos. También existen disposiciones 
de subestaciones que permiten que algunos equipos puedan ser desenergizados 
para trabajos de mantenimiento, sin que esto implique la interrupción del servicio 
eléctrico. Se efectúa una inspección visual en forma mensual, sin desenergizar la 
línea, no utiliza herramienta ni instrumentos en la mayor parte de los casos, y 
como su nombre lo indica consiste sólo en inspecciones visuales, las cuales tienen 
la finalidad de revisar el estado exterior de los equipos, anotándose en una hoja 
los resultados de dicha inspección. Dichas hojas, tienen una casilla para cada 
fase, es decir, tres para el equipo, en las que se anotan las letras 
correspondientes al estado exterior del equipo. 
Si el estado del equipo es “Grave”, significa un estado de las anomalías exteriores 
del equipo, que implicará programación de un mantenimiento correctivo, por lo que 
a este estado se le denomina con una letra “G”. Si el estado del equipo es “Leve”, 
el daño es menor, la anomalía menor se puede solucionar cuando se efectúe el 
mantenimiento programado, por lo que a este estado se le denomina con una letra 
“L”. Si el estado del equipo es “Sin novedad”, significa que el equipo está en buen 
estado, visto exteriormente, implica la ausencia de los casos señalados, por lo 
que a este estado se le denomina con la letra “S” 
Mantenimiento predictivo: Consisten en determinar en todo instante la condición 
técnica (mecánica y eléctrica) real de los equipo evaluados, mientras estos se 
encuentran en pleno funcionamiento, para ello se hace uso de un programa 
sistemático de mediciones de los parámetros más importantes del equipo. El 
sustento tecnológico de este mantenimiento consiste en las aplicaciones de 
algoritmos matemáticos agregados a las operaciones de diagnóstico, que juntos 
pueden brindar información referente a las condiciones del equipo. Tiene como 
objetivo disminuir los tiempos en que se tiene inactivo el equipo por 
mantenimiento preventivo, y de esta manera minimizar los costos por 
mantenimiento y por tener fuera de servicio el equipo. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
18 
 
 
La metodología del mantenimiento preventivo (Figura 1.15.) consiste en una serie 
de pasos que servirán para realizar un buen mantenimiento al CDBC, a 
continuación se describen esta serie de pasos. Lo primero que se realiza es 
verificar en el contador que el número de operaciones sea menor a las 300.000 o 
que tenga menos de un año de estar en servicio lo que garantizara que el 
cambiador este en una buena condición de operación. 
 
De no cumplir con los requerimientos anteriormente mencionados se procede a 
realizar un diagnóstico del CDBC bajo la prueba de cromatografía de gases 
disueltos en el aceite. Esta prueba se considera una de las principales que se le 
realiza al CDBC. Existen pruebas opcionales que también pueden definir el estado 
del cambiador, una de ellas lleva como como nombre “medida de la resistencia 
dinámica de contacto” y otra prueba opcional que lleva como nombre “medida de 
la temperatura del CDBC”. 
 
Si el resultado de las pruebas es satisfactorio el transformador estará en 
condiciones de operación. Si el resultado de las pruebas no es satisfactorio se 
procede a realizar el mantenimiento preventivo que consta de tres puntos básicos 
que son: la inspección del cambiador como la seguridad al realizar el 
mantenimiento, la revisión del cambiador y la sustitución de contactos. Una vez 
realizado el proceso de mantenimiento se realizan pruebas preliminares y 
pruebas finales al transformador en conjunto con el cambiador y si los resultados 
de estas pruebas son satisfactorios el transformador podrá estar en condiciones 
de operación, de no ser así habrá que realizar de nuevo el proceso de 
mantenimiento. 
 
Al implementar una metodología de mantenimiento preventivo en el CDBC se 
cumplen los siguientes objetivos: 
 
 Aumentar la disponibilidad y disminuir los costos de mantenimiento del 
CDBC. 
 
 Analizar todas las posibilidades de fallas del CDBC y desarrollar 
mecanismos que traten de evitarlos, ya sean producidos por causas 
intrínsecas al propio equipo o por actos personales. 
 
