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Manual de Pruebas y Mantenimiento – Transformador Combinado SZW-10

Versión: 2.1
Aplicable a: Transformador combinado SZW-10 (11 kV nominal, sistema 10 kV)
Normativa de referencia: IEC 61869-3:2022, IEC 61869-5:2022, IEC 60270:2015, IEC 60060-1:2010, IEEE C57.13-2016, IEEE C57.15-2020, UNE-EN 61869-3, UNE-EN 61869-5
Elaborado por: Departamento de Ingeniería Eléctrica – División de Equipos de Medición y Protección

1. Introducción al Programa de Mantenimiento

El transformador combinado SZW-10 es un equipo crítico en redes de distribución eléctrica media tensión, diseñado para integrar funciones de transformación de corriente (TC) y transformación de tensión (TT) en una sola unidad compacta. Su correcto funcionamiento es esencial tanto para la medición precisa de energía como para la operación confiable de los sistemas de protección.

Este manual establece las directrices técnicas para la ejecución de pruebas y actividades de mantenimiento preventivo y predictivo, conforme a las mejores prácticas internacionales y a los estándares de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), particularmente las normas IEC 61869-3 (Transformadores de medida inductivos para sistemas trifásicos) e IEC 61869-5 (Transformadores capacitivos).

El programa de mantenimiento tiene como objetivos principales:

• Asegurar la precisión metrológica del equipo dentro de sus clases declaradas (por ejemplo, clase 0.5S para medición y 5P20 para protección).
• Verificar la integridad del aislamiento dieléctrico bajo condiciones normales y de sobretensión transitoria o permanente.
• Detectar tempranamente fallas incipientes que puedan comprometer la seguridad del personal o la continuidad del suministro.
• Extender la vida útil del equipo mediante intervenciones planificadas basadas en datos cuantitativos y tendencias históricas.

La frecuencia recomendada para las pruebas periódicas es anual, aunque puede ajustarse según factores como:

• Condiciones ambientales (contaminación tipo III/IV según IEC 60815, humedad relativa >80%, temperatura extrema >40°C).
• Historial de fallas en la subestación o red local (ej. recierres automáticos frecuentes, descargas atmosféricas).
• Resultados de monitoreo continuo (si aplica, como sensores de descargas parciales o DGA en línea).
• Cambios significativos en la carga o configuración del sistema (ej. aumento del 30% en demanda pico).

Todas las pruebas deben realizarse por personal calificado con certificación en trabajos en alta tensión (nivel mínimo CAT III según IEC 61010-1), uso de equipos de prueba trazables a patrones nacionales y cumplimiento riguroso del procedimiento de bloqueo/etiquetado (LOTO). Las distancias mínimas de seguridad deben respetar la norma local aplicable (NFPA 70E Ed. 2024 o UNE-EN 50110-1).

2. Inspección Visual y Limpieza

La inspección visual es la primera etapa del mantenimiento y, aunque simple, es fundamental para detectar anomalías evidentes antes de proceder a pruebas eléctricas más complejas.

2.1. Elementos a inspeccionar

• Carcaza y aisladores: Buscar grietas estructurales (>0.5 mm), descascarillamiento en porcelana, marcas de arco eléctrico (tracking o erosión), depósitos conductores (polvo metálico, salinidad >0.1 mg/cm²) o contaminación orgánica (moho, líquenes). Los aisladores deben tener superficie lisa y sin fisuras interconectadas.
• Conexiones terminales: Verificar oxidación galvánica (especialmente en uniones Al-Cu), corrosión por sulfatación (color negro en cobre), aflojamiento mecánico o signos térmicos (decambrado >150°C, manchas oscuras con carbonización). Las conexiones deben estar firmes y sin deformación plástica.
• Sellado y empaques: En equipos con relleno de aceite mineral tipo Naphthenic (IEC 60296), comprobar fugas visibles, deformaciones en juntas de caucho EPDM o pérdida de elasticidad (durometría <50 Shore A). Un sellado deficiente permite la entrada de humedad, comprometiendo el aislamiento sólido y líquido.
• Placa de características: Asegurar que sea legible y coincida con los datos del sistema (relación de transformación, clase de precisión, tensión nominal, factor de sobrecarga térmica, etc.).
• Marcado de polaridad: Confirmar que las marcas “*” o “P1/P2” estén presentes, no estén dañadas y coincidan con el diagrama unifilar de la subestación.

