UNPRO – RTRMT-2021-0009 SAMBORO

Reporte
MANTENIMIENTO A
TRANSFORMADORES DE

13.2KV
Ene-2021

UNIDAD DE PRODUCTOS Y SERVICIOS

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Guatemala 30 de enero de 2021

Ingeniero
Enrique Medrano
Gerente de Mantenimiento - SAMBORO
Estimado Ingeniero Medrano
Adjunto para su conocimiento y efectos el resultado del mantenimiento preventivo
efectuado a los BANCOS DE TRANSFORMADORES DE MT de la planta SAMBORO
realizado en fecha 10 de enero de 2021.
Se adjunta los resultados de las mediciones correspondientes a los bancos
convencionales como a los tipo pedestal.
Con el gusto de poderles servir
Atentamente
Juan Carlos Rodríguez
Jefe Unidad de Productos y Servicios

1

UNPRO – RTRMT-2021-0010

INDICE TRANSFORMADORES

BANCO DE TRANSFORMADORES 3X37.5KVA - SAMBORO ............................................................ 4
BANCO DE TRANSFORMADORES 3X75KVA - SAMBORO ............................................................. 12
BANCO DE TRANSFORMADORES 3X100KVA ................................................................................. 20
BANCO DE TRANSFORMADORES 3X167KVA ................................................................................. 30
TRANSFORMADOR PADMOUNTED #1 - 1500KVA - SAMBORO..................................................... 40
TRANSFORMADOR PADMOUNTED #2 - 1500KVA - SAMBORO..................................................... 47
TRANSFORMADOR PADMOUNTED #3 - 1500KVA - SAMBORO..................................................... 54
TRANSFORMADOR PADMOUNTED #4 - 2500KVA - SAMBORO..................................................... 61
TRANSFORMADOR PADMOUNTED #5 - 2500KVA – SAMBORO.................................................... 68

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UNPRO – RTRMT-2021-0010

REPORTE DE MANTENIMIENTO A
TRANSFORMADORES CONVENCIONALES

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BANCO DE TRANSFORMADORES 3X37.5KVA - SAMBORO

Marca BANCO DE TRANSFORMADORES 3X37.5KVA - SAMBORO

COOPER

No. Serie #1 1155113368
No. Serie #2 1155113360
No. Serie #3 1155113366
Capacidad 37.5 kVA

Voltaje primario 7620/13200

Voltaje secundario 120/240

Conexión monofásico

Trabajos efectuados:
• Mantenimiento preventivo
• Pruebas de diagnóstico al aislamiento
• Pruebas físico químicas al aceite dieléctrico
• Adición de 1.5 galones de aceite nuevo a transformador #1 por encontrarlo con
bajo nivel de aceite.

Observaciones y recomendaciones:
• Se observó humedad por aceite dieléctrico en bushings X1 y X2 de baja tensión del
transformador #1, se verifico la parte interna y no se observaron anormalidades, se
realizó reapriete en la parte interna para corregir las fugas de aceite.

Nombre Método #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Rigidez dieléctrica Método ASTM D-877 ✓✓✓

Acidez Método ASTM D-1534 ✓ ✓ ✓

Tensión Interfacial Método ASTM D-971- ✓ ✓ ✓ IEEE
Color
50 C57.106-

Método ASTM D-1500 ✓ ✓ ✓ 2015

Evaluación visual Método ASTM D-1524 ✓ ✓ ✓

Gravedad específica Método ASTM D-1298 ✓ ✓ ✓

4

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Nombre #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Medición de la resistencia del aislamiento de
cada bobina (primario a tierra, primario a ✓ ✓ ✓

secundario y secundario a tierra)

Medición del índice de polarización ✓ ✓ ✓ IEEE Std

Medición de la relación de transformación ✓ ✓ 62-1995
de los devanados TTR ✓

Resistencia óhmica de devanados ✓✓✓

1.1 CONCLUSIONES DEL MANTENIMIENTO A BANCO DE
TRANSFORMADORES 3X37.5KVA:

• Resistencia del aislamiento: Para los tres transformadores los valores de
resistencia obtenidos son buenos en las combinaciones de primario a tierra,
primario a secundario y secundario a tierra.

• Índice de polarización: El índice de polarización es bueno en las tres
combinaciones de los tres transformadores.

• Aceite dieléctrico: El aceite dieléctrico de cada uno de los tres
transformadores se encuentra en buenas condiciones para continuar en
operación.

• Relación de transformación: Los transformadores se encuentran en buenas
condiciones, los errores de las lecturas fueron menores al ±0.5% considerado
como máximo, lo que representa que los transformadores no tienen espiras
cortocircuitadas.

• Resistencia óhmica de devanados: Los valores medidos tanto en el lado de
alta y baja tensión son aceptables, los resultados de las pruebas indican que
las conexiones internas de los equipos se encuentran en buen estado.

5

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.2 ESTADO GENERAL DE LOS EQUIPOS
o Se encontró ligeramente bajo el nivel de aceite dentro del transformador
#1, se adiciono 1.5 galones de aceite nuevo para dejarlo a nivel correcto
de operación.
o Bushings X1 y X2 de baja tensión del transformador #1 se observó
humedad por aceite dieléctrico, se verifico la parte interna y no se
observaron anormalidades, se realizo reapriete interno de los bushings.

1.3 RECOMENDACIONES
• Realizar mantenimiento preventivo y pruebas a los transformadores al cabo
de un año durante el mantenimiento anual.

6

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1.4 RESULTADOS DE MEDICIONES EFECTUADAS

1.5 Transformador #1 - banco de transformadores 3x37.5kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 1155113368 Ca pa ci da d: 37.5 kVA
Fa bri ca nte: Cooper I mpeda nci a : 1.50%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620/13200 Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 120/240 Vol umen de a cei te 30 ºC
BIL Oct 11 Pes o tota l 19 gal
- 506 lb

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 47,441 105,732 28,868
3/4 min.
56,687 128,304 43,362
1
10 64,093 145,134 47,124
Ip=10/1 min
69,142 163,350 51,262

161,370 300,762 104,346

2.33 1.84 2.04

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.882 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 0.5 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 30.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
50.9 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1 or A 2 or B 3 or C 4 or D 5 or E
Voltaje primario
105.0% 102.5% 100.0% 97.5% 95.0%

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.048 ✓
H1 - H2 X1 - X2 61.90 61.93 61.620 62.240

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: Gilmar Sandoval Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: Gilmar Sandoval
Equipo: DTR. AEMC. 8500

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.)

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UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #2 - banco de transformadores 3x37.5kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 1155113360 Ca pa ci da d: 37.5 kVA
Fa bri ca nte: Cooper I mpeda nci a : 1.50%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620/13200 Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 120/240 Vol umen de a cei te 30 ºC
BIL Oct 11 Pes o tota l 19 gal
- 506 lb

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 34,313 85,536 19,562
3/4 min.
42,313 22,849
1 46,629 28,393
10 FIN DEL REPORTE100,584
Ip=10/1 min
113,454

51,242 144,540 31,640

114,048 176,220 71,042

2.23 1.22 2.25

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.882 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 0.5 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 26.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
50.0 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1 or A 2 or B 3 or C 4 or D 5 or E
Voltaje primario
105.0% 102.5% 100.0% 97.5% 95.0%

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.050 ✓
H1 - H2 X1 - X2 61.899 61.93 61.620 62.240

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: Gilmar Sandoval Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: Gilmar Sandoval
Equipo: DTR. AEMC. 8500

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.)