 Determinar una serie de acciones que permitan garantizar una alta 
disponibilidad del CDBC. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
19 
 
 
1.5 METODOLOGÍA DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO 
 
 
Figura 1.15. Diagrama de la Metodología de mantenimiento preventivo. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 2. FALLAS Y DIAGNÓSTICO 
DEL CAMBIADOR DE DERIVACIONES 
BAJO CARGA (CDBC) 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
21 
 
 
2.1 MODOS DE FALLA DE UN CDBC 
Los factores que contribuyen a que falle un CDBC son [8]: 
 
 Diseño inadecuado. 
 Mala fabricación o mal control de calidad. 
 Operación incorrecta. 
 Deterioro o envejecimiento de los componentes. 
 Excesiva humedaden el aceite. 
 Mantenimiento no oportuno. 
 Mantenimiento inadecuado. 
 Montaje incorrecto de elementos después de mantenimiento. 
 Uso no frecuente de algunas posiciones de regulación. 
En un cambiador de tomas en carga se pueden dar fallos eléctricos y mecánicos. 
La mayor parte de los fallos son principalmente de origen mecánico, aunque sus 
consecuencias pueden originar fallos eléctricos [10]. Los principales modos de 
fallo de cambiadores de tomas en carga son: 
 
 Falla en el motor de arrastre que acciona el cambiador, o bien en el sistema 
de mando del mismo (fallos eléctricos en el motor, elementos averiados en 
el sistema de mando, entre otros). 
 
 Falla en la transmisión: Desalineación en acoplamientos, engranes 
desgastados o dañados, rodamientos deteriorados. 
 
 Falla en el mecanismo acumulador de energía mecánica. 
 
 Asincronismo o desregulación entre el cambiador y su accionamiento a 
motor: 
 
Debe existir un sincronismo perfecto entre el cambiador y su accionamiento motor, 
de tal forma, que el cambiador siempre realice el cambio de toma completo, antes 
que el motor finalice la maniobra. Es fundamental que se cumpla en ambos 
sentidos de marcha del motor (accionar toma) y para todos los polos (fases) que 
constituyen el cambiador. El asincronismo entre el motor y el cambiador puede 
hacer que este opere fuera de sus márgenes de trabajo o dejar abierto el circuito 
en carga, causando en ambos casos avería del cambiador y probablemente daño 
en el arrollamiento del transformador. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
22 
 
 
El asincronismo puede ser producto de un inadecuado diseño, o mal control de 
calidad de fabricación o ensamblaje, o componentes envejecidos o deteriorados 
como se ilustra en la Figura 2.1. En las operaciones de mantenimiento es 
importante comprobar la coincidencia entre el número de posición indicado por el 
accionamiento motor y el número que aparece en la cabeza del cambiador de 
tomas en carga en todas las posiciones de las tomas y para todos los polos del 
cambiador de tomas en carga. 
 
 
 
Figura 2.1. Contactos colapsados debido a un mal sincronismo. 
 
 Asincronismo o desregulación entre los polos del cambiador: 
 
Se presenta cuando la conmutación entre los diferentes polos del cambiador no es 
simultánea, provocando diferencias entre los tiempos de conmutación. Depósito o 
acumulación de partículas de aceite quemado en los contactos del selector o del 
conmutador de compuestos de partículas de aceite y plata, u óxido de cobre o 
sulfuros. La acumulación de partículas de aceite quemado no provoca 
directamente la falla del cambiador, pero forma carbón pirolítico (Figura 2.2.) y 
puntos calientes en lugares donde circula la corriente de carga. 
 
La formación de películas finas de carbón incrementa la resistencia de contacto y 
su temperatura. Un aumento en la temperatura de los contactos provoca un 
progresivo aumento de la resistencia de contacto y correspondientemente un 
aumento adicional de temperatura, erosión de los contactos, quemado, y 
generación de gas. La contaminación del aceite debida al carbón reduce las 
propiedades dieléctricas del aceite produciéndose un deterioro de aislamiento. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
23 
 
 
Una insuficiente presión de los contactos provoca efectos semejantes a los 
mencionados (incremento en la resistencia de contacto). En particular, el selector 
del cambiador de tomas es propenso a un fenómeno de envejecimiento 
denominado efecto de largo plazo, el cual se produce cuando el cambiador no 
opera en una determinada toma durante un tiempo prolongado; el efecto de largo 
plazo comienza con la formación de una capa delgada de aceite, esta formación 
es acelerada por las temperaturas altas, la corriente de carga y una presión de 
contacto baja. 
 
 
 
Figura 2.2. Capa de carbón cubriendo toda la superficie de la cabeza del cambiador. 
 
 Desprendimiento o arranque del material del contacto (ya sea de los 
contactos del selector o del conmutador): 
 
También se puede presentar desprendimiento o arranque de material de contacto, 
debido a arcos eléctricos producidos durante la conmutación o incluso por el 
desgaste natural de la operación del cambiador. 
 