2.2. Procedimiento de limpieza

La limpieza debe realizarse con el equipo desenergizado, puesto a tierra en todos los polos y verificado con detector de tensión. Se recomienda el siguiente protocolo:

1. Eliminar polvo suelto con aire seco y limpio (presión ≤1.5 bar, temperatura ambiente) para evitar daño en aisladores frágiles o penetración forzada de partículas.
2. Para depósitos grasos o contaminantes no conductores, usar paños de microfibra humedecidos con alcohol isopropílico (máx. 70% v/v) o limpiadores dieléctricos autorizados (ej. CRC 2-26).
3. Nunca utilizar chorros de agua ni disolventes agresivos (acetona, thinner, cloruros) que puedan atacar materiales poliméricos (epoxi, silicona) o cerámicos (porcelana vitrificada).
4. En ambientes altamente contaminados (industriales Clase E o costeros Clase C según IEC 60815), considerar la aplicación de recubrimientos hidrofóbicos RTV (Room Temperature Vulcanizing) tras la limpieza, siguiendo las especificaciones del fabricante (ej. Dow Corning Sylgard 184).

3. Pruebas Eléctricas Periódicas

Estas pruebas evalúan el comportamiento funcional del transformador combinado bajo condiciones controladas. Deben realizarse en el orden indicado para evitar interferencias entre mediciones.

3.1. Prueba de Relación de Transformación (Ratio Test)

Esta prueba verifica que la relación entre la tensión o corriente primaria y secundaria coincida con la nominal declarada en placa (por ejemplo, 11000/√3 V : 100/√3 V para TT, y 600/5 A para TC en configuración típica del SZW-10).

Procedimiento (TT):

• Aplicar una tensión alterna baja (100–200 V RMS, 50 Hz) en el devanado primario mediante fuente de prueba calibrada (ej. Omicron CPC 100).
• Medir simultáneamente tensión primaria (V_p) y secundaria (V_s) con voltímetros de precisión (clase 0.1 o mejor, trazables a BIPM).
• Calcular la relación real: R = Vp / Vs.
• Comparar con la relación nominal. La desviación máxima permitida es ±0.1% para clase 0.2 y ±0.2% para clase 0.5, según IEC 61869-3, Tabla 5.

Procedimiento (TC):

• Inyectar una corriente alterna conocida (10–100% de I_n, ej. 60 A para relación 600/5) en el primario con inyector de corriente (ej. Doble M4110).
• Medir corriente secundaria con pinza amperimétrica de precisión (±0.1%) o shunt calibrado (clase 0.05).
• Verificar que Is = Ip / N, donde N es la relación nominal.
• La exactitud debe cumplir con la clase declarada (ej. error compuesto ≤ ±1.0% a 100% I_n y ≤ ±5.0% a 20×I_n para clase 5P20, según IEC 61869-2).

3.2. Prueba de Polaridad

Es crítica para garantizar que los instrumentos de medición y relés de protección interpreten correctamente la fase de las magnitudes eléctricas.

Método de CC instantáneo (para TC y TT):

1. Conectar una batería de 1.5–9 V entre los terminales primarios (P1+, P2–).
2. Conectar un voltímetro de aguja (o multímetro en modo DC) entre los terminales secundarios (S1+, S2–).
3. Al cerrar momentáneamente el circuito primario, la aguja del voltímetro debe desviarse en sentido positivo.
4. Si la desviación es negativa, la polaridad está invertida.

Alternativamente, se puede usar un medidor de relación automático (como el Omicron CT Analyzer o Doble M4100) que realiza esta verificación de forma integrada durante la prueba de ratio, registrando también el ángulo de fase (error de fase ≤ ±10′ para clase 0.5S).

3.3. Factor de Potencia (Tangente Delta)

Aplicable principalmente al transformador de tensión (TT), especialmente si es de tipo capacitivo o con aislamiento compuesto (aceite-papel). Esta prueba mide las pérdidas dieléctricas en el aislamiento.

Procedimiento:

• Utilizar un puente Schering automatizado o analizador de aislamiento (por ejemplo, Megger Delta4000 o Haefely Tettex).
• Aplicar tensión de prueba entre 2–10 kV RMS (50 Hz), según capacidad del equipo y norma IEC 60270.
• Medir el ángulo de pérdidas δ y calcular tan δ = sin δ / cos δ.
• Valores típicos aceptables: tan δ < 0.3% a 10 kV y 20°C para aislamiento nuevo; <0.5% para equipo en servicio.

Un aumento progresivo del tan δ (>20% respecto a valor base) en comparación con lecturas históricas indica degradación del aislamiento (humedad, envejecimiento térmico, contaminación iónica).

4. Pruebas de Aislamiento y Resistencia

4.1. Resistencia de Aislamiento (Prueba de Megger)

Se realiza con un megóhmetro de 2500 V DC (mínimo), midiendo entre:

• Primario – Secundario + Tierra
• Secundario – Primario + Tierra
• Entre devanados secundarios (si hay múltiples)

La resistencia mínima aceptable es de 1000 MΩ a 20°C. Valores inferiores requieren investigación adicional (limpieza, secado, pruebas complementarias).

Se recomienda registrar también el Índice de Polarización (IP = R_{10 min} / R_{1 min}). Un IP ≥ 2.0 indica aislamiento seco y en buen estado; IP < 1.0 sugiere humedad o contaminación severa.

4.2. Prueba de Rigidez Dieléctrica

Según IEC 61869-3:2022, se aplica una tensión de frecuencia industrial (50/60 Hz) durante 1 minuto:

• TT: 28 kV RMS entre primario y tierra/secundario.
• TC: 30 kV RMS entre primario y secundario/tierra.

No debe ocurrir ruptura ni descargas parciales superiores a 10 pC (según IEC 60270). Esta prueba solo debe realizarse si el historial de mantenimiento lo justifica o tras reparaciones mayores. Para el SZW-10, se recomienda realizarla cada 5 años como máximo.

5. Parámetros Eléctricos Característicos del SZW-10

5.1. Datos Nominales y de Diseño

5.2. Pérdidas y Eficiencia

5.3. Niveles de Aislamiento

6. Diagnóstico de Fallas Comunes en el Transformador Combinado SZW-10

El transformador combinado SZW-10, diseñado para operar en sistemas de distribución con tensión nominal de 11 kV (sistema base de 10 kV), es un equipo robusto pero no exento de fallos. El diagnóstico eficaz de sus fallas comunes es fundamental para garantizar la continuidad del suministro eléctrico y prevenir daños mayores. Las anomalías más frecuentes incluyen sobrecalentamiento localizado, descargas parciales, deterioro del aislamiento, fallas en los contactos del interruptor de carga y contaminación ambiental.

El sobrecalentamiento puede detectarse mediante termografía infrarroja (resolución térmica ≤0.1°C) o sensores de temperatura integrados (PT100 clase A). Un incremento anómalo en la temperatura del núcleo o devanados (>85°C en aceite superior) suele indicar sobrecarga, mala ventilación o cortocircuitos interespire. Por otro lado, las descargas parciales (PD) son una señal temprana de degradación del aislamiento. Estas pueden monitorearse mediante equipos especializados como detectores de descargas parciales tipo HFCT (High Frequency Current Transformer) o sensores acústicos. En el caso del SZW-10, que utiliza aceite mineral como medio aislante y refrigerante, la presencia de gases disueltos (DGA – Dissolved Gas Analysis) también es un indicador clave: niveles elevados de hidrógeno (H₂ > 50 ppm), metano (CH₄ > 30 ppm) o acetileno (C₂H₂ > 5 ppm) sugieren arcos eléctricos, descargas parciales o sobrecalentamiento, según guías IEEE C57.104.

Otra falla recurrente es el deterioro mecánico o oxidación de los contactos del interruptor de carga integrado. Esto se manifiesta como aumento de la resistencia de contacto (>150 µΩ), lo que genera puntos calientes y eventual fusión del material conductor. Finalmente, la entrada de humedad (>25 ppm en aceite) o contaminantes sólidos (polvo, salinidad, hollín) compromete gravemente las propiedades dieléctricas del aceite y del aislamiento sólido, especialmente en zonas costeras o industriales.

7. Mantenimiento de Contactos y Terminales

Los contactos del interruptor de carga y los terminales de conexión del SZW-10 requieren inspección y mantenimiento periódico, especialmente en entornos con alta demanda cíclica o conmutaciones frecuentes. Se recomienda realizar este mantenimiento cada 3 a 5 años, o tras 10,000 operaciones del interruptor, según lo especifique el fabricante.

El procedimiento inicia con la desconexión total del equipo y la aplicación de medidas de seguridad (puesta a tierra, bloqueo/etiquetado). Luego, se retira la cubierta del compartimento del interruptor y se inspeccionan visualmente los contactos móviles y fijos. Se busca evidencia de erosión (>0.3 mm), arqueo, oxidación o deformación. La resistencia de contacto debe medirse con un microhmímetro (resolución ≤1 µΩ); valores superiores a 100 µΩ suelen indicar deterioro significativo.

Si los contactos están ligeramente oxidados, pueden limpiarse con lija fina no metálica (grano 600 o superior) y alcohol isopropílico. Nunca se debe usar herramientas abrasivas metálicas que puedan dejar partículas conductoras. En casos de desgaste severo (>0.5 mm de pérdida de material), se debe reemplazar el conjunto completo de contactos. Los terminales de salida e ingreso deben verificarse por holgura mecánica, corrosión galvánica (especialmente si se conectan aluminio y cobre) y estado del torque de apriete. Se recomienda reapretar con llave dinamométrica según las especificaciones del fabricante (típicamente entre 18–22 N·m para terminales M12 en aleación de cobre estañado).

Además, se debe aplicar grasa dieléctrica (ej. NO-OX-ID A-Special) en los contactos limpios para prevenir oxidación futura y mejorar la conductividad térmica. Todo residuo metálico generado durante la limpieza debe ser removido cuidadosamente con aspiradora industrial no generadora de chispas, ya que incluso partículas microscópicas pueden provocar descargas internas.

8. Tratamiento de Humedad y Contaminación

La presencia de humedad en el aceite aislante del SZW-10 reduce drásticamente su rigidez dieléctrica y acelera la degradación del papel aislante (celulosa). El límite aceptable de humedad en aceite nuevo es de ≤10 ppm; en servicio, no debe superar los 20–25 ppm. La contaminación por partículas sólidas (polvo, fibras, productos de descomposición del aceite) también incrementa el riesgo de descargas eléctricas.

El diagnóstico inicial incluye análisis físico-químico del aceite: medición de rigidez dieléctrica (debe ser ≥30 kV en pruebas estándar IEC 60156), factor de potencia (tan δ < 0.5% a 90°C) y contenido de agua (Karl Fischer). Si los resultados están fuera de rango, se procede al tratamiento.

El método más efectivo es la filtración en caliente con sistema de vacío (vacuum oil purifier). Este proceso elimina simultáneamente humedad, gases y partículas sólidas. El aceite se circula a través de filtros de celulosa y se somete a vacío parcial (≤10 mbar) a temperaturas controladas (50–70°C) para evitar la degradación térmica. El tratamiento debe continuar hasta que el aceite cumpla con los límites establecidos en la norma IEC 60296 (Clase I).

En casos extremos donde el papel aislante ya ha absorbido humedad, se requiere un secado profundo del transformador. Esto implica circular aceite seco y caliente a través del equipo durante 48–72 horas, manteniendo el tanque bajo vacío parcial (≤50 mbar). También se puede instalar un conservador con membrana de nitrógeno o bolsa de diafragma para evitar futuras intrusiones de humedad atmosférica.

Como medida preventiva, se recomienda verificar anualmente el estado del respiradero (si está equipado con silica gel). El gel debe reemplazarse cuando más del 50% cambie de color (de azul a rosa), lo que indica saturación. En instalaciones críticas, se sugiere reemplazar el respiradero convencional por uno con sistema de sellado hermético o secado continuo (ej. sistema de membrana flexible).

9. Reemplazo de Componentes Críticos

Con el tiempo, ciertos componentes del SZW-10 alcanzan su vida útil técnica y deben reemplazarse para evitar fallas catastróficas. Los elementos críticos incluyen: bujes de paso, relé Buchholz (si aplica), sensores de temperatura, tap changer (si es conmutable bajo carga), y el propio aceite aislante.

Los bujes de 11 kV son particularmente sensibles a estrés eléctrico y térmico. Su deterioro se manifiesta como fugas de aceite, grietas en la porcelana o aumento del factor de potencia. Al reemplazarlos, se debe seguir estrictamente la secuencia de torque especificada (ej. 25 N·m en tres pasos: 10 → 18 → 25 N·m) y verificar la alineación para evitar tensiones mecánicas. Además, se recomienda aplicar compuesto sellador dieléctrico (ej. Dow Corning 4) en las roscas y juntas.

El relé Buchholz, aunque no siempre presente en unidades compactas como el SZW-10, si está instalado, debe probarse anualmente mediante simulación de gas o flujo de aceite. En caso de falla mecánica o falsas alarmas, se sustituye por una unidad nueva con calibración certificada (ISO/IEC 17025).

Los sensores de temperatura (PT100 clase A o termopares tipo K) deben validarse contra un patrón trazable (incertidumbre ