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ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
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1. ENSAYOS DE RUTINA. 
 
1.1 Ensayos del conmutador. 
 
El conmutador, una vez montado en el transformador se prueba ejecutando 20 (veinte) 
maniobras completas de conmutación sobre todo el campo de regulación, no debiéndose 
encontrar traza alguna de pérdida de aceite por el retén y/o junta. 
 
1.2 Medición de resistencia. 
 
Se realiza sobre todos los arrollamientos y en todos los taps, deben calcularse los valores 
obtenidos a la temperatura de 75ºC, según Norma IRAM 2018. 
Para ello se cuenta con puentes de medición de resistencias tipo Kelvin, 
Wheatstone y Thompson clase 0,5. La fórmula de corrección de la resistencia por 
temperatura es: 
 
𝑅𝑠 = 𝑅𝑚
274,5 + 𝑇𝑠
274,5 + 𝑇𝑚
 
 
1.3 Medición de relación. 
 
La relación de transformación 
se mide en todos los taps y 
derivaciones. La misma se 
efectúa con relacionómetro 
clase 0,1 basado en el principio 
del divisor patrón. La frecuencia 
de ensayo es en todos los 
casos la nominal.- 
 
La verificación de polaridad y grupo de conexión se realiza puenteando una fase 
del arrollamiento primario con una fase del arrollamiento secundario, alimentando por el 
arrollamiento de alta tensión con tensión reducida, y verificando todas las relaciones de 
tensión, entre las distintas fases, correspondientes al grupo considerado, 
comparadas con las indicadas en la norma IRAM 2104. 
 
1.4 Ensayo de vacío. 
 
Se realiza para la determinación de las pérdidas de vacío y corriente de excitación, en un 
todo de acuerdo a la Norma IRAM 2106. 
 
El ensayo de vacío se realiza aplicando a los terminales de un arrollamiento, su tensión 
y frecuencia nominales, estando los demás arrollamientos a circuito abierto. Los 
arrollamientos previstos para funcionar en triángulo deben encontrarse en esa conexión 
durante el ensayo.- 
 
El circuito de medición se ejemplifica en la Figura 1, disponiéndose como se indica, los 
voltímetros y bobinas voltimétricas de los vatímetros conectados del lado de la carga, con 
respecto a los circuitos de corriente. 
 
1.5 Ensayo de cortocircuito. 
 
Se realiza para la determinación de las 
pérdidas homónimas y la tensión de 
cortocircuito a corriente nominal. Los 
valores obtenidos se refieren a la 
temperatura de 75ºC, en un todo de acuerdo a la 
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norma IRAM 2106. 
 
El ensayo de cortocircuito se 
realiza poniendo en corto un 
arrollamiento y aplicando al otro la 
tensión necesaria para que por el 
mismo circule la corriente nominal. 
La conexión para la puesta en 
cortocircuito se realiza lo más corta 
posible y con una sección no menor a 
la de los terminales. 
 
El circuito de medición se ejemplifica 
en la Figura 2, disponiéndose como 
se indica, los voltímetros y bobinas 
voltimétricas de los vatímetros 
conectados del lado de la carga, con 
respecto a los circuitos de corriente. 
 
1.6 Medición de resistencia de aislación. 
 
Se realiza con megóhmetro y a una tensión entre 2500 y 5000 V. Se determina la resistencia 
de aislación entre los arrollamientos de alta y baja tensión, entre alta y masa y entre 
baja y masa, no debiendo ser en ningún caso inferior a 800 M. 
 
1.7 Ensayo dieléctrico. 
 
1.7.1 Ensayo con tensión aplicada. 
 
La ejecución de este ensayo requiere una fuente de corriente alterna de frecuencia 
adecuada de por lo menos el 80% del valor nominal y prácticamente sinusoidal. 
 
Para la protección de los arrollamientos se dispone de un explosor a esferas en un todo de 
acuerdo a la norma IRAM 2038. 
 
Para la realización de este ensayo, se conectan entre sí los terminales y las 
eventuales tomas del arrollamiento en ensayo, conectando el conjunto al terminal vivo de 
la fuente de ensayo, conectándose el núcleo, la cuba y los demás arrollamientos 
entre sí, a tierra y al terminal de tierra de la fuente de ensayo. 
 
1.7.2. Ensayo con tensión inducida. 
 
Para el ensayo con tensión inducida, de frecuencia industrial, se dispone de una fuente 
de corriente alterna polifásica y de 
frecuencia igual al doble de la de línea. 
 
La tensión que entrega es muy próxima a 
la senoidal pura y puede ser regulada 
entre el 25 y 100% del valor de ensayo. 
 
Para la medición de la frecuencia de la 
fuente se dispone de un frecuencímetro 
clase 0,5. 
 
El esquema circuital para la realización del 
ensayo se muestra en la Figura 3.Figura 3: Disposición circuital ensayo con tensión inducida. 
 
 
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2. ENSAYOS DE TIPO. 
 
2.1 Ensayo de calentamiento. 
 
El ensayo de calentamiento consiste en la verificación de las elevaciones de 
temperatura que alcanzan sobre la temperatura ambiente los arrollamientos de un 
transformador y el líquido aislante.- 
 
El ensayo se realiza utilizando la toma a la que corresponda la corriente que ocasiona 
las máximas pérdidas totales, siendo las demás condiciones las de régimen. 
 
El ensayo se realiza sobre el transformador del lote que presenta las mayores pérdidas 
y, en función de las pérdidas medidas, se determina para cada máquina si cumple el 
requisito de calentamiento. La Figura 2 muestra la disposición circuital para la realización 
de este ensayo. 
 
El método de carga empleado es el de cortocircuito. Para determinar el calentamiento del 
líquido aislante se pone en cortocircuito uno de los arrollamientos del transformador y se 
alimenta el otro arrollamiento con una tensión tal, que las pérdidas disipadas en los 
arrollamientos en ensayo sean iguales a la suma de las pérdidas de vacío y las 
debidas a la carga (con una tolerancia en más o en menos del 20%) referidas a 75ºC. 
Alcanzado el equilibrio térmico se determina el calentamiento del líquido aislante en su parte 
superior y su calentamiento medio en un todo de acuerdo a la Norma IRAM 2018. 
 
Determinado el calentamiento del líquido aislante, se reduce la tensión de 
alimentación a un valor que permita obtener las corrientes de régimen en los 
arrollamientos (con una tolerancia en más o en menos del 10%), hasta la 
estabilización de temperaturas. Se determina entonces la temperatura de los 
arrollamientos por el método de medición de resistencias y la temperatura media del 
líquido aislante en ese instante. El calentamiento de los arrollamientos sobre la temperatura 
ambiente se determina en un todo de acuerdo a la Norma IRAM 2018. 
 
2.2 Ensayos con tensiones de impulso. 
 
El objetivo es simular descargas atmosféricas 
sobre bornes del transformador y ver cómo se 
comporta éste ante estas condiciones. 
Normas a consultar: 
IRAM 2038 
IRAM 2280 
IRAM 2211 
IRAM 2453 
 
Se procede a verificar con el diseño los niveles de 
tensión, de acuerdo a éstos la norma IRAM 
declara valores para realizar los ensayos. El 
ensayo se realiza pierna por pierna efectuando 4 
disparos sobre cada una (uno a tensión reducida y 
otros tres a tensión nominal BIL), luego de obtener 
los oscilogramas se procede a compararlos entre 
sí a través de un retroproyector, la diferencia de los mismos indicaría un cambio de geometría 
en los devanados, o, si en el espectro aparece una brusca caída de tensión producida por 
una rotura de la aislación de la bobina a tierra. Los bornes no ensayados de la misma tensión 
se referencian a tierra a través de un shunt, por el cual tomo una señal para ver la onda de 
corriente. A través de un divisor capacitivo ubicado entre el espécimen a ensayar y el 
generador de tensión de impulso se toma una señal que se traducirá en la señal de respuesta 
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de tensión. 
El ensayo será satisfactorio cuando las formas de onda (1,2/50 <frente/cola>) sean idénticas 
en los cuatro disparos. 
Cabe destacar que debido a 
las grandes tensiones que se 
manejan (hasta 1000kV) se 
procede acalibrar a través 
de un espincterómetro 
 
2.3 Ensayo de nivel de 
ruido. 
 
Para la realización de este 
ensayo se alimenta al 
transformador con tensión y 
frecuencias nominales en 
vacío, ubicándose el 
transformador en un lugar 
donde no existen superficies 
acústicas reflectoras (con excepción del piso y del techo). 
 
2.4 Ensayo de hermeticidad. 
 
Con el aceite del transformador a 90ºC, se somete al transformador a una 
sobrepresión de 0.50 kgf/cm
2
 durante 3 hs. verificándose a simple vista que no existan 
deformaciones permanentes y/o pérdidas de aceite. 
 
2.5 Ensayo a baja presión. 
 
Estando el transformador sin aceite, se lo somete a una presión interna de 0,7 kgf/cm
2
 
(depresión de 0,3 kgf/cm
2
) durante 15 min., verificándose a simple vista que no existan 
deformaciones permanentes. 
 
2.6 Ensayo del aceite aislante. 
 
2.6.1 Diagnóstico a partir de la interpretación de gases disueltos. 
 
2.6.1.1 Introducción. 
 
 La detección de ciertos gases generados y disueltos en el aceite de un transformador 
es la primera evidencia disponible sobre un problema incipiente que puede conducir en el 
futuro a una eventual falla y salida de servicio del transformador de no tomarse ciertas 
acciones correctivas. Arcos internos, falsos contactos, corona en aceite, descargas de baja 
energía, sobrecargas severas, fallas en los equipos de refrigeración forzada y 
sobrecalentamiento del sistema de aislación son algunos de los mecanismos que pueden 
originar estos gases. 
 
Estas condiciones pueden ocurrir individual o simultáneamente, produciendo en todos 
los casos la formación de algunos gases no combustibles y combustibles. El Relé Buchholz 
es una de las formas de alarma de la presencia de gases en un transformador, pero 
su capacidad de detección es poco sensible y no permite anticipar fallas de baja energía. 
 
 Una operación normal también produce la formación de ciertos gases. Es posible que 
un transformador opere dentro de su período de vida útil con cantidades importantes de 
ciertos gases, aún siendo estos combustibles. De hecho la operación de un transformador 
con grandes cantidades de gases presentes en el aceite no es normal pero ocurre, 
generalmente después de cierto grado de investigación y evaluación de los posibles riesgos. 
 
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 Es decir, evaluados todos los riesgos, se deja el transformador en servicio planificando 
una salida programada para la corrección de las anormalidades existentes y que son la causa 
generadora de gases. 
 
 En un transformador en operación, los gases generados se encuentran disueltos en el 
aceite, o como burbujas en las trampas de aire que pueda presentar un mal diseño de la cuba 
y principalmente la tapa del mismo, o en los sistemas de colección de gases que posea. La 
detección de una condición anormal de funcionamiento depende, además de la evaluación de 
la cantidad de gases combustibles disueltos presente, de la velocidad de crecimiento en el 
tiempo de los mismos. 
 
 Es posible determinar con cierto grado de certeza qué tipo de condición anormal es la 
generadora de estos gases a través de diversas técnicas desarrolladas a partir del 
conocimiento de la composición de gases disueltos presentes en el aceite. 
 
 De todos modos conviene aclarar que el análisis de estos gases y la interpretación de 
su significado aún no es una ciencia exacta ya que la presencia de los mismos, aún como 
dijimos en un funcionamiento normal, son dependientes de variables propias del equipo bajo 
control (transformador) tales como ubicación y temperatura de la falla, solubilidad y grado de 
saturación de los gases en el aceite, el tipo de sistema de preservación de aceite, el tipo de 
conmutador bajo carga, el tipo y velocidad de circulación del aceite como refrigerante, la clase 
de materiales en contacto con la falla y finalmente variables asociadas con la toma de 
muestras y procedimientos de medición de los gases. Además debido a la variabilidad de 
límites de porcentajes de gases aceptados por los distintos Fabricantes y Usuarios de 
transformadores como normales, no ha sido posible hasta el presente normalizar esta 
condición límite. 
 
 En lo que sigue se describirán algunos métodos de análisis con el objeto de proveer 
una guía de análisis al operador, quién junto a su propia experiencia podrá inclinarse por uno 
u otro método, usar unos como complemento de otros y en todos los casos proveerse de 
cierta información importante relacionada al estado actual del transformador, nunca 
perdiendo de vista que las conclusiones a las que arribe no serán matemáticas, sino 
resultado de una recolección de resultados prácticos apoyados por hechos teóricos ciertos.- 
 
2.6.1.2 Teoría General. 
 
 Las dos causas principales en la formación de gases dentro de un transformador en 
operación son las alteraciones térmicas y eléctricas. Las pérdidas Joule en los bobinados y 
conductores debidos a la carga producen gases debido a la descomposición térmica del 
aceite y de la aislación sólida. También, como dijimos anteriormente, se producen gases 
por la descomposición térmica del aceite y la aislación cuando se producen arcos de alta 
energía y generalmente por bombardeo iónico (descargas de muy baja energía y sin calor 
asociado) debido a descargas parciales o corona en el aceite. Otras fuentes generadoras de 
gases son los falsos contactos, mala puesta a tierra del núcleo, tensores pasantes en el 
núcleo mal aislados, etc. 
 
2.6.1.3 Toma de muestras. 
 
Para asegurar que las muestras sean representativas del aceite que se quiere analizar, la 
realización del muestreo deberá seguir una estricta rutina. En caso contrario, los resultados 
del análisis pueden conducir a conclusiones falsas sobre el estado del mismo.- 
 
 Una muestra para la realización de un ensayo cromatográfico consiste simplemente en 
una jeringa de 50 cm
3
. Siempre es recomendable tomar al menos dos muestras. La jeringa 
deberá ser de vidrio con vástago esmerilado y tapón cónico también de vidrio esmerilado. 
Para la toma de muestras deberán observarse los siguientes puntos: 
 
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● Las jeringas y tapones deberán estar limpios, libres de suciedad y esterilizados. En el 
caso de que se usen jeringas con las que ya se han extraído otras muestras será necesario 
enjuagarlas con nafta sin contenido de plomo, dejarlas 1 hora para que se volatilicen los 
restos del solvente en un lugar limpio y con ambiente controlado y luego someterlas a un 
proceso de esterilizado en autoclave a 100ºC durante 1 hora. Se retirarán y se dejarán enfriar 
por espacio de 10 minutos también en un ambiente controlado, se le colocará el vástago y el 
tapón y se guardarán en un lugar oscuro o caja adecuada.- 
 
● La muestra deberá tomarse en lo posible sobre un aceite “vivo”, es decir que esté en 
circulación para que la muestra sea representativa del todo. Esto es solo posible si el 
transformador está en servicio.- 
 
● Utilizar para la extracción la válvula toma de muestras. Sacar el tapón (si lo tuviera), 
limpiar perfectamente los restos que pueden quedar en la rosca de la válvula debido 
a los elementos de sellado que pudo haber utilizado el fabricante. Abrir la válvula 
parcialmente y drenar una cantidad equivalente a unos dos litros (dentro de un recipiente 
contenedor) y luego enjuagar la jeringa, vástago y tapón con el aceite del transformador al 
menos unas dos veces. Cerrar la válvula y colocar un tubo de goma con manguera para la 
toma de muestra, de diámetro acorde al pico de la jeringa. 
 
● Volver a abrir la válvula parcialmente y dejar drenar nuevamente un litro de aceite. Sin 
cerrar la válvula, insertar el pico de la jeringa en el extremo libre de la manguera y dejar que 
ésta se llene por gravedad (NO accionar el vástago). Llenar 60 cm
3
 aproximadamente yretirar 
la jeringa (NO cerrar la válvula si se va a tomar otra muestra). Colocar la jeringa en posición 
vertical con el pico hacia arriba y drenar los 10 cm
3
 excedentes. Colocar 
inmediatamente el tapón esmerilado asegurándose que quede perfectamente sellada la 
jeringa, rotular la muestra y guardarla en lugar oscuro o en caja apropiada (el aceite mineral 
es muy sensible a la luz ultravioleta y la exposición a la luz puede deteriorarlo). 
 
● Bajo ninguna causa debe quedar aire atrapado en la muestra. En el transporte a 
laboratorio, cualquier cambio de temperatura que afecte la muestra y que produce una 
dilatación de la misma será acompañado por movimientos del émbolo de la jeringa, por lo 
tanto este no debe ser bloqueado.- 
 
Un procedimiento más sofisticado con equipos especiales de muestreo pueden 
encontrarse en las normas IEC 567.- 
 
2.6.1.4 Gases originados por fallas. 
 
Los casos típicos y más frecuentes son los siguientes: 
 
♦ Descomposición térmica del aceite. 
 
Los subproductos de descomposición térmica del aceite involucran al etileno (C2H4) 
como gas principal acompañado por metano (CH4) y etano (C2H6) en menor proporción e 
hidrógeno (H2) en muy pequeñas cantidades. Trazas de acetileno pueden también 
encontrarse si la falla es severa o involucra contactos eléctricos. Una relación de 
proporciones en que aparecen los gases es la siguiente: 
 
 
♦ Descomposición térmica de la 
celulosa. 
 
Grandes cantidades de 
monóxido de carbono (CO) son el 
resultado de una descomposición 
térmica de la celulosa. Si la falla involucra 
estructuras aislantes impregnadas, pueden 
Gas Proporción (%) Gas Proporción (%) 
CO2 0 C2H6 19 
CO 0 C2H4 63 
H2 2 C2H2 0 
CH4 16 
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aparecer pequeñas trazas de hidrocarburos tales como metano 
(CH4) y etileno (C2H4). 
 
Una relación de proporciones en que aparecen los gases es la del 
cuadro siguiente: 
 
♦ Corona en aceite. 
 
Las descargas de baja energía como las descargas 
parciales o corona en aceite producen principalmente 
hidrógeno (H2) como gas principal y metano (CH4) con pequeñas 
cantidades de etano (C2H6) y etileno (C2H4). Una relación de 
proporciones en que aparecen los gases es la siguiente: 
 
 
Cantidades comparables de monóxido y dióxido de carbono 
(CO ; CO2) pueden aparecer si la falla involucra también aislación 
sólida. 
 
♦ Arcos en aceite. 
 
Grandes cantidades de hidrógeno (H2) y acetileno (C2H2) 
son producidos en este tipo de descargas. Pequeñas cantidades de 
metano (CH4), etano (C2H6) y etileno (C2H4) acompañan a los 
gases principales. Una relación de 
proporciones en que aparecen los gases es 
la del cuadro siguiente: 
 
Cantidades comparables de monóxido y dióxido de carbono (CO 
– CO2) pueden aparecer si la falla involucra también aislación sólida. 
 
2.6.1.5 Criterios de Evaluación – Diagnóstico de Fallas. 
 
Como dijimos anteriormente, en los transformadores en buen 
estado, también tienen lugar los procesos de envejecimiento, por lo 
que se considera normal que existan gases disueltos en el aceite 
aislante. Si bien este envejecimiento depende de las condiciones de 
operación y de la antigüedad del transformador, se consideran 
en buen estado aquellos equipos con tensión nominal ≤ 150kV y que 
luego de 2 a 4 años no han sobrepasado los límites de concentración de 
gases que se indican en la tabla siguiente: 
 
Cuando estos valores son superados, el diagnóstico de la falla puede 
hacerse siguiendo alguno de los métodos que se mencionan a 
continuación y que son la experiencia acumulada por distintos centros de 
investigación. 
 
En la tabla siguiente se da un método de diagnóstico con criterio 
cualitativo. Según este método la presencia de un determinado grupo 
de gases disueltos en el aceite permite identificar el tipo de falla 
existente. Si bien no se tienen en cuenta las concentraciones relativas de 
cada gas, se supone que para hacer un diagnóstico válido, las 
concentraciones superan los límites de la tabla precedente. 
 
H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2 DIAGNOSTICO 
X X X Arcos de duración limitada a través del aceite 
X X X X X Arcos de duración limitada a través del papel impregnado 
X X X X X Fuertes descargas parciales en el aceite 
Gas Proporción (%) 
CO2 8 
CO 92 
H2 0 
CH4 0 
C2H6 0 
C2H4 0 
C2H2 0 
Gas Proporción (%) 
CO2 0 
CO 0 
H2 85 
CH4 13 
C2H6 1 
C2H4 1 
C2H2 0 Gas Proporción (%) 
CO2 0 
CO 0 
H2 60 
CH4 5 
C2H6 2 
C2H4 3 
C2H2 30 
Gas Ppm 
CO2 6000 
CO 500 
H2 200 
CH4 100 
C2H6 100 
C2H4 150 
C2H2 15 
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X X X X X X X Fuertes descargas parciales en el papel 
X X X X Punto Caliente  500ºC si predomina CH4 y  500ºC si 
predomina C2H4 . 
X X X X X X Sobrecalentamiento superior a 130ºC con descomposición de 
celulosa 
 X X X Envejecimiento normal 
X X Descargas parciales débiles en el aceite. 
X X X X X Descargas parciales débiles a través del papel. 
 
 El problema de este sistema radica en la dificultad de comparar resultados de análisis 
realizados a diversos tiempos sobre un mismo equipo y al hecho de que siempre puede existir 
más de un tipo de falla.- 
 
El uso en forma cuantitativa elimina en parte estas limitaciones. Generalmente se usan 
relaciones entre las concentraciones de dos o más gases presentes. La proporción de cada 
gas depende del tipo de falla. En la tabla siguiente se ilustra uno de estos métodos utilizados 
en el Reino Unido. En este análisis, si la relación de gases indicadas es mayor o igual a 1 se 
indica con 1, y si es menor con 0. El método no es siempre decisivo, ya que si bien los 
cocientes mayores o menores que la unidad se toman como comportamiento normal o 
anormal, existe un entorno cercano a la unidad donde la decisión sobre el tipo de 
comportamiento solo puede hacerse estudiando la variación del cociente con respecto 
a análisis anteriores. Para evitar indefiniciones, lo que se hace es repetir el análisis sobre una 
muestra a intervalos regulares hasta obtener alguna conclusión. El lapso entre muestras varía 
según la gravedad que se presume tiene la falla o la importancia del transformador, pudiendo 
variar entre 1 día a meses. 
 
CH4 
H2 
C2H2 
CH4 
C2H4 
C2H6 
C2H2 
C2H4 
DIAGNÓSTICO 
0 0 0 0 Si la 1ª. Columna da  0,1 se presume descargas parciales. Si es 
mayor, el deterioro es normal. 
1 0 0 0 Sobrecalentamiento localizado de hasta 150ºC. 
1 1 0 0 Sobrecalentamiento localizado entre 150 y 200ºC. 
0 1 0 0 Sobrecalentamiento localizado entre 200 y 300ºC. 
0 0 1 0 Sobrecalentamiento generalizado. 
1 0 1 0 Corrientes de Foucault y/o sobrecalentamiento en conexiones. 
0 0 0 1 Descargas internas no persistentes. Descargas parciales 
0 1 0 1 Descargas en cambiador de tomas 
0 0 1 1 Arcos o descargas persistentes 
 
 Simultáneamente pueden operar dos o más tipos de fallas. Por ejemplo, una relación 
1011 = 1000 + 0011 indicaría descargas continuas y sobrecalentamiento. 
 
Finalmente, similar al caso anterior es el análisis a través de los cocientes de Rogers 
que se muestra en la tabla siguiente: 
 
CH4 
H2 
C2H4 
C2H6 
C2H2 
C2H4 
DIAGNÓSTICO 
 0,1  1,0  1,0  0,1 Funcionamiento normal. 
0,1  1,0  1,0  0,1 Arcos de baja energía. Descargas Parciales. 
 0,1  3,0 0,1  3,0 Arcos y descargas de gran energía. 
0,1  1,0 1,0  3,0  0,1 Sobrecalentamiento térmico de hasta 150ºC. 
 1,0 1,0  3,0  0,1 Sobrecalentamiento térmico de hasta 700ºC. 
 1,0  3,0  0,1 Sobrecalentamiento térmico mayor a 700ºC. 
 
Los criterios generales de utilización de estas relaciones son las siguientes: 
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● No es posible utilizar un solo cociente para hacer un diagnóstico amenos que la 
concentración de uno o más de los componentes sea el doble del valor límite normal. 
 
● En los cocientes característicos no se incluyen las concentraciones de CO y CO2 porque se 
considera que en el caso de fallas incipientes no es posible asegurar que se halle 
comprometida las aislación sólida.- 
 
A los efectos de realizar un diagnóstico de fallas, como dijimos anteriormente no solo 
deben tenerse en cuenta los valores de concentración de los distintos gases, sino también las 
características de los equipos. 
 
Muchos transformadores de cierta antigüedad están provistos de conmutadores de 
tomas bajo carga, cuya cámara de contactos no está perfectamente aislada de la cuba, por 
lo que cierta cantidad de gases generados por las conmutaciones se pueden difundir en el 
aceite del transformador. En estos casos, la presencia de acetileno disuelto en el aceite 
no significa necesariamente la existencia de falla eléctrica en el transformador.- 
 
Resulta aconsejable que todos los transformadores nuevos sean controlados en 
fábrica antes y después de los ensayos eléctricos. 
 
 Finalmente, la frecuencia de este tipo de ensayos varía según las distintas empresas. 
 
 Resulta aconsejable realizar un ensayo inmediatamente después de recibir el 
transformador, un ensayo antes de su puesta en servicio si ha pasado mucho tiempo desde 
su recepción en depósitos, a los 15, 30, 90 y 180 días de su puesta en marcha y luego 
anualmente. Si en alguno de los ensayos llegan a aparecer anomalías, según la gravedad 
que éstas revistan, los ensayos deberán realizarse con mayor frecuencia, como 
mencionamos anteriormente, diarias, semanales o mensuales hasta llegar a un diagnóstico 
preciso. 
 
2.6.1.6 RELÉ BUCHHOLZ 
Resumiendo, las irregularidades en el funcionamiento de los transformadores dan origen a 
calentamientos locales en los arrollamientos y en consecuencia a la producción de gases de 
aceite, cuya cantidad y rapidez en su desarrollo crecen sensiblemente a medida que se 
extiende la avería. 
En el efecto de la producción de estos gases está fundamentado el Relé Buchholz, que ha 
resultado de excelente aplicación en las explotaciones eléctricas por su sencillez y seguridad 
de funcionamiento. 
Los accidentes producidos en los transformadores dan lugar siempre a la producción de 
gases o vapores. Se indica a continuación diferentes casos que suelen presentarse en la 
práctica de aquellos. 
a) En casos de ruptura de una conexión se produce un arco que se alarga rápidamente por la 
fusión de los conductores y que, ensebándose seguidamente con otra parte del bobinado 
dará lugar a un cortocircuito con todas las consecuencias perjudiciales. Este arco volatiliza el 
aceite, y defectos de este género se señalan por los humos de aceite que se escapan de la 
cuba.- 
 
b) Cuando existe una falta de aislamiento con la masa, se produce un arco entre este punto del 
bobinado y la cuba u otra parte del cuerpo del transformador, el cual volatiliza el aceite y fluye 
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a este lugar del bobinaje, provocando serias quemaduras. Ésta perforación a la masa es a 
menudo causada por las sobre tensiones.- 
 
c) En caso de cortocircuito o sobrecarga brusca, se producirá un aumento fuerte de temperatura 
y principalmente en las capas interiores del arrollamiento. El aceite contenido en las bobinas 
se volatiliza y descompone rápidamente; los gases resultantes son lanzados bruscamente 
como por una explosión al interior de los arrollamientos en forma de pequeñas burbujas.- 
 
d) A causa de la modificación de las propiedades químicas del aceite que reducen su rigidez 
electroestática, es posible que ciertas partes del arrollamiento estén sometidas a sobre 
tensiones muy elevadas, y ello da origen a descargas cuya repetición puede dañar 
seriamente al transformador. Estas descargas descomponen al aceite y provocan la 
formación de gas. También los efluvios que se forman producen un resultado análogo.- 
 
e) Si las juntas entre los núcleos y las culatas no están bien establecidas, o si el aislamiento de 
los bulones que comprimen los paquetes de planchas es defectuoso, pueden producirse 
corrientes de Foucault intensas. Este accidente provoca igualmente un aumento local de 
temperatura, vaporizando el aceite con producción de gases. 
 
 Se ve que en todos los casos señalados hay formación de gases, y estos son 
utilizados para accionar el relé Buchholz, que debe intercalarse en el tubo que une la cuba del 
transformador al conservador de aceite. 
 La siguiente Figura muestra un Relé Buchholz. La caja a, que está normalmente llena 
de aceite, contiene a los flotadores B1 y B2 móviles alrededor de sus ejes. 
 Cuando por causa de un defecto poco importante se producen pequeñas burbujas de 
gas, éstas se elevan en la cuba hacia el tanque conservador de aceite y son captadas por el 
aparato y almacenadas en la caja, cuyo nivel de aceite baja progresivamente. El flotador 
superior B1 se inclina y cuando la cantidad de gas es suficiente cierra los contactos que 
alimentan los circuitos de alarma asociados a B1. 
 Si continúa el desprendimiento de gas, el nivel del aceite en la caja baja más, de forma 
que los gases pueden alcanzar el conservador de aceite. 
 Una mirilla que contiene la caja permite observar la cantidad y el color de los gases 
captados. De la primera se obtiene la indicación de la importancia del defecto. Del color de los 
gases se deduce el lugar de la producción del defecto, así: los gases blancos provienen de la 
destrucción del papel, los gases amarillos se producen por el deterioro de las piezas de 
madera, y los humos negros o grises son provocados por la descomposición del aceite. 
 El flotador inferior B2 conserva su posición de reposo si el desprendimiento de gas es 
lento. Si el defecto se acentúa, el desprendimiento se hace violento y se producen gruesas 
burbujas, de modo que el aceite es enviado bruscamente por choque a través del tubo y hacia 
el conservador de aceite. Esta corriente rodea el flotador B2, arrastrándolo, y ello provoca el 
cierre de sus contactos que accionan el mecanismo de desconexión de los interruptores de 
AT y BT poniendo al transformador fuera de servicio. 
 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 90 de 99 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
El mismo resultado se obtiene en caso de sobrecarga peligrosa para el transformador. Las 
numerosas pequeñas burbujas expulsadas de todo el bobinaje a causa del calentamiento de 
los bobinados, actúan como si se tratara de gruesas burbujas a modo de choque, que lanza 
bruscamente el aceite y arrastra el flotador B2. Esta acción es tan rápida que la desconexión 
se produce antes de que el transformador pueda ser averiado por la sobrecarga. 
Hay que observar que la aparición de las pequeñas burbujas gaseosas no se manifiesta más 
que cuando la temperatura de los bobinados se eleva de tal modo que el aceite se volatiliza 
en su interior; dicha temperatura no puede ser inferior a 150°C, a la cual la volatilización se 
produce. Ahora bien, ésta temperatura puede ser soportada pasajeramente por los bobinados 
sin inconveniente alguno, y a partir de ella el Relé Buchholz pondrá el transformador fuera de 
servicio. 
Los contactos son así mismo accionados cuando el nivel del aceite desciende por debajo de 
un límite determinado, bien por defecto de control o por causa de una fisura en la cuba. El 
aire que se encontrase en el transformador será igualmente captado por el Relé y la señal de 
alarma funcionará. 
Sobre la tapa del instrumento van fijados los bornes de contactos que cuando se trata de 
instalaciones a la intemperie se protegen por medio de apropiada cubierta. Un grifo h permite 
la salida de los gases acumulados en la caja, a los cuales se inflama para apreciar si se trata 
B1 
B2 
a 
h 
i 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO91 de 99 
de gases de aceite o de aire que hubiese penetrado en el transformador. Otro grifo de ensayo 
i permite comprobar, haciendo funcionar el aparato por medio de una bomba auxiliar, que los 
contactos, flotadores, conexiones, etc., se hallan en buen estado. Este ensayo debe 
realizarse terminado su montaje o durante el servicio después de cada vez que haya 
funcionado el dispositivo. 
2.7 Rigidez Dieléctrica del aceite. 
La rigidez dieléctrica es una medida importante de los esfuerzos eléctricos que un 
aceite aislante puede soportar sin fallar. El valor de la tensión de ruptura depende del 
contenido de agua y partículas que pueda contener el aceite. Es especialmente 
importante controlarla siempre antes de poner un transformador en servicio. Además, luego 
de la puesta en servicio se deberá controlar al menos 1 vez por año. 
Usualmente se mide aplicando tensión creciente, con velocidad de crecimiento 
controlada, entre un par de electrodos sumergidos en la muestra. Existen varias normas para 
realizar este ensayo, las cuales contemplan distintas formas de electrodos y separación de 
los mismos, velocidad de crecimiento de la tensión aplicada, cantidad de pruebas a efectuar 
sobre cada muestra, uso o no de agitadores para remoción del carbón después de cada 
descarga entre electrodos y criterios de aceptación. 
En Argentina usamos generalmente la Norma IRAM 2341 (Similar a la IEC 156), la cual 
prescribe electrodos semiesféricos con una separación de 2,5 mm y velocidad de crecimiento 
de la tensión de 2 kV/s, contemplando además el uso de un agitador luego de cada disparo y 
que permite remover el carbón que pudo haber quedado entre los electrodos. 
Para proceder al ensayo se coloca la muestra en el recipiente contenedor del Equipo 
de Rigidez Dieléctrica y se lo deja reposar 10 minutos. Si el equipo no es automático, 
se efectuarán 6 determinaciones con medición del valor de tensión para el cual se produce el 
arco entre electrodos. Entre medición y medición es necesario dejar transcurrir 2 minutos y 
proceder durante éste a la remoción del aceite ubicado entre los electrodos con el agitador 
del equipo de medición. 
El valor de rigidez dieléctrica de la muestra se toma como el promedio de las últimas 5 
determinaciones (se descarta la primera). 
 
Características del aceite mineral para transformadores: 
 
Densidad a 20 °C 
 
0,9 
 
Viscosidad a 50°C 
 
2,5° Engler 
 
Calor específico por unidad de volumen 
 
0,45 
 
Constante dieléctrica a 20 °C y 50 Hz 
 
2,2 
 
Coeficiente de dilatación para un t = 100 °C 
 
7% 
 
Inconvenientes: 
-Es inflamable. 
-Presenta tendencia a la oxidación, lo cual reduce sus cualidades dieléctricas ya que provoca 
aumento de acidez y viscosidad con formación de lodo. 
-Requiere tratamientos frecuentes. 
-Reacciona con el Hierro y el Cobre, los cuales actúan como catalizadores produciendo 
depósitos de barro. 
-El coeficiente de dilatación es elevado, por lo cual necesita de un tanque de expansión. 
 
Algunos datos: 
 
Potencia en kVA 20 40 63 100 200 500 1000 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
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Capacidad de aceite en lts. 88,2 137,7 157,5 186,3 261 432 812,7 
 
 Ejemplo: para un trafo. de 200 kVA se debe proyectar un tanque de expansión para 
un volumen mínimo de .27,18
100
7261
lts

 
 
Tratamiento del aceite 
-Siendo su rigidez dieléctrica normal en servicio de 10 kV/mm 
 
-Se debe proceder al secado cuando esta baja a 7 kV/mm, que corresponde a un contenido 
de humedad del 0,02%.- 
 
-El mejor equipo para el tratamiento del aceite (limpieza y secado) es aquel compuesto por: 
una bomba que toma el aceite de la parte inferior del transformador y lo introduce en un 
recipiente al que se le practica el vacío. Se baja la presión a valores tales que produce la 
evaporación del agua a 55 °C aproximadamente. En esas condiciones el aceite sale seco, 
luego se lo hace pasar por filtros de papel para su limpieza y se lo ingresa al transformador 
por su parte superior.- 
 
-El mejor equipo es aquel que no produce espuma, ya que ésta, por su contenido de aire, 
disminuye la rigidez dieléctrica y obligaría a hacer reposar al trafo. por lo menos durante 24 
hs. para que se eliminen las burbujas y se pueda, luego, poner en servicio.- 
 
-Los equipos que no producen espuma, en cambio, pueden tratar los trafos aún en servicio 
Las características para los aceites nuevos sin uso, en nuestro país están determinados por 
la Norma IRAM 2026, fijando para todos los tipos de aceite, inhibidos y no inhibidos, un valor 
mínimo de 10 kV/mm. 
Los valores recomendados para transformadores nuevos y en servicio son los 
siguientes: 
 
Tensión 
máxima de 
servicio 
 
TRANSFORMADOR NUEVO 
 
TRANSFORMADOR EN SERVICIO 
Hasta 36 
kV 
 60  40  28  45  32  25 
De 36 a 
170 kV 
 65  45  29  50  36  26 
Método de 
Ensayo 
IEC 156 
IRAM 2341 
ASTM 
D1816 
ASTM 
D877 
IEC 156 
IRAM 2341 
ASTM 
D1816 
ASTM D877 
 
2.8 Ensayo de hermeticidad. 
 
Con el aceite del transformador a 
temperatura ambiente, se somete al 
transformador a una sobrepresión de 
0,50 kgf/cm
2
 durante 3 hs, 
verificándose a simple vista que no 
existan deformaciones permanentes 
y/o pérdidas de aceite.- 
 
3. ENSAYOS ESPECIALES 
 
3.1 Medición de tangente delta. 
 
El objetivo del ensayo es: 
 Evaluar la condición y calidad del 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 93 de 99 
 
 
sistema aislante en transformadores de potencia mediante la medición de tg expresada en 
%. 
 Medición de las capacidades parciales y totales que forman un sistema trifásico. 
 Obtención de las potencias de pérdidas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ESQUEMA DE ENSAYO 
 
INTERPRETACIÓN DE LOS 
RESULTADOS 
 
a) Incrementos en el factor de potencia 
pueden deberse a: 
 Contaminación del sistema de aislamiento. 
 Deterioro Químico. 
 Daños por sobrecalentamiento. 
 Presencia de humedad. 
3.2 Medición de descargas parciales. 
 
En el interior de todos los sistemas de 
aislamiento existen imperfecciones 
denominadas "vacíos". Las causas pueden 
ser numerosas, pero al final estos vacíos 
actúan como elementos iniciadores que 
influyen en la aparición y posterior 
evolución de la descarga parcial (DP). 
La DP es el movimiento localizado de la carga que daña el aislamiento circundante. Con el 
tiempo, este daño acumulado puede causar fallas. 
 
Consecuencias: 
 
Las descargas parciales acortan el tiempo de vida de los sistemas de aislación y causan una 
serie de interferencias con las medidas, control y comunicaciones eléctricas. Por lo tanto las 
descargas parciales pueden llegar a ser la causa de serias pérdidas económicas al producir 
reparaciones y cambios prematuros en los equipos eléctricos, pérdidas de eficiencia y 
seguridad en la operación de los sistemas de comunicación y por último la interrupción del 
servicio de suministro de energía. 
 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 94 de 99 
 
 
 
 
Naturaleza del fenómeno: 
 
Cuando el material aislante es sometido a una diferencia de potencial y debido a la presencia 
de un campo eléctrico el cual tiende a concentrarse en la cavidad, se produce la ionización del 
gas presente en éstas, dando origen a una descarga eléctrica. 
 
Métodos de detección de las descargas 
parciales: 
 
 MÉTODOS ELÉCTRICOS. 
 MÉTODOS QUÍMICOS. 
 MÉTODOS ACÚSTICOS. 
 
Sensor acústico: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Espectro electro - acústico 
 
 
 
 
Esquema de 
ensayo: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 95 de 99 
 
 
3.3 Verificación del comportamiento del transformador ante cortocircuitos externos en 
bornes. 
 
En aquellos casos que el comprador lo requiera, el mismo se deriva a los laboratorios 
oficiales de las Universidades Nacionales de La Plata (Laboratorio de Alta Tensión de La 
Plata) y/o Río Cuarto. La potencia disponible en estos laboratoriospermite ensayos 
de cortocircuito en transformadores de hasta 1000 kVA con tensiones primarias de 
13200 V y secundarias de 400-231 V. El ensayo se realiza en un todo de acuerdo a la Norma 
IRAM 2112. 
 
4. NORMAS DE ENSAYOS. 
Los ensayos de recepción descriptos en los puntos 1 a 3 se basan en las Normas Argentinas de 
transformadores (IRAM 2250 y Complementarias). 
Cabe recalcar que las normas IRAM 2250 y Complementarias son básicamente una 
traducción de las normas IEC 60076, cumpliendo en consecuencia los ensayos descriptos 
anteriormente con dichas normas. 
 
 
4. NORMAS DE ENSAYOS. 
 
Los ensayos de recepción descriptos en los puntos 1 a 3 se basan en las Normas 
Argentinas de transformadores (IRAM 2250 y Complementarias). 
 
Cabe recalcar que las normas IRAM 2250 y Complementarias son básicamente 
una traducción de las normas IEC 60076, cumpliendo en consecuencia los ensayos 
descriptos anteriormente con dichas normas. 
 
ANEXO: Protecciones del transformador 
PROTECCIÓN DEL TRANSFORMADOR 
El transformador se encuentra entre las máquinas eléctricas más importantes de todas las 
existentes en los sistemas eléctricos de potencia. Las fronteras de generación, transporte y 
distribución no podrían delimitarse sin la existencia de estas máquinas. Su protección resulta 
fundamental, no sólo para su supervivencia, sino para la de todo el sistema eléctrico. 
En transformadores dotados de protecciones como Relé Buchholz, Termómetro cuadrante, 
Imagen térmica, protección de cuba, Nivel magnético, Relé de f lujo, que son los más comunes, 
debe realizarse una calibración y contraste periódico evitando así salidas de servicio por falso 
registro o la no detección de fallas por obstrucción de mecanismos, cañerías, envejecimiento de 
juntas o contactos superficialmente oxidados, chisporroteados o flojos. 
Realizar mantenimiento adecuado de cada uno de los elementos de protección y luego simular 
disparo o alarma según corresponda para verificar su selectividad adecuada a los requerimientos 
o modificarla a nuevos valores de los parámetros de funcionamiento. 
INTRODUCCIÓN 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 96 de 99 
Un transformador quemado puede ser el resultado de uno o varios fallos en su origen, que pueden 
ir desde una sobrecarga eléctrica o térmica mantenida hasta un defecto en el sistema de 
refrigeración, o un fallo constructivo que hubiese afectado a los devanados en su origen. El 
objetivo de esta clasificación no es otro que establecer las causas particulares que pueden motivar 
una avería en la máquina. 
PROTECCIÓN CON RELÉ DE SOBRECORRIENTE 
La protección con relé de sobre corriente se emplea en transformadores de mayor importancia. 
Si la carga en el transformador es diversificada, con motores no muy grandes cuyas corrientes de 
arranque pudieran ser parámetros limitantes, se considera la corriente del relé 1.5 veces la 
corriente nominal del transformador, esto es, muchas veces suficientes para permitir que los relés 
admitan los desbalances de la corriente de carga. 
INDICADOR DE NIVEL DE ACEITE 
Los indicadores de Nivel de Aceite son dispositivos de medida con o sin contactos. Suelen fijarse 
al tanque de expansión de transformadores de distribución y potencia para medir el nivel de 
aceite. Fuga de aceite desde el tanque de expansión es prevenida por medio de un diseño que 
separa el flotador del elemento indicador. No hay necesidad de reajustes ni re-calibraciones 
durante la vida del aparato. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DISPOSITIVO DE IMAGEN TÉRMICA 
La medida de la temperatura de los arrollamientos puede hacerse por medio del termómetro de 
mercurio, pero para ello es preciso que no se hallen bajo tensión. Sin embargo, en los 
transformadores es de suma importancia la medida de la temperatura del cobre, puesto que de 
ella depende la vida más o menos larga de aquellos. 
Con este objeto se emplean elementos de resistencia que pueden ser montados en los 
arrollamientos, durante la construcción, y que permiten la medida de la temperatura del cobre. 
Esta medida se basa en la variación de resistencia de un elemento inserto en un puente de 
Wheatstone, en el cual va colocado el instrumento indicado. 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 97 de 99 
El elemento se conecta al puente por medio de un transformador de tensión, con lo cual el aparato 
no recibe el voltaje de servicio. 
Este método presenta grandes ventajas porque permite alejar a voluntad el puesto de observación 
del punto de medida y efectuar la determinación de varias resistencias con el mismo aparato. 
Presenta por el contrario, el inconveniente de que el montaje de los elementos en los 
arrollamientos es difícil, sobre todo a causa de las conexiones que deben atravesar el aislamiento 
de dichos arrollamientos. El debilitamiento inevitable de este aislamiento impide utilizar tal método 
para las tensiones superiores a 100 kV. 
Por esta causa es empleado, en los transformadores de regular capacidad, el dispositivo llamado, 
de “imagen térmica”, que es en suma un elemento de resistencia con cuerpo de caldeo. Partiendo 
del hecho de que la temperatura del cobre depende de la que tiene el aceite y de la cantidad de 
calor producido por las pérdidas, es posible reproducir en imagen las mismas condiciones de 
temperatura que en el transformador. La constante de tiempo debe ser la misma que la del 
transformador, y las constantes de enfriamiento en relación con la masa. 
El dispositivo de imagen térmica está constituido en la forma siguiente: un termómetro de 
resistencia propiamente dicho, se encuentra en la parte del aparato que se haya sumergido en el 
aceite del transformador y en el interior de un tubo perforado de material aislante. Éste tubo sirve 
de soporte a la resistencia de caldeo, que es atravesada por una parte de la corriente secundaria 
de un transformador de intensidad, situado en el circuito de alimentación del transformador de 
potencia protegido. La resistencia de caldeo está alojada en un recipiente metálico provisto de 
nervios interior y exteriormente que, estanco y lleno también de aceite, va sumergido en el aceite 
del transformador de potencia. Las partes del aparato que se encuentran debajo de la tapa de 
aquel y rodeadas de aceite, se protegen con una envolvente cilíndrica de plancha perforada. 
En la parte superior del aparato, encima de la tapa del transformador, se coloca una resistencia 
ajustable, conectada en paralelo con la resistencia de caldeo. Los conductores de las resistencias 
y del termómetro de resistencia se conectan en una placa de bornes. Una cofia metálica protege 
esta parte del aparato contra las gotas de agua y al mismo tiempo permite su aireación para 
refrigerarlo. 
El recipiente metálico puede ser construido con un número de nervios diferente, lo cual permite 
adaptar la constante de tiempo del termómetro de resistencia a la del bobinado del transformador. 
Si no pasara corriente por la resistencia de caldeo, el aceite del recipiente tendría la misma 
temperatura que el del transformador de potencia; pero esta resistencia se alimenta por un 
transformador de corriente, y es por lo tanto, recorrida por una intensidad proporcional a la que da 
el transformador de potencia, resultando de ello un calentamiento del aceite del recipiente que 
corresponde a la diferencia entre la temperatura el arrollamiento y la del aceite de la cuba. 
El instrumento indicador es de cuadro móvil con escala dividida en °C. Si las dos constantes de 
tiempo están bien coordinadas, el instrumento indica de una manera bastante precisa las 
variaciones de temperatura en el arrollamiento del transformador. 
El instrumento indicador se construye en general para que accione, por contactos de máxima, una 
señal de alarma o provoque la desconexión del interruptor tan pronto como la temperatura 
sobrepasa los valores determinados. 
El instrumentopuede también ser reemplazado por un dispositivo metálico que actúe directamente 
sobre uno o dos contactos independientes que correspondan a temperaturas regulables. 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
 98 de 99 
El dispositivo de imagen térmica es, según lo expuesto, una protección eficaz contra las 
sobrecargas. 
PROTECCIÓN INTEGRAL DE TRANSFORMADOR. 
Es un dispositivo electrónico que permite coordinar todas las protecciones en un solo equipo y 
coordinarlas debidamente para su actuación en caso de falla. 
A continuación se observa una fotografía ilustrativa de uno de estos dispositivos. Generalmente, 
en la actualidad, pueden ser conectados a HMI con sistemas de comunicación TCP/IP o vía fibra 
óptica. 
 
 
 
 
SISTEMA DE REFRIGERACION 
Verificar el buen funcionamiento de los accesorios del transformador especialmente de los de vital 
importancia como radiadores y ventiladores. La vida útil de un material aislante depende de la 
temperatura de funcionamiento con que trabaja por lo que mantener una buena refrigeración es 
primordial para un transformador. Las verificaciones más importantes son limpieza de la superficie 
de los radiadores libre de obstrucción a la circulación de aire, prever y eliminar futuras 
construcciones que impidan la libre circulación de aire, eliminar pérdidas de aceite y verificar que 
los electro ventiladores funcionen girando en sentido adecuado y cuando la temperatura llegue al 
valor previamente seleccionado mediante la protección de imagen térmica que seguramente 
tendrá a su cargo esa función. En general los motores de los electro ventiladores son de sentido 
axial y vertical por lo que es conveniente un mantenimiento periódico de los mismos. 
SECADOR DE AIRE 
 En el mantenimiento de un transformador es de vital importancia controlar la coloración de la 
carga del gel de sílice del secador de aire. Además es importante mantener el nivel de líquido en 
el vaso receptor, éste se utiliza para hacer burbujear el aire en él y de esta manera hacer decantar 
partículas sólidas contenidas en el aire. De lo explicado se deduce que en el vaso, quedan las 
partículas sólidas y la humedad es atrapada por el sílice del secador. Podemos concluir que el des 
humectador, además de deshumedecer el aire, lo limpia de impurezas en el mismo. Su coloración, 
que indica el grado de humidificación, es azul cristalino en su estado activo, exento de humedad, 
ENSAYOS DE RECEPCIÓN Y MANTENIMIENTO 
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y cambia a rosa claro cuando de humedece. El secador de aire se compone de un cuerpo de 
material transparente que contiene Silicagel. Este recipiente está cubierto por una tapa que a su 
vez permite conectar al conjunto con el tanque de expansión. El deshidratador funciona de la 
siguiente manera: la disminución del nivel de aceite en el tanque de expansión, produce 
una depresión en la cámara de aire del mismo. El aire húmedo externo penetra por los orificios del 
vaso, burbujea a través del aceite que se encuentra contenido en el, pasa por el cilindro 
de aspiración en donde entra en contacto con el Silicagel, el cual retiene la humedad, permitiendo 
que al tanque de expansión solo entre aire seco. 
El paso del aire a través del aceite, impide la absorción inútil de humedad por parte del Silicagel, 
ya que impide que este esté en contacto permanente con el medio exterior, evitando que los 
cristales se saturen en poco tiempo. 
El Silicagel puede regenerarse tantas veces como sea necesario, calentándolo en un horno a una 
temperatura de 150 a 200 ºC. Convenientemente tratado el Silicagel tiene vida casi ilimitada ya 
que puede ser reactivado sin que varíen sus propiedades químicas y físicas. 
Es necesario evitar todo contacto del Silicagel con el aceite, aun en mínimas cantidades. 
El Silicagel empapado en aceite adquiere una coloración marrón oscura y hasta negro. Una vez 
que ha alcanzado este estado, ha perdido su propiedad de absorción, no pudiendo ya reactivarse. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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