 Fallas causadas por ruptura del aislamiento (aislamiento sólido o 
aislamiento líquido): 
 
Provocan serios daños al conmutador y la desconexión del transformador. Esta 
falta es inducida a menudo por arcos internos o arcos entre fases, debido a 
presencia de humedad o contenido de agua presente en el aceite en el cual está 
inmerso el conmutador o por depósitos de impurezas en las paredes del depósito 
del conmutador. Para prevenir este fenómeno es necesario realizar un filtrado del 
aceite periódicamente. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
24 
 
 
 
Si se presenta dentro de la cuba del conmutador un excesivo arqueo, la 
temperatura del aceite tiende a incrementarse. Por lo tanto la temperatura de la 
cuba de aceite del conmutador es un parámetro indicador para representar la 
condición del cambiador de tomas. Este tipo de falla es posible detectarla por un 
análisis de gases disueltos o por un análisis fisicoquímico del aceite del 
cambiador. 
 
 Fallas en las resistencias de transición o en las trencillas de conexión de las 
mismas: 
 
Se debe a un inadecuado diseño o envejecimiento de las mismas. Una 
desconexión de las resistencias de transición dentro del conmutador, supone un 
circuito abierto que causa arcos en el aceite y si esto persiste las protecciones 
desconectaran el transformador. Este tipo de fallas se desarrolla lentamente 
dentro del conmutador e incrementa el valor de la medida de la resistencia 
dinámica de contacto. Otro tipo de fallas corresponde al cortocircuito de las 
resistencias de transición. 
 
 Fallas diversas: 
 
Fallas en las juntas de sellado, corrosión en la cuba, fallas en la fijación, etc. Las 
fallas repentinas están asociadas a faltas causadas por ruptura del aislamiento, o 
a fallas en las resistencias de transición. La degradación gradual está asociada 
con el desgaste de contactos y el depósito o acumulación de partículas de carbón. 
La degradación gradual de los contactos es un fenómeno irreversible directamente 
relacionado con la corriente de carga, el valor de la corriente circulante durante 
cada cambio de una toma a otra, el número de operaciones del cambiador de 
tomas y tiempo de operación del transformador en cada una de las tomas desde el 
último mantenimiento. 
 
A continuación se explican algunos modos de falla comunes en el CDBC: 
 
 Contorneo: El arqueo o flameo de una falla es un flashover de corriente 
eléctrica a través del aire en los equipos eléctricos con un conductor vivo 
expuesto a otro o a tierra. 
 
 Descarga disruptiva: Se conoce como descarga disruptiva a la descarga 
brusca que tiene lugar cuando la diferencia de potencial entre dos 
conductores eléctricos supera un cierto límite. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
25 
 
 
 
 Calentamiento local: Debido al calentamiento del aceite aislante se 
producen gases en la cuba del CDBC. 
 
En las Tabla 2.1., Tabla 2.2. y Tabla 2.3., se resumen las diferentes fallas 
mencionadas. 
 
 
Tabla 2.1. Fallas típicas y modo de fallas de un cambiador de tomas en carga. 
Conmutador parte I: fallas dieléctricas [10]. 
 
COMPONENTES DEL 
SISTEMA(CONMUTADOR) 
DEFECTO O AVERÍA MODO DE FALLA 
 
Dieléctricos 
 
Aislamiento sólido. 
 Entre tomas. 
 A tierra. 
 Entre fases. 
 Barrera depressboard. 
 
 
 
 
 
 
 
Aislamiento líquido. 
 A través de contactos. 
 
 
Resistencia. 
 
Reactancia. 
 
 
 
 Agua excesiva. 
 
 Contaminación del 
Aceite (combinado 
con carbón). Objetos extraños. 
 
 
 
 
 
 Resistencia 
Cortocircuitadas. 
 
 
 Descargas. 
 
 Recalentamiento. 
 
 
 Conexión 
incorrecta. 
 
 Avería en el 
núcleo. 
 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
26 
 
 
 
 
Tabla 2.2. Fallas típicas y modo de fallas de un cambiador de tomas en carga. 
Conmutador parte II: fallas eléctricas y mecánicas [10]. 
 
Componentes del 
sistema (conmutador) 
Defecto o avería Modo de falla 
CONMUTADOR 
Eléctrico 
 
Resistencia. 
 
Contactos. 
 Contactos 
auxiliares. 
 Contactos 
principales. 
 Circuito abierto. 
 Sobrecalentamiento. 
 Desgaste. 
 Desalineamiento. 
 Insuficiente presión 
contacto. 
 Sobrecalentamiento. 
 
 
 
 
 
 
 
Terminales 
Uniones y conexiones 
 Empalmes en mal 
estado (conexiones 
flojas, mal prensadas, 
etc). 
 Conductor dañado. 
 Filamentos rotos. 
Mecánico 
 Resortes de 
operación. 
 Barras y ejes de 
operación. 
 Mecanismos de 
operación. 
 Operación ralentizada 
del conmutador. 
 Eje de accionamiento 
roto. 
 Sincronización 
incorrecta entre selector 
y conmutador. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
27 
 
 
 
Tabla 2.3. Defectos típicos y modo de fallas del Selector de un cambiador de tomas en carga 
[10]. 
 
 
Componentes del sistema 
(conmutador) 
Defecto o avería Modo de falla 
Dieléctrico 
Aislamiento sólido. 
 Entre tomas. 
 A tierra. 
 Entre fases. 
 Barrera de pressboard 
 
Aislamiento líquido. 
 A través de contactos. 
 
 Agua excesiva. 
 Contaminación del 
aceite. 
 Contaminación 
superficial. 
 Descargas 
parciales de baja 
energía. 
 Aceite 
excesivamente 
envejecido. 
 
 
Eléctrico 
 
Conexiones. 
Contactos del selector. 
Transición gruesa fina. 
 
 Malas conexiones. 
 Contactos 
desalineados. 
 Baño de plata 
deteriorado o 
desgastado. 
 Escasa presión de 
los contactos. 
Mecánico 
Eje impulsor. 
Contactos del selector. 
 
 
 Deteriorado o roto. 
 Alineamiento 
incorrecto con 
respecto la 
operación del 
conmutador. 
 Recorrido más allá 
del final. 
Mecanismo de arrastre 
 
Eje impulsor. 
Topes mecánicos. 
Motor y mecanismos de 
Engranes. 
Equipo de control. 
Interruptores auxiliares. 
 Sincronización 
incorrecta. 
 Operación más allá 
del extremo. 
 Engranajes rotos. 
 Par desalineado. 
 Interruptores 
auxiliares gastados, 
rotoso dañados. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
28 
 
 
 
2.2 TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO DEL CDBC 
 
Tradicionalmente, las técnicas de diagnóstico de cambiadores de tomas en carga 
estuvieron basadas en revisiones periódicas en función del número de maniobras. 
El mantenimiento se realiza en el cambiador de derivaciones bajo carga después 
de 300.000 maniobras mientras que después de 1.2 millones de operaciones de 
conmutación (accionamiento motorizado unidad de lectura del contador), el 
selector requiere trabajos de mantenimiento [1]. 
 
En estas revisiones, se extrae el conmutador del cambiador de tomas en carga, se 
cambiaban las resistencias deterioradas, se pulían las trencillas de unión de las 
resistencias, se sustituyen los contactos, etc. Por lo que se refiere al selector de 
tomas, no es posible extraerlo, de modo que para inspeccionarlo es preciso retirar 
parcialmente el aceite de la cuba del transformador y desmontar el registro de 
hombre para la inspección. Afortunadamente las inspecciones del selector no son 
muy habituales (en condiciones normales se hacen cada 8 años, salvo que haya 
alguna razón para sospechar de la existencia de un defecto en el mismo). 
 
Las técnicas de mantenimiento basadas en revisiones periódicas, no constituyen 
una solución satisfactoria al problema del diagnóstico, ya que se revisan 
cambiadores que no presentan problema alguno (lo cual supone sacar al 
transformador de servicio, para lo cual hay que contratar una grúa para extraer el 
conmutador, y contar con un equipo de técnicos altamente calificados, durante un 
tiempo relativamente largo). Además, se corre el riesgo de que existan fallas 
catastróficas debido a problemas intempestivos que se podrían producir en el 
periodo entre revisiones. Incluso es posible que ciertas averías se produzcan por 
un mal ensamblaje del equipo después de una revisión. 
 
Una mejora respecto del mantenimiento preventivo basado únicamente en el 
tiempo de funcionamiento, que menciona realizar el mantenimiento, en un tiempo 
variable que depende del número de maniobras desde la última conmutación y la 
intensidad que circula por el cambiador de tomas en carga durante el momento de 
la conmutación utilizando una función de desgaste. Más recientemente han 
aparecido las técnicas denominadas “preventivas” que pretenden detectar un 
defecto cuando aún es incipiente. Entre estas técnicas se tiene el análisis de 
gases disueltos en el aceite, la medida de la temperatura del cambiador de tomas 
en carga y la medida de la resistencia dinámica de contacto. A continuación se 
describen brevemente cada una de estas técnicas. 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
29 
 
 
 
 
2.2.1 DIAGNÓSTICO EN BASE A GASES DISUELTOS EN EL ACEITE 
 
Una rutina de análisis de gases disueltos en el aceite es una herramienta que 
proporciona un diagnóstico de estado del cambiador, este diagnóstico permite 
supervisar el desarrollo de una falla en el cambiador, se sugiere realizar este 
diagnóstico anualmente ya que es razonable el tiempo para encontrar problemas 
antes de que provoquen una falla y en costo es razonable si se hace cada año [9]. 
 
El análisis de gases puede ser de ayuda para identificar el estado del CDBC en las 
siguientes situaciones: 
 
 Sobrecalentamiento en contactos o conexiones y generación de carbono. 
 Descarga capacitiva debido a hueco o espacios de tensión o puntos 
flotantes. 
 Formación de arcos eléctricos a partir de circuitos abiertos o selectores que 
interrumpen la corriente eléctrica. 
 
 
El aceite aislante de la cuba del cambiador va degradándose (pérdida paulatina de 
sus características) durante el funcionamiento normal del mismo, perdiendo sus 
propiedades dieléctricas y refrigerantes. En particular el aceite de la cuba del 
cambiador se descompone bajo la acción de un arco eléctrico y debido a la 
temperatura. El envejecimiento normal del aceite produce cantidades muy 
pequeñas de gases combustibles (principalmente hidrógeno, CO, CO2 e 
hidrocarburos gaseosos) mientras que la presencia de actividad térmica y eléctrica 
anormal en el transformador, dan como resultado la emisión de grandes 
cantidades de gases. La proporción entre los diferentes gases generados depende 
de la temperatura de descomposición del aceite, y esta a su vez del tipo de 
defecto. Parte de los gases generados quedan disueltos en el aceite aislante, y el 
análisis de estos gases es un método muy efectivo para obtener información de 
posibles fallas internas en el cambiador de derivaciones bajo carga. 
 
La norma IEEE STD C57.104-91 “Guide for the interpretation of gases generated 
in oil immersed transformers”, describe como se debe interpretarla concentración 
de gases disueltos en aceite, el diagnóstico del estado del cambiador y las 
sugerencias o recomendaciones a tener en cuenta. En general se detectan nueve 
gases típicos o patrón (Tabla 2.5.) de los cuales todos son gases combustibles a 
excepción del oxígeno, nitrógeno y dióxido de carbono, algunos análisis utilizan 
también el propano y el propeno. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
30 
 
 
 
Tabla 2.4. Gases típicos de la combustión del aceite aislante [9]. 
 
Símbolo Nombre 
H𝟐 Hidrogeno 
O𝟐 Oxigeno 
N2 Nitrógeno 
CH𝟒 Metano 
CO Monóxido de Carbono 
C2H6 Etano 
CO𝟐 Dióxido de Carbono 
C2H4 Etileno 
C2H2 AcetilenoExisten diferentes formas de interpretación de las concentraciones de gases 
disueltos en el aceite, tales como el método Rogers, el método Dornenburg o el 
triángulo de Duval (Figura 2.3.). Para detectar una falla incipiente es preciso tener 
en cuenta las concentraciones de gases producidos, mientras que la tendencia de 
dichas concentraciones es indicativa de la actividad del defecto. 
 
Zona Identificación Acciones recomendadas 
N Operación Normal 
T3 Defecto térmico severo T3 
(T> 700° C); carbón denso 
Cambio de aceite. 
Inspección de contactos con carbón 
del OLTC 
 
T2 Defecto térmico severo T 
(300> T>700° C); carbón 
 
 
X3 Defecto T3 o T2 in progreso con algo de carbón o 
incremento en la resistencia de contactos. 
 
O severo arqueo D2 
Inspección del OLTC para comprobar 
presencia de carbón o resistencia de 
contactos o arqueos severos. 
D1 Arqueo anormal D1( fuera de la zona N) 
 
Inspección del OLTC para pequeñas 
señales de arqueo. 
 
X1 Arqueo anormal D1 de defecto térmico en progreso 
 
Área en periodo de investigación. 
 
Figura 2.3. Triangulo de Duval [12]. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
31 
 
 
 
Por lo que se refiere a la detección de fallas en cambiadores de tomas en carga, 
cabe distinguir entre fallas en el conmutador y fallas en el selector. Las fallas 
eléctricas más comunes en el conmutador de un cambiador de tomas en carga 
son sobrecalentamiento de contactos o puntos calientes y arcos eléctricos. Cada 
una de estas fallas puede presentarse individual o simultáneamente. Debido a ello, 
los gases más frecuentes en cambiadores de tomas en carga son acetileno 
(producido en el caso de arcos eléctricos) y metano, etano y etileno (producidos 
en el caso de puntos calientes). Para esta prueba se requiere tomar una muestra 
de la cuba del cambiador de derivaciones y enviarla a un laboratorio especializado 
para el estudio de la composición del aceite. 
 
Para la interpretación de los resultados de la prueba de cromatografía las 
concentraciones se analizan con la siguiente tabla: 
 
Tabla 2.5. Límites de concentración de gases clave disueltos en aceite aislante (ppm*) [9]. 
 
Condición 𝐇𝟐* 𝐂𝐇𝟒* 𝐂𝟐𝐇𝟐* 𝐂𝟐𝐇𝟒* 𝐂𝟐𝐇𝟔 CO* 𝐂𝐎𝟐 TGCD 
1 100 120 35 50 65 350 2500 720 
2 101-700 121-400 36-50 51-100 66-100 351-570 2501-
4000 
721-
1920 
3 701-800 401-
1000 
51-80 101-200 101-150 571-
1400 
4001-
10000 
1921-
4630 
4 >1800 >1000 >80 >2000 >150 >1400 >10000 >4630 
 
Notas: 
1. Los valores especificados no deben utilizarse como norma, solo como 
referencia. 
2. La tabla considera que no se han hecho pruebas previas de gases disueltos 
en el transformador ni que tampoco existe un historial reciente. Si existe un 
análisis, éste debe revisarse para determinar si la situación es estable. 
3. Total de gases combustibles disueltos (TGCD). 
4. Las columnas marcadas con asterisco (*) son gases de riesgo. 
5. (ppm) es partes por millón volumen / volumen. 
 
Condición 1; Bajo este nivel de TGCD, se considera que el cambiador está 
operando satisfactoriamente. 
 
Condición 2; Dentro de este intervalo de TGCD se indica una mayor concentración 
de gases que el nivel normal. Si alguno de los gases combustibles indicados en 
las columnas sombreadas excede los niveles especificados, se sugiere un estudio 
adicional. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
32 
 
 
 
Condición 3; Este intervalo de TGCD indica un alto nivel de degradación de los 
componentes y debe tomarse una acción inmediata para observar su tendencia. 
 
Condición 4; En este intervalo de TGCD existe una degradación excesiva de los 
componentes y una operación continua del cambiador bajo estas condiciones 
puede resultar en una falla grave. 
 
El principal problema para la detección de fallas en conmutadores de cambiadores 
de derivaciones bajo carga es que cuando se opera el conmutador, se producen 
pequeños arcos que provocan una gran cantidad de gases (principalmente 
C2H2 , pero también H2 y otros), los cuales son del mismo tipo que los 
producidos por un fallo interno del transformador. El análisis de gases disueltos se 
utiliza desde el principio de los años 70 del siglo pasado. Su inconveniente 
principal es que en la actualidad, esta técnica se realiza con una cierta 
periodicidad, de modo que podría ocurrir que el cambiador de derivaciones bajo 
carga sufriera alguna falla en el periodo entre tomas de muestras de aceite. 
 
2.2.2 MEDICIÓN DE LA TEMPERATURA (PRUEBA OPCIONAL) 
 
La mayoría de los fallas en cambiadores de tomas en carga se manifiestan 
generando calor. Midiendo la diferencia de temperatura entre la cuba principal y el 
habitáculo del cambiador de tomas en carga, es posible detectar defectos en el 
cambiador. En condiciones normales la temperatura de la cuba es un poco mayor 
que la del cambiador de tomas en carga, mientras que en condiciones de falla la 
temperatura del cambiador de tomas en carga puede ser superior a la de la cuba. 
Para interpretar las diferencias de temperatura es interesante disponer de más 
datos, tales como: número de toma en la que se encuentra trabajando el 
transformador, grado de carga del mismo, número de cambios de toma en la 
última hora de funcionamiento, etc. Incluso, si el calentamiento se produce en la 
transición de una toma par a una toma impar o viceversa puede ser de interés. 
 
Esta técnica no sirve para detectar problemas de naturaleza mecánica. El método 
puede ser usado como una técnica de monitorización o de mantenimiento 
predictivo; en este último caso, se puede emplear termografía. Esta técnica tiene 
el inconveniente que en determinados tipos de cambiadores que se encuentran 
muy dentro de la cuba, la medida de la temperatura del receptáculo del cambiador, 
puede ser complicada utilizando sondas de temperatura externas al transformador. 
Dentro de sus ventajas está que no se requiere desconectar de servicio el 
transformador y que puede ser utilizada para monitorización en línea de 
transformadores. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
33 
 
 
2.2.3 MEDIDA DE LA RESISTENCIA DINÁMICA DE CONTACTO (PRUEBA 
OPCIONAL) 
La resistencia dinámica de contacto es la resistencia de una fase del 
transformador (incluyendo los contactos del cambiador de tomas y la resistencia 
de conmutación) durante el proceso de cambio de tomas. Antes de realizar la 
medida de resistencia conviene hacer un cambio completo de tomas desde la 
toma 1 a la última (por ejemplo, la toma 21) y bajando, para “limpiar” los contactos 
del conmutador y del selector de restos de aceite quemado, carbón, etc. Para 
realizar la medida, se aplica entre una fase del transformador y el neutro una 
tensión constante de valor reducido (en torno a 5 V de DC) y se registra la 
corriente durante el proceso de cambio de toma. Para identificar el mayor número 
de fallas posibles, se realizan dos tipos de medidas: 
 
 La medida de la resistencia dinámica durante el cambio de una toma a la 
siguiente, puede utilizarse para detectar problemas en la resistencia de 
conmutación y tiempos de conmutación. 
 La medida de la resistencia dinámica durante el margen completo de 
regulación (desde la primera toma a la última y viceversa) puede ser 
utilizada para identificar fallas en el selector, el preselector o el inversor. 
 
 
Las técnicas mencionadas anteriormente son las más utilizadas para diagnosticar 
el estado de cambiador de derivaciones, en la norma IEC 60214-2 se pueden 
verificar estas y otras técnicas de monitoreo directas e indirectas que dan una idea 
del estado del cambiador de derivaciones, a continuación se mencionan algunas: 
 
Técnicas Indirectas 
 
 La medición de la corriente del motor o del par del eje comprueba si existe 
rigidez excesiva durante el funcionamiento del cambiador detomas. 
 La medición de la temperatura a través de un termómetro de contacto o un 
control de infrarrojos permita identificar condiciones anormales de 
temperatura. 
 El control de desgaste de los contactos. 
 
Técnicas Directas 
 
 El seguimiento de la operación del conmutador. Estos se puede lograr por 
los transformadores de corriente de ajuste sobre las conexiones en el 
conmutador. 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
34 
 
 
Los transformadores de corriente se pueden organizar para controlar la 
secuencia de conmutación y también tienen la función de comprobar que las 
resistencias de paso no se queden por mucho tiempo disipando la corriente de 
cambio de una toma a otra. 
 
 El seguimiento de la posición angular del selector para asegurarse de que 
los arboles de accionamiento del selector están en la posición correcta lo 
que garantiza la correcta operación de los contactos. 
 
Los cambiadores de derivaciones bajo carga pueden sufrir varios tipos de defectos 
o fallas y ninguna técnica de monitoreo puede cubrir todas las situaciones 
mencionadas anteriormente. Hay una gran variedad de sistemas de monitoreo 
comerciales disponibles que incorporan una serie de técnicas de monitoreo. 
Respecto a lo anteriormente descrito los usuarios tendrán que considerar los 
beneficios contra el costo de este tipo de sistemas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
35 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 3. PROCEDIMIENTO DE 
MANTENIMIENTO PREVENTIVO AL 
CAMBIADOR DE DERIVACIONES 
BAJO CARGA 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
36 
 
 
3.1 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 
El mantenimiento del cambiador incluye una serie de pasos principales que se 
mencionan y explican a continuación: 
 Seguridad. 
 Políticas de seguridad. 
 Maniobras de desconexión. 
 Inspección. 
 Revisión. 
 Análisis y vaciado del aceite. 
 Elevación y limpieza del CDBC. 
 Filtrado del aceite. 
 Comprobación de los contactos. 
 Comprobación de las resistencias de paso. 
 Introducción del CDBC en la cuba. 
 Comprobación de los mecanismos de accionamiento motorizados. 
 Llenado de aceite. 
 Llenado a la presión atmosférica. 
 Puesta en servicio. 
 Sustitución de contactos. 
 
3.1.1 SEGURIDAD 
La exposición por parte del trabajador al riesgo de electrocución se genera por las 
malas condiciones del cableado tanto en equipo como en instalaciones, falta de 
protección y aislamiento de los elementos energizados, falta de capacitación en su 
uso y falta de señalización de los mismos. La aplicación de una metodología de 
mantenimiento conlleva peligros inherentes a los trabajadores durante el 
desarrollo de sus actividades dentro de las instalaciones del centro de trabajo, por 
ello, es necesario que la autoridad laboral ejerza una vigilancia eficiente de las 
condiciones de seguridad bajo las cuales el patrón mantiene sus instalaciones, 
maquinaria, equipos, sistemas y ambiente laboral, para garantizar la seguridad y 
salud del trabajador. 
Para ello la Secretaria de Trabajo y Previsión Social (STPS), ha emitido Normas 
Oficiales Mexicanas (NOM) que establecen las condiciones mínimas de seguridad 
e higiene para los diferentes agentes de riesgo derivados de los procesos y 
actividades que realizan los trabajadores; normas de observancia obligatoria que 
deben ser cumplidas en los centros de trabajo. 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
37 
 
 
Para llevar a cabo la metodología de mantenimiento del CDBC de transformadores 
trifásicos, se sugiere apegarse a las siguientes normas de seguridad de la STPS: 
NOM-001-STPS-2004. Edificios, locales, seguridad - Prevención y protección 
contra incendios en los centros de trabajo. 
NOM-009-STPS-2011. Condiciones de seguridad para realizar trabajos en altura. 
 Centro de trabajo donde se efectúen tareas en altura, usando equipo 
temporal o definitivo con máquinas de acceso para mantenimiento de 
edificios, plataformas, o andamios, jaula individuales y otros similares. 
NOM-022-STPS-2008. Electricidad estática en los centros de trabajo – 
condiciones de seguridad. 
 Centros de trabajo donde se almacenen, manejen o transporten sustancias 
inflamables o explosivas. También donde se empleen materiales, 
sustancias o equipos capaces de almacenar o generar cargas eléctricas 
estáticas como son: subestaciones eléctricas, maquinarias que empleen 
motores, bandas transportadoras, etc. 
NOM-029-STPS-2011. Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los 
centros de trabajo – condiciones de seguridad. 
En su punto 5.13, establece la obligatoriedad del patrón para autorizar por escrito 
a las personas que realicen una actividad de mantenimiento a las instalaciones 
eléctricas en alturas, espacios confinados o subestaciones, así como los que 
manejan partes vivas. Esta autorización escrita debe contener de acuerdo al punto 
7.1 inciso f de dicha NOM, los siguientes requerimientos, como mínimo: 
 El nombre del trabajador autorizado. 
 El nombre y firma del patrón o de la persona que éste designe para otorgar 
la autorización. 
 El tipo de trabajo a desarrollar. 
 El área o lugar donde se desarrollará la actividad. 
 La fecha y hora de inicio de las actividades. 
 El tiempo estimado de terminación. 
Para garantizar las buenas condiciones de las instalaciones eléctricas, un 
documento más que se debe revisar, es el diagrama unifilar de la instalación 
eléctrica del centro de trabajo. La importancia de contar con el mismo, radica en 
conocer todos los puntos de interconexión dentro de las instalaciones, para así 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
38 
 
 
programar revisiones y mantenimiento en determinados puntos, hasta ciertos 
puntos críticos y con ello disminuir riesgos de fallas eléctricas. 
NOM-029-STPS-2011. Mantenimiento de las instalaciones eléctricas en los 
centros de trabajo-Condiciones de seguridad. Establece los siguientes 
requerimientos que debe contener dicho diagrama: 
 
 La superficie en metros cuadrados del edificio u otra estructura alimentada 
por cada alimentador. 
 La carga total conectada antes de aplicar los factores de demanda. 
 Los factores de demanda aplicados. 
 La carga calculada después de aplicar los factores de demanda. 
 El tipo, tamaño nominal y longitud de los conductores utilizados. 
 La caída de tensión de cada circuito derivado y circuito alimentador. 
 
NOM-017-STPS-2008. Equipo de protección personal – Selección, uso y manejo 
en los centros de trabajo. 
 Centros de trabajo en que se requiera el uso de equipo de protección 
personal para proteger a los trabajadores contra los riesgos derivados de 
las actividades que desarrollen. 
 
Ésta norma indica que para proteger alguna región anatómica, existe cierto equipo 
de seguridad que protege al trabajador (tabla 3.1). 
Para fines de la metodología desarrollada en esta tesis, es importante que la 
empresa donde se vaya a aplicar la metodología cuente con el diagrama unifilar 
de su red eléctrica, ya que para poder llevar a cabo el mantenimiento del CDBC es 
necesario que el transformador se encuentre desenergizado. 
Para poder sacar de servicio al transformador se requiere que el diagrama unifilar 
esté actualizado para llevar a cabo, si es necesario, las maniobras de desconexión 
del transformador y así posteriormente realizar el mantenimiento. 
 
 
 
 
“Metodología de mantenimiento preventivo del CDBC de transformadores trifásicos” 
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Tabla 3.1. Tipos de protección para cada región anatómica. 
Región Anatómica Equipo Tipo de riesgo 
Cabeza.