8

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #3 - banco de transformadores 3x37.5kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 1155113366 Ca pa ci da d: 37.5 kVA
Fa bri ca nte: Cooper I mpeda nci a : 1.50%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620/13200 Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 120/240 Vol umen de a cei te 30 ºC
BIL Oct 11 Pes o tota l 19 gal
- 506 lb

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 57,044 90,486 22,770
3/4 min.
45,025 116,424 29,878
1
10 51,619 130,680 34,650
Ip=10/1 min
56,509 139,392 38,808

124,740 227,106 79,200

2.21 1.63 2.04

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.882 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 0.5 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 28.5 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
47.2 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1 or A 2 or B 3 or C 4 or D 5 or E
Voltaje primario
105.0% 102.5% 100.0% 97.5% 95.0%

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.048 ✓
H1 - H2 X1 - X2 61.900 61.93 61.620 62.240

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: Gilmar Sandoval Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: Gilmar Sandoval
Equipo: DTR. AEMC. 8500

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.) 9

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.5 PRUEBA DE MICROMETRO

Lugar de instalación: Subestación en Poste de 3x37.5kVA
Trafo 1 / No. serie:
Trafo 2 / No. serie: SAMBORO
Trafo 3 / No. serie:
1155113368 marca COOPER
COOPER
1155113360 marca COOPER

1155113366 marca

Trafo 1 Puntos de 2021 2019
Trafo 2 medición
Trafo 3 Ω Ω
H1 - H2 5.66 5.76
H1 - H2 5.73 5.79
H1 - H2 5.66 5.73

Trafo 1 Puntos de µΩ µΩ
Trafo 2 medición 1104 1123
Trafo 3 1121 1131
X1 - X2 1117 1122
X1 - X2
X1 - X2

Observaciones: Los valores medidos en el lado de lata y en el lado de baja tensión son simétricos entre
si y no superan el 5% de diferencia establecido como aceptable, los valores se han
Equipo utilizado: mantenido constantes según el historial de pruebas.
Prueba revisada por: Los resultados de las pruebas indican que las conexiones internas del lado de alta y
baja tensión se encuentran en buen estado.

Microohmetro, marca aemc, modelo 6240

Ing. Mario Iván Méndez

Fecha: (f)
10 de enero de 2021

10

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.6 FOTOGRAFIAS DE TRABAJOS EFECTUADOS

Verificación de ausencia de tensión Apertura de cortacircuitos de línea en Limpieza y revisión de bushings,
previo a iniciar los trabajos de acometida de poste conectores y cableado
mantenimiento

Pruebas de diagnóstico a los transformadores Revisión y reapriete de conexiones
principales

Adición de aceite dieléctrico nuevo al Inspección interna de los transformadores
transformador #1

11

UNPRO – RTRMT-2021-0010

BANCO DE TRANSFORMADORES 3X75KVA - SAMBORO

Marca BANCO DE TRANSFORMADORES 3X75KVA - SAMBORO

Howard industries

No. Serie #1 3814894497
No. Serie #2 Sin placa
No. Serie #3 3814864497
Capacidad 75 kVA

Voltaje primario 7620 / 13200Y

Voltaje secundario 240 / 480

Conexión monofásico

Trabajos efectuados:
• Mantenimiento preventivo
• Pruebas de diagnóstico al aislamiento
• Pruebas físico químicas al aceite dieléctrico
• Se agregó 1.5 galones de aceite nuevo a cada uno de los tres transformadores ya
que se encontraron con bajo nivel de aceite dieléctrico.

Observaciones y recomendaciones:
• Bushings X1 y X3 del transformador #1 se encontraron con daños, sin embargo, estos
ya están reparados de un mantenimiento anterior. Aunque la porcelana esta
reparada se recomienda que estos sean reemplazados con bushings nuevos.

Nombre Método #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Rigidez dieléctrica Método ASTM D-877 ✓✓✓

Acidez Método ASTM D-1534 ✓✓✓
Tensión Interfacial
Color Método ASTM D-971-50 ✓ ✓ ✓ IEEE
Evaluación visual
✓✓✓ C57.106-

Método ASTM D-1500 2015

Método ASTM D-1524 ✓✓✓

Gravedad específica Método ASTM D-1298 ✓✓✓

12

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Nombre #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Medición de la resistencia del aislamiento de cada

bobina (primario a tierra, primario a secundario y ✓ ✓ ✓

secundario a tierra)

Medición del índice de polarización ✓ ✓ ✓ IEEE Std

Medición de la relación de transformación de los ✓ ✓ 62-1995
✓
devanados TTR

Resistencia óhmica de devanados ✓✓✓

1.6 CONCLUSIONES DEL MANTENIMIENTO A BANCO DE
TRANSFORMADORES 3X75KVA:

• Resistencia del aislamiento: para los tres transformadores los valores de
resistencia obtenidos son buenos en las combinaciones de primario a tierra,
primario a secundario y secundario a tierra.

• Índice de polarización: Para el transformador #1 el índice de polarización en la
medición de secundario a tierra es bajo, sin embargo, esto no es crítico ya que
los valores de resistencia de devanados son buenos, el índice de polarización
en las mediciones de primario a tierra y primario a secundario para el
transformador #1 son aceptables.

o Para los transformadores #2 y #3 los valores de índice de polarización son
aceptables en las tres combinaciones.

• Aceite dieléctrico: El aceite dieléctrico de cada uno de los tres transformadores
se encuentra en buenas condiciones para continuar en operación.

• Relación de transformación: los transformadores se encuentran en buenas
condiciones, los errores de las lecturas fueron menores al ±0.5% considerado
como máximo, lo que representa que los transformadores no tienen espiras
cortocircuitadas.

• Resistencia óhmica de devanados: los valores medidos tanto en el lado de alta
y baja tensión son aceptables, los resultados de las pruebas indican que las
conexiones internas de los equipos se encuentran en buen estado.

13

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.7 ESTADO GENERAL DE LOS TRANSFORMADORES
• Se encontró ligeramente bajo el nivel de aceite dentro de los tres
transformadores, se adicionaron 1.5 galones de aceite nuevo a cada uno de
los equipos.
• Bushings X1 y X3 del transformador #1 se encontraron con daños en la
porcelana, sin embargo, estos ya están reparados de un mantenimiento
anterior.

1.8 RECOMENDACIONES
• Aunque los bushings X1 y X3 del transformador #1 tienen reparaciones en la
porcelana se recomienda en el próximo mantenimiento que se reemplacen
por bushings nuevos.

14

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.9 RESULTADOS DE MEDICIONES

Lugar de instalación: Transformador #1 - banco de transformadores 3x75kVA
SAMBORO

No. de serie: 3814894497 Capacidad: 75 kVA
Fabri cant e: Howard industries Impedancia: 1.60%
Voltaje primario: Conexión: monofásico
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Temperatura del 30 ºC
Fecha de fabricación: 240 / 480 Volumen de aceite 30 gal
BIL 10/97 Peso total 961 lb

HV 95kV LV 30kV

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 189,684 414,810 155,430
3/4 min.
202,950 534,798 148,896
1
10 235,818 592,020 146,718
Ip=10/1 min
239,976 637,164 149,688

573,606 934,560 155,034

2.39 1.47 1.04

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observ aciones: Los v alores de resistencia obtenidos son buenos, están dados a 20 ºC corregidos con un
de 1.98. El índice de polarización de primario a tierra y primario a secundario es aceptable, el
índice de polarización es bajo en la combinación de secundario a tierra, sin embargo esto no
critico ya que los v alores de resistencia de aislamiento son buenos.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba
Si No
Grav edad específica D-1298 0.886 0.84 a 0.91 ü
Ev aluación v isual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ü
Color D-1500 ü
Tensión interfacial D-971-50 1.0 Máximo 3.5 ü
Acidez D-1534 27.0 Mínimo 24 Dinas/cm ü
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ü
46.5
Mínimo 24 kV

Observ acione El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1/A 2/B 3/C 4/D 5/E
Voltaje primario 105.0 102.5 100.0 97.5 95.0

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
15.791 15.949
H1-H2 X1-X3 15.87 15.87 0.000 ü

Observ acione Los v alores obtenidos no exceden el ± 0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Ai sl ami ent o: Gilmar Sandov al Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Testing Equipment. The
Aceite dieléctrico: Daho Monroy 15
Fecha: 10-ene-21 Oil Dielectric Test Set. OTS
TTR: Gilmar Sandov al Equipo: DTR. AEMC. 8500

Pruebas rev isadas por: Ing. Mario Iv án Méndez f.)

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #2 - banco de transformadores 3x75kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: sin placa Capacidad: 75 kVA
Fabricante: - Impedancia: -
Voltaje primario: Conex ión:
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Temperatura del aceite: monofásico
Fecha de fabricación: 240 / 480 Volumen de aceite 30 ºC
BIL - Peso total -
- -

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba P r imar io-tier r a
Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min. 238,194
1/2 min. 298,188 144,540 76,190
3/4 min. 333,432
357,984 176,616 87,120
1 569,052
10 188,892 98,010
Ip=10/1 min 1.59
207,306 103,158

422,334 173,646

2.04 1.68

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observ aciones: Los v alores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los dev anados.

ACEITE DIELÉCTRICO

P r ueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba
Si No
Grav edad específica D-1298 0.886 0.84 a 0.91 ü
Ev aluación v isual D-1524 LIMP IO Limpio, transparente ü
Color D-1500 ü
Tensión interfacial D-971-50 1.0 Máximo 3.5 ü
Acidez D-1534 29.0 Mínimo 24 Dinas/cm ü
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ü
46.1
Mínimo 24 kV

Observ aciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1/A 2/B 3/C 4/D 5/E
Voltaje primario 105.0 102.5 100.0 97.5 95.0

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
15.87 15.87 15.791 15.949
H1-H2 X1-X3 0.000 ü

Observ aciones: Los v alores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: Gilmar Sandov al Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21
Aceite dieléctrico: Daho Monroy 16Equipo: Oil Testing Equipment. The
Fecha: 10-ene-21
TTR: Gilmar Sandov al Oil Dielectric Test Set. OTS 60

Equipo: DTR. AEMC. 8500

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Lugar de instalación: Transformador #3 - banco de transformadores 3x75kVA

No. de serie: SAMBORO
Fa bri ca nte:
Voltaje primario: 3814864497 Ca pa ci da d: 75 kVA
Voltaje secundario: Howard industries I mpeda nci a : 1.60%
Fecha de fabricación: Conexi ón: monofásico
BIL 7620 / 13200Y Tempera tura del a cei te: 30 ºC
240 / 480 Vol umen de a cei te 30 gal
10/97 Pes o tota l 961 lb

HV 95kV LV 30kV

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 145,332 290,070 57,658
3/4 min.
207,306 350,064 69,340
1
10 201,564 376,794 68,310
Ip=10/1 min
218,394 417,780 82,170

535,986 588,852 101,376

2.45 1.41 1.23

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.886 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 1.0 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 31.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
41.6 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1/A 2/B 3/C 4/D 5/E
Voltaje primario
105.0 102.5 100.0 97.5 95.0

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.252 ✓
H1-H2 X1-X3 15.91 15.87 15.791 15.949

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: Gilmar Sandoval Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 17Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: Gilmar Sandoval
Equipo: DTR. AEMC. 8500

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.)

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.10 PRUEBA DE MICRÓMETRO

Prueba de Micrómetro - Subestación en Poste de 3x75Kva

Lugar de instalación: SAMBORO

Trafo 1 / No. serie: 3814894497 marca Howard
Trafo 2 / No. serie: SIN PLACA marca Industries

Trafo 3 / No. serie: 3814864497 marca sin placa
Howard
Industries

Puntos de 2021 2019 2018
medición
Trafo 1 H1 - H2 mΩ mΩ mΩ
Trafo 2 H1 - H2 2174 2218 2175
Trafo 3 H1 - H2 2192 2304 2262
2178 2237 no se hizo
Puntos de
medición µΩ µΩ µΩ
Trafo 1 X1 - X3 8050 8000 7680
Trafo 2 X1 - X3 7630 7800 7620
Trafo 3 X1 - X3 7880 8000 no se hizo

Observaciones: Los valores medidos en el lado de lata y en el lado de baja tensión son
simétricos entre si y no superan el 5% de diferencia establecido como
aceptable, los valores se han mantenido constantes según el historial de
pruebas.

Los resultados de las pruebas indican que las conexiones internas del lado de
alta y baja tensión se encuentran en buen estado

Equipo utilizado: Microohmetro, marca aemc, modelo 6240

Prueba revisada por: Ing. Mario Iván Méndez

Fecha: (f)
30 de diciembre de 2019

18

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.11 FOTOGRAFIAS DE TRABAJOS EFECTUADOS

Verificación de ausencia de tensión Bushings X1 y X3 se encontraron reparados de un mantenimiento previo, sin
previo a iniciar trabajos de embargo, se recomienda reemplazarlos
mantenimiento

Adición de aceite dieléctrico nuevo a los tres transformadores ya que se encontraron con bajo nivel de aceite

Pruebas de diagnostico a los equipos Limpieza e inspección general de los transformadores en poste

19

UNPRO – RTRMT-2021-0010

BANCO DE TRANSFORMADORES 3X100KVA

Marca BANCO DE TRANSFORMADORES 3X100KVA - SAMBORO
No. Serie #1
No. Serie #2 ABB
No. Serie #3 97A083134
Capacidad 97A380065
Voltaje primario 97A083846
Voltaje secundario 100 kVA
Conexión 7620 / 13200Y
120 / 240
monofásico

Trabajos efectuados:
• Mantenimiento preventivo
• Pruebas de diagnóstico al aislamiento
• Pruebas físico químicas al aceite dieléctrico
• Reemplazo de pararrayos del transformador #2
• Adición de 1 galón de aceite dieléctrico nuevo a cada uno de los tres transformadores ya que
se encontraron con bajo nivel de aceite.
• Instalación de etiquetas Thermo Alert en breaker principal de la subestación.
• Medición de bajada a tierra con telurómetro de gancho.

Observaciones y recomendaciones:
1. Medición de resistencia de aislamiento a pararrayos:
- Transformador #1: 16.2 GΩ
- Transformador #2: 1.23 GΩ, debido a este resultado se reemplazó con uno nuevo.
- Transformador #3: 11.3 GΩ
2. Tubería que conduce cableado de potencia desde el poste tiene agua en el interior a pesar
de tener Sikaflex en los extremos, esto no afecta las terminaciones del cable, pero se
recomienda programar el retiro del agua.
3. Programar mantenimiento correctivo del pórtico debido a oxidación.

Nombre Método #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Rigidez dieléctrica Método ASTM D-877 ✓✓✓
Acidez Método ASTM D-1534
Tensión Interfacial Método ASTM D-971-50 ✓✓✓
Color Método ASTM D-1500
Evaluación visual Método ASTM D-1524 ✓✓✓ IEEE
Gravedad específica Método ASTM D-1298
✓✓✓ C57.106-

2015

✓✓✓

✓✓✓

20

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Nombre #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Medición de la resistencia del aislamiento de
cada bobina (primario a tierra, primario a ✓ ✓ ✓

secundario y secundario a tierra)

Medición del índice de polarización ✓ ✓ ✓ IEEE Std

Medición de la relación de transformación de los ✓ ✓ 62-1995

devanados TTR ✓

Resistencia óhmica de devanados ✓✓✓

3.1 CONCLUSIONES DEL MANTENIMIENTO A BANCO DE TRANSFORMADORES
3X100KVA

• Resistencia del aislamiento: para los tres transformadores los valores de
resistencia obtenidos son buenos en las combinaciones de primario a tierra,
primario a secundario y secundario a tierra.

• Índice de polarización: Para el transformador #2 el índice de polarización en
la medición de secundario a tierra es bajo, sin embargo, esto no es crítico ya
que los valores de resistencia de devanados son buenos, el índice de
polarización en las mediciones de primario a tierra y primario a secundario
para el transformador #2 son aceptables.

o Para los transformadores #1 y #3 los valores de índice de polarización
son aceptables en las tres combinaciones.

• Aceite dieléctrico: El aceite dieléctrico de cada uno de los tres
transformadores se encuentra en buenas condiciones para continuar en
operación.

• Relación de transformación: los transformadores se encuentran en buenas
condiciones, los errores de las lecturas fueron menores al ±0.5% considerado
como máximo, lo que representa que los transformadores no tienen espiras
cortocircuitadas.

• Resistencia óhmica de devanados: los valores medidos tanto en el lado de
alta y baja tensión se mantienen constantes según el historial de pruebas a

21

UNPRO – RTRMT-2021-0010

los transformadores, los resultados de las pruebas indican que las conexiones
internas de los transformadores se encuentran en buen estado.

3.2 ESTADOS DE LOS EQUIPOS

▪ Se reemplazo el pararrayos del transformador #2 ya que en las mediciones
de resistencia de aislamiento a los pararrayos el del transformador #2
presento valores menores en comparación a los otros 2.

▪ Se agrego 1 galón de aceite dieléctrico a cada uno de los tres
transformadores ya que se encontraron con bajo nivel de aceite.

▪ Se midió la conexión a tierra de la subestación utilizando telurómetro de
gancho, el valor obtenido fue 2.5Ω, el valor obtenido es aceptable.

▪ La tubería que conduce los cables de potencia desde el poste hacia los
transformadores tiene agua acumulada en el interior, el agua no afecta las
terminaciones de los cables más sin embargo no es aconsejable que el agua
continúe en el interior de la tubería.

▪ El pórtico de la subestación se encuentra oxidado en varios puntos.

▪ Se colocaron calcomanías Thermo Alert en cableado de baja tensión en
breaker principal para monitorear la temperatura de los cables.

▪ Conector de bushing de baja tensión del transformador #3 se comienza a
agrietarse en el anillo donde van los cables conectados por los años que
lleva en servicio y el apriete que se le realiza para la conexión de los cables.

3.3 RECOMENDACIONES

▪ Programar la extracción del agua acumulada en el interior de la tubería de la
acometida.

▪ Programar el cepillado y aplicación de pintura anticorrosiva al pórtico de la
subestación ya que se encuentra oxidado en varias partes.

▪ Reemplazar bushing del lado de baja tensión del transformador #3 debido a
que el conector se comienza a agrietar, se debe reemplazar el bushings
completamente ya que esta pieza es una sola.

▪ Realizar mantenimiento preventivo y pruebas a los transformadores al cabo de
un año durante el mantenimiento anual.

▪ Archivar este informe como futura referencia del equipo.

22

UNPRO – RTRMT-2021-0010

3.4 RESULTADOS DE LA MEDICIONES

Transformador #1 - banco de transformadores 3x100kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 97A083134 Ca pa ci da d: 100 kVA
Fa bri ca nte: ABB I mpeda nci a : 2.10%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 120 / 240 Vol umen de a cei te 27 ºC
BIL Feb 97 Pes o tota l
46.5 gal
HV 95kV LV 30kV 977 lb

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 1000 1000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 28,395 28,607 15,355
3/4 min.
36,528 35,762 18,386
1
10 42,201 40,098 21,320
Ip=10/1 min
46,537 44,418 22,739

86,553 89,324 40,978

1.86 2.01 1.80

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.63. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.876 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 2.0 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 28.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
36.0 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1/A 2/B 3/C 4/D 5/E
Voltaje primario
8,001 7,810 7,620 7,429 7,239

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.063 ✓
H1 - H2 X1 - X3 31.7700 31.7500 31.591 31.909

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: German Hernández Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: German Hernández
Equipo: VANGUARD ATRT-01BS3

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.) 23

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #2 - banco de transformadores 3x100kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 97A380065 Ca pa ci da d: 100 kVA
Fa bri ca nte: ABB I mpeda nci a : 2.10%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 120 / 240 Vol umen de a cei te 29 ºC
BIL Sep 97 Pes o tota l
46.5 gal
HV 95kV LV 30kV 977 lb

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 1000 1000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 189,875 197,575 36,628
3/4 min.
219,625 253,575 37,625
1
10 246,575 284,550 41,265
Ip=10/1 min
267,750 309,750 42,438

419,650 454,125 44,485

1.57 1.47 1.05

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, están dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.75. El índice de polarización de primario a tierra y primario a secundario es aceptable, el
índice de polarización es bajo en la combinación de secundario a tierra, sin embargo esto no es
critico ya que los valores de resistencia de aislamiento son buenos.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.882 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 2.0 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 28.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
49.0 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1/A 2/B 3/C 4/D 5/E
Voltaje primario
8,001 7,810 7,620 7,429 7,239

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.006 ✓
H1 - H2 X1 - X3 31.7480 31.7500 31.591 31.909

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: German Hernández Fecha: 10-ene-21 Equipo: METREL MI 3210 10kV
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: German Hernández
Equipo: VANGUARD ATRT-01BS3

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.) 24

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #3 - banco de transformadores 3x100kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 97A083846 Ca pa ci da d: 100 kVA
Fa bri ca nte: ABB I mpeda nci a : 2.10%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 120 / 240 Vol umen de a cei te 30 ºC
BIL Feb 97 Pes o tota l
46.5 gal
HV 95kV LV 30kV 977 lb

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 1000 1000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 129,492 155,232 57,123
3/4 min.
158,598 190,872 65,023
1
10 168,894 216,216 67,934
Ip=10/1 min
179,190 230,274 76,072

289,080 337,788 108,504

1.61 1.47 1.43

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.876 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 1.5 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 30.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
49.0 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1/A 2/B 3/C 4/D 5/E
Voltaje primario
8,001 7,810 7,620 7,429 7,239

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.063 ✓
H1 - H2 X1 - X3 31.7700 31.7500 31.591 31.909

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: German Hernández Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: German Hernández
Equipo: VANGUARD ATRT-01BS3

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.) 25

UNPRO – RTRMT-2021-0010

3.5 PRUEBA DE MICRÓMETRO

Prueba de Micrómetro - Subestación en el piso de 3x100kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

Trafo 1 / No. serie: 97A083134 marca ABB
ABB
Trafo 2 / No. serie: 97A380065 marca ABB

Trafo 3 / No. serie: 97A083846 marca

Trafo 1 Puntos de 2021 2019 2018
Trafo 2 medi ci ón
Trafo 3 mΩ mΩ mΩ
H1 - H2 2740 2805 2730
H1 - H2 2900 3999 2750
H1 - H2 2700 2833 4560

Trafo 1 Puntos de µΩ µΩ µΩ
Trafo 2 medi ci ón 3056 3101 3019
Trafo 3 3290 2989 2922
X1 - X3 2940 3347 3264
X1 - X3
X1 - X3

Observaciones: Al ser transformadores monofásicos no puede haber correlación entre mediciones
se puede apreciar que los datos se han mantenido constantes.
Equipo utilizado:
Prueba rev isada por: METREL MI 3250 MicroOhm 10A

Ing. Mario Iv án Méndez

Fecha: (f)
10 de enero de 2021

26

UNPRO – RTRMT-2021-0010

3.6 FOTOGRAFIAS DE TRABAJOS REALIZADOS

Conector de bushing del lado de baja tensión del transformador #3 comienza a agrietarse debido al apriete de ya
varios años en servicio, para reemplazarlo se debe reemplazar el bushings completo.

27

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Instalación de etiquetas Thermo Alert en cableado de baja tensión en el breaker principal de la subestación banco de
transformadores 3x100kVA

Las etiquetas se instalaron en la entrada y salida del breaker Pruebas de diagnóstico a los
transformadores

Reemplazo de pararrayos en transformador #2 Mantenimiento a conexiones a tierra de
los transformadores

28

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Limpieza general del área de la Pórtico de la subestación se encuentra oxidado en varias partes, se recomienda
subestación programar su mantenimiento correctivo

Revisión y reapriete de conexiones Adición de aceite dieléctrico nuevo a los tres transformadores.
principales de los transformadores

Medición de la conexión a tierra de la subestación utilizando telurómetro de gancho, el valor obtenido fue de 2.5Ω el cual es
aceptable para esta subestación.

29

UNPRO – RTRMT-2021-0010

BANCO DE TRANSFORMADORES 3X167KVA

Marca BANCO DE TRANSFORMADORES 3X167KVA - SAMBORO

COOPER

No. Serie #1 961030005
No. Serie #2 961030007
No. Serie #3 961030008
Capacidad 167 kVA

Voltaje primario 7620/13200Y

Voltaje secundario 240/480

Conexión monofásico

Trabajos efectuados:
• Mantenimiento preventivo
• Pruebas de diagnóstico al aislamiento
• Pruebas físico químicas al aceite dieléctrico
• Adición de aceite dieléctrico nuevo, transformador #1: 1.5 gal, #2: 1.5 gal y #3: 2 gal.
• Medición de conexión a tierra con telurómetro de gancho.
• Reemplazo de 24 arandelas, 12 washas de presión y 5 tornillos completos.

Observaciones y recomendaciones:
• Empaque de bushing H2 del transformador #3 comienza a deteriorarse en la parte
interna de la tapadera del tanque del transformador, el metal alrededor del orificio
donde va instalado el bushing también se ve deteriorado en la parte interna de la
tapadera.
• Se recomienda programar el reemplazo del empaque del bushings H2, así como el
cepillado y aplicación de pintura a la tapadera del tanque del transformador #3.

Nombre Método #1 #2 #3 Aceptación
según
Rigidez dieléctrica Método ASTM D-877 norma
Acidez Método ASTM D-1534
Tensión Interfacial Método ASTM D-971-50 ✓✓✓
Color Método ASTM D-1500
Evaluación visual Método ASTM D-1524 ✓✓✓

IEEE
✓ ✓ ✓ C57.106-

✓✓✓ 2015

✓✓✓

30

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Gravedad específica Método ASTM D-1298 ✓✓✓

Nombre #1 #2 #3 Aceptación
según
norma

Medición de la resistencia del aislamiento de
cada bobina (primario a tierra, primario a ✓ ✓ ✓

secundario y secundario a tierra)

Medición del índice de polarización ✓ ✓ ✓ IEEE Std

62-1995
Medición de la relación de transformación de ✓ ✓ ✓
los devanados TTR

Resistencia óhmica de devanados ✓✓✓

1.12 CONCLUSIONES DEL MANTENIMIENTO A BANCO DE
TRANSFORMADORES 3X167KVA

▪ Resistencia del aislamiento: para los tres transformadores los valores de
resistencia obtenidos son buenos en las combinaciones de primario a tierra,
primario a secundario y secundario a tierra.

▪ Índice de polarización: el índice de polarización es bueno en las tres
combinaciones de los tres transformadores.

▪ Aceite dieléctrico: El aceite dieléctrico de cada uno de los tres
transformadores se encuentra en buenas condiciones para continuar en
operación.

▪ Relación de transformación: los transformadores se encuentran en buenas
condiciones, los errores de las lecturas fueron menores al ±0.5% considerado
como máximo, lo que representa que los transformadores no tienen espiras
cortocircuitadas.

▪ Resistencia óhmica de devanados: los valores medidos tanto en el lado de
alta y baja tensión se mantienen constantes según el historial de pruebas a
los transformadores, los resultados de las pruebas indican que las conexiones
internas de los transformadores se encuentran en buen estado.

31

UNPRO – RTRMT-2021-0010

1.13 ESTADO DE LOS EQUIPOS

- Se adiciono aceite dieléctrico nuevo a los tres transformadores ya que se
encontraron con bajo nivel de aceite, se agregaron a 1.5 galones al
transformador #1, 1.5galones al transformador #2 y 2 galones al
transformador #3.

- Medición de la bajada a tierra de los transformadores utilizando telurómetro
de gancho, se obtuvo un valor de 0.16Ω siendo este un valor aceptable para
esta subestación.

- Se reemplazaron 24 arandelas Ø ½” y 12 washas de presión de aluminio en
conexiones principales de los tres transformadores, se encontraron arandelas
galvanizadas, pero estas estaban oxidadas por lo que se cambiaron por
arandelas de aluminio.

- Se reemplazaron 5 tornillos de aluminio de ½” completos.
- En el transformador #3 se encontró que el metal alrededor del orificio donde

va instalado el bushings H2 junto con el empaque comienza a deteriorase,
aun no hay fuga de aceite, se desacoplo el bushings y se vio que el
empaque aun esta en buen estado y se aplico silicón a la junta de las puntas
del empaque.
- Por falta de tiempo no fue posible colocar las etiquetas Thermo Alert en
breaker principal del banco de transformadores.

1.14 RECOMENDACIONES

▪ Programar el cepillado y aplicación de pintura anticorrosiva al interior de la
tapadera del transformador #3 ya que esta comienza a picarse en el área
alrededor del bushings H2.

▪ Realizar mantenimiento preventivo y pruebas a los transformadores al cabo
de un año durante el mantenimiento anual.

▪ Archivar este informe como futura referencia del equipo.

32

UNPRO – RTRMT-2021-0010

4.4 RESULTADO DE MEDICIONES

Lugar de instalación: 961030005 SAMBORO 167 kVA
Cooper 2.30%
No. de serie: Ca pa ci da d:
Fa bri ca nte: 7620 / 13200Y I mpeda nci a : monofásico
Voltaje primario: 240 / 480 Conexi ón: 29.7 ºC
Voltaje secundario: Mar 96 Tempera tura del a cei te: 56 gal
Fecha de fabricación: Vol umen de a cei te 1186 lb
BIL HV 95kV LV 30kV Pes o tota l

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 1000 1000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 28,514 37,498 12,685
3/4 min.
36,177 48,769 14,434
1
10 40,846 56,060 15,810
Ip=10/1 min
43,691 60,673 16,666

78,120 96,720 28,718

1.79 1.59 1.72

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.86. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.886 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 1.5 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 30.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
45.0 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1 or A 2 or B 3 or C 4 or D 5 or E
Voltaje primario
105% 102.5% 100% 97.5% 95%

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.038 ✓
H1 - H2 X1 - X4 15.8810 15.8750 15.796 15.954

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: German Hernández Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: German Hernández
Equipo: VANGUARD ATRT-01BS3 33

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.)

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #2 - banco de transformadores 3x167kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 961030007 Ca pa ci da d: 167 kVA
Fa bri ca nte: Cooper I mpeda nci a : 2.30%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 240 / 480 Vol umen de a cei te 30.5 ºC
BIL Mar 96 Pes o tota l 56 gal
1186 lb
HV 95kV LV 30kV

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 1000 1000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 23,384 30,452 13,365
3/4 min.
30,532 41,362 15,484
1
10 35,006 48,173 17,028
Ip=10/1 min
38,254 53,519 18,077

63,301 74,389 27,245

1.65 1.39 1.51

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.98. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.886 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 2.0 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 33.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
50.8 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1 or A 2 or B 3 or C 4 or D 5 or E
Voltaje primario
105% 102.5% 100% 97.5% 95%

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.031 ✓
H1 - H2 X1 - X4 15.8800 15.8750 15.796 15.954

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: German Hernández Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21 Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: German Hernández
Equipo: VANGUARD ATRT-01BS3

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.) 34

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Transformador #3 - banco de transformadores 3x167kVA

Lugar de instalación: SAMBORO

No. de serie: 961030008 Ca pa ci da d: 167 kVA
Fa bri ca nte: Cooper I mpeda nci a : 2.30%
Voltaje primario: Conexi ón:
Voltaje secundario: 7620 / 13200Y Tempera tura del a cei te: monofásico
Fecha de fabricación: 240 / 480 Vol umen de a cei te 27.3 ºC
BIL Mar 96 Pes o tota l 56 gal
1186 lb
HV 95kV LV 30kV

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 1000 1000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 4,430 8,085 1,501
3/4 min.
5,757 12,877 2,016
1
10 6,732 14,132 2,292
Ip=10/1 min
7,449 15,827 2,657

15,208 23,814 7,058

2.04 1.50 2.66

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.63. El índice de polarización es aceptable en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba
Si No
Gravedad específica D-1298 0.882 0.84 a 0.91 ✓
PARTICULAS
Evaluación visual D-1524 SUSPENDIDAS Limpio, transparente ✓
Color D-1500 Máximo 3.5 ✓
Tensión interfacial D-971-50 1.0 ✓
Acidez D-1534 27.0 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
36.0
Mínimo 24 kV

Observaciones: se observan particulas suspendidas dentro del aceite, sin embargo los resultados del resto de
las pruebas son aceptables.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR

Posición del tap 1 or A 2 or B 3 or C 4 or D 5 or E
Voltaje primario
105% 102.5% 100% 97.5% 95%

Puntos de medición Relación medida Relación teórica Lim Min Lim Max % error
0.044 ✓
H1 - H2 X1 - X4 15.8680 15.8750 15.796 15.954

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: German Hernández Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy Fecha: 10-ene-21
Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .
TTR: German Hernández f.)
Equipo: VANGUARD ATRT-01BS3
4.5 PRUEBA DE MICRÓMETRO
35
Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez

UNPRO – RTRMT-2021-0010

4.5 PRUEBA DE MICROMETRO

Lugar de instalación: Subestación en el piso de 3x167kVA
Trafo 1 / No. serie:
Trafo 2 / No. serie: SAMBORO
Trafo 3 / No. serie:
961030005 marca COOPER
COOPER
961030007 marca COOPER

961030008 marca

Trafo 1 Puntos de 2021 2019 2018
Trafo 2 medición
Trafo 3 mΩ mΩ mΩ
H1 - H2 1804 1833 1840
H1 - H2 1807 2092 1805
H1 - H2 2204 2263 2186

Trafo 1 Puntos de mΩ mΩ mΩ
Trafo 2 medición 7.263 7.40 7.38
Trafo 3 7.370 7.49 7.42
X1 - X4 7.578 7.71 7.61
X1 - X4
X1 - X4

Observaciones: Al ser transformadores monofásicos no puede haber correlación entre mediciones
se puede apreciar que los datos se han mantenido constantes.
Equipo utilizado:
Prueba revisada por: METREL MI 3250 MicroOhm 10A

Ing. Mario Iván Méndez

Fecha: (f)
10 de enero de 2021

36

UNPRO – RTRMT-2021-0010

4.6 FOTOGRAFIAS DE LOS TRABAJOS EFECTUADOS

Verificación de ausencia de tensión Limpieza y revisión de paletas de Pruebas de diagnóstico a los
previo a iniciar los trabajos de conexiones transformadores
mantenimiento

Revisión, limpieza y reapriete de conexiones a tierra Limpieza e inspección de cableado del
lado de baja tensión

Limpieza general del área de la Inspección interna de los Extracción de muestras de aceite para
subestación transformadores realizar pruebas al aceite

37

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Adición de aceite dieléctrico nuevo a los tres transformadores Metal alrededor del empaque de
bushing H2 del transformador #3

comienza a corroerse, se debe
programar mantenimiento correctivo al

metal

Limpieza general del área alrededor de Medición de bajada a tierra de la subestación, se obtuvo una lectura de 0.16Ω
los transformadores

38

UNPRO – RTRMT-2021-0010

REPORTE DE MANTENIMIENTO A
TRANSFORMADORES PADMOUNTED

39

UNPRO – RTRMT-2021-0010

TRANSFORMADOR PADMOUNTED #1 - 1500KVA - SAMBORO

TRANSFORMADOR PADMOUNTED #1 - 1500KVA - SAMBORO

Marca General Electric

No. serie Q535951-TUN

Capacidad 1500 kVA

Voltaje primario 13200

Voltaje secundario 480Y / 277

Conexión Dyn1

Temperatura de aceite:
Actual: 27°C
Máxima: 57°C

Nivel de aceite: aceptable

Trabajos efectuados:
1. Mantenimiento preventivo
2. Pruebas de diagnóstico al aislamiento
3. Pruebas físico químicas al aceite dieléctrico
4. Reemplazo de 2 tornillos inox de 2 – ½” x ½” en conexiones del lado de baja tensión.
5. Medición de conexión a tierra con telurometro de gancho.
6. Instalación de etiquetas Thermo Alert en cableado de baja tensión.

Observaciones y recomendaciones:
1. Instalar manovacuómetro de presión de gas nitrógeno y válvula para inyección de gas
nitrógeno al transformador ya que el equipo no cuenta con ninguno.

Nombre Método Pasa la prueba Aceptación según
norma
Rigidez dieléctrica Método ASTM D-877 ✓
Acidez Método ASTM D-1534 ✓ IEEE C57.106-2015
Tensión Interfacial Método ASTM D-971-50 ✓
Color Método ASTM D-1500 ✓
Evaluación visual Método ASTM D-1524 ✓
Gravedad específica Método ASTM D-1298 ✓

40

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Nombre Pasa la prueba Aceptación según
norma
Medición de la resistencia del aislamiento de ✓
cada bobina (primario a tierra, primario a IEEE Std 62-1995
secundario y secundario a tierra) ✓
✓
Medición del índice de polarización ✓

Medición de la relación de transformación de los
devanados TTR

Resistencia óhmica de devanados

2.1 CONCLUSIONES DEL MANTENIMIENTO A TRANSFORMADOR PADMOUNTED 1 –
1500KVA:

▪ Resistencia del aislamiento: los valores de resistencia obtenidos son buenos en
las combinaciones de primario a tierra, primario a secundario y secundario a
tierra.

▪ Índice de polarización: el índice de polarización es bueno en las tres
combinaciones.

▪ Aceite dieléctrico: El aceite dieléctrico del transformador se encuentra en
buenas condiciones para continuar en operación.

▪ Relación de transformación: el transformador se encuentra en buenas
condiciones, los errores de las lecturas fueron menores al ±0.5% considerado
como máximo, lo que representa que el transformador no tiene espiras
cortocircuitadas.

▪ Resistencia óhmica de devanados: los valores medidos tanto en el lado de alta
y baja tensión son aceptables, los resultados de las pruebas indican que las
conexiones internas del lado de alta y baja tensión se encuentran en buen
estado.

▪ Estado general de los equipos:
▪ El transformador no cuenta con manovacuómetro de presión de gas nitrógeno

ni válvula para inyección de gas nitrógeno.

41

UNPRO – RTRMT-2021-0010

- Se reemplazaron 2 tornillos inox de 2 – ½” x ½” en conexiones del lado de
baja tensión.

- No se observan anomalías en el transformador ni fugas de aceite.
- Se midió la bajada a tierra con telurometro de gancho, se obtuvo una

lectura de 14.6Ω, este valor queda como referencia para próximas
mediciones.
- Se colocaron calcomanías Thermo Alert en cableado de baja tensión en
las fases X1, X2 y X3.

2.2 RECOMENDACIONES
▪ Instalar manovacuómetro de presión de gas nitrógeno y válvula para inyección
de gas nitrógeno al transformador ya que el equipo no cuenta con ninguno.
▪ Realizar mantenimiento preventivo y pruebas al transformador al cabo de un
año durante el mantenimiento anual.
▪ Archivar este informe como futura referencia del equipo.

42

UNPRO – RTRMT-2021-0010

2.3 RESULTADOS DE LAS MEDICIONES

Lugar de instalación: Transformador PadMounted #1 - 1500kVA

No. de serie: SAMBORO
Fa bri ca nte:
Voltaje primario: Q535951-TUN Ca pa ci da d: 1,500 kVA
Voltaje secundario: General Electric I mpeda nci a : 5.83%
Fecha de fabricación: Conexi ón: Dyn1
BIL 13200 Tempera tura del a cei te: 27 ºC
480Y / 277 Vol umen de a cei te 375 gal
Pes o tota l 9000 lb
JUL - 98
HV 95kV LV 30kV

RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO E INDICE DE POLARIZACIÓN

Lecturas en Megohmios

Vdc aplicado 5000 5000 500
Ptos de prueba
Primario-tierra Primario-secund. Secundario-tierra
1/4 min.
1/2 min. 16,202 28,362 5,069
3/4 min.
20,098 33,839 5,681
1
10 23,032 37,653 6,113
Ip=10/1 min
25,265 40,587 6,484

42,657 64,108 12,812

1.69 1.58 1.98

Ip= Índice de polarización = (lectura de 10 min/lectura de 1 min.)

Observaciones: Los valores de resistencia obtenidos son buenos, estan dados a 20 ºC corregidos con un factor
de 1.63. El índice de polarización es bueno en cada uno de los devanados.

ACEITE DIELÉCTRICO

Prueba Método ASTM Resultados Límites Pasa la prueba

Gravedad específica D-1298 0.886 0.84 a 0.91 Si No
Evaluación visual D-1524 LIMPIO Limpio, transparente ✓
Color D-1500 ✓
Tensión interfacial D-971-50 1.0 Máximo 3.5 ✓
Acidez D-1534 34.5 Mínimo 24 Dinas/cm ✓
Rigidez dieléctrica D-877 2.5mm <0.3 Máximo 0.3 mg KOH/g. ✓
46.0 ✓
Mínimo 24 kV

Observaciones: El aceite se encuentra en buenas condiciones para continuar operando.

RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN TTR H2 X2

Posición del tap ABCDE H1 H3 X1 Xo
Voltaje primario
13,860 13,530 13,200 12,870 12,540 Lim Min Lim Max X3
47.412 47.888
Puntos de medición Relación medida Relación teórica 47.412 47.888 % error
47.6550 47.6500 47.412 47.888 0.010 ✓
H1 - H2 X0 - X2 47.6550 47.6500 0.010 ✓
47.6530 47.6500 0.006 ✓
H2 - H3 X0 - X3

H3 - H1 X0 - X1

Observaciones: Los valores obtenidos no exceden el ±0.5% de error recomendado como máximo, esto
indica que no existen espiras cortocircuitadas dentro del transformador.

Pruebas realizadas por:

Aislamiento: Daho Monroy Fecha: 10-ene-21 Equipo: Megóhmetro AEMC 5060
Fecha: 13-ene-21 Equipo: Oil Te s ting Equipm e nt. The Ge rin C o rp.
Aceite dieléctrico: Daho Monroy
Fecha: 10-ene-21
Oil Die le c tric Te s t S e t. OTS 60 P B .

TTR: Daho Monroy Equipo: DTR. AEMC. 8500 43

Pruebas revisadas por: Ing. Mario Iván Méndez f.)

UNPRO – RTRMT-2021-0010

2.PRUEBAS DE MICRÓMETRO

Lugar de instalación: Transformador PadMounted #1 - 1500kVA
No. serie:
Fa bri ca nte: SAMBORO
Voltaje nominal primario:
Q535951-TUN Conexi ón: Dyn1
1,500 kVA
General Electric Ca pa ci da d: 480Y / 277

13,200 Voltaje nominal secundario:

Puntos de medición mΩ 2021 2019 2018
H1 - H2 mΩ mΩ
H2 - H3 1038
H3 - H1 1100 1042 1036
1090 1023 1035
1090 1037

Puntos de medición µΩ µΩ µΩ
X0 - X1 630 636
X0 - X2 610 608 626
X0 - X3 610 616 596
X1 - X2 1450 1215 604
X2 - X3 1490 1203 1201
X3 - X1 1480 1214 1180
1195

Observaciones: Los resultados de las pruebas al lado de alta y baja tensión son aceptables, los
valores obtenidos no superan el 5% de diferencia y estos se mantienen constantes
Equipo utilizado: según el historial de pruebas.
Prueba revisada por: Los resultados de las pruebas indican que las conexiones internas del lado de
alta y baja tensión se encuentran en buen estado.

Microohmetro, marca aemc, modelo 6240

Ing. Mario Iván Méndez

Fecha: (f)
10 de enero de 2021

44

UNPRO – RTRMT-2021-0010

2.5 FOTOGRAFIAS DE TRABAJOS EFECTUADOS

Verificación de ausencia de tensión Limpieza e inspección de cableado y Limpieza general e inspección del tanque
previo a iniciar los trabajos de conexiones de alta y baja tensión y los radiadores
mantenimiento

Limpieza, revisión y apriete de Medición de bajada a tierra con telurometro de gancho, se obtuvo una lectura de
conexiones de baja tensión 14.6Ω

Toma de muestras de aceite dieléctrico Colocación de etiquetas Thermo Alert al cableado de baja tensión
para realizar pruebas al aceite
45

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Colocación de etiquetas Thermo Alert al cableado de baja tensión

46

UNPRO – RTRMT-2021-0010

TRANSFORMADOR PADMOUNTED #2 - 1500KVA - SAMBORO

TRANSFORMADOR PADMOUNTED #2 - 1500KVA - SAMBORO

Marca PROLEC

No. serie M04H16311

Capacidad 1500 kVA

Voltaje primario 13200

Voltaje secundario 480Y / 277

Conexión Dyn1

Temperatura de aceite:
Actual: 32°C
Máxima: 74°C

Nivel de aceite: aceptable

Trabajos efectuados:
• Mantenimiento preventivo.
• Pruebas de diagnóstico al aislamiento.
• Pruebas físico químicas al aceite dieléctrico.
• Medición de conexión a tierra con telurometro de gancho.
• Instalación de etiquetas Thermo Alert en cableado de baja tensión.

Observaciones y recomendaciones:
• Instalar manovacuómetro de presión de gas nitrógeno y válvula para inyección de
gas nitrógeno al transformador ya que el equipo no cuenta con ninguno.

Nombre Método Pasa la prueba Aceptación según
norma
Rigidez dieléctrica Método ASTM D-877 ✓
Acidez Método ASTM D-1534 ✓ IEEE C57.106-2015
Tensión Interfacial Método ASTM D-971-50 ✓
Color Método ASTM D-1500 ✓
Evaluación visual Método ASTM D-1524 ✓
Gravedad específica Método ASTM D-1298 ✓

47

UNPRO – RTRMT-2021-0010

Nombre Pasa la prueba Aceptación según
norma
Medición de la resistencia del aislamiento de ✓
cada bobina (primario a tierra, primario a IEEE Std 62-1995
secundario y secundario a tierra) ✓
✓
Medición del índice de polarización ✓

Medición de la relación de transformación de los
devanados TTR

Resistencia óhmica de devanados

1.1 CONCLUSIONES DEL MANTENIMIENTO A TRANSFORMADOR PADMOUNTED 2 –
1500KVA
▪ Resistencia del aislamiento: los valores de resistencia obtenidos son buenos en
las combinaciones de primario a tierra, primario a secundario y secundario a
tierra.

▪ Índice de polarización: el índice de polarización es bueno en las tres
combinaciones.

▪ Aceite dieléctrico: El aceite dieléctrico del transformador se encuentra en
buenas condiciones para continuar en operación.

▪ Relación de transformación: el transformador se encuentra en buenas
condiciones, los errores de las lecturas fueron menores al ±0.5% considerado
como máximo, lo que representa que el transformador no tiene espiras
cortocircuitadas.

▪ Resistencia óhmica de devanados: los valores medidos tanto en el lado de alta
y baja tensión son aceptables, los resultados de las pruebas indican que las
conexiones internas del lado de alta y baja tensión se encuentran en buen
estado.

▪ Estado general de los equipos:
- El transformador no cuenta con manovacuómetro de presión de gas
nitrógeno ni válvula para inyección de gas nitrógeno.
- No se observan anomalías en el transformador ni fugas de aceite.

48

UNPRO – RTRMT-2021-0010

- Se midió la bajada a tierra con telurometro de gancho, se obtuvo una
lectura de 0.28Ω, este valor es aceptable para la subestación.

- Se colocaron calcomanías Thermo Alert en cableado de baja tensión en
las fases X1, X2 y X3.

2.2 RECOMENDACIONES
▪ Instalar manovacuómetro de presión de gas nitrógeno y válvula para inyección
de gas nitrógeno al transformador ya que el equipo no cuenta con ninguno.
▪ Realizar mantenimiento preventivo y pruebas al transformador al cabo de un
año durante el mantenimiento anual.
▪ Archivar este informe como futura referencia del equipo.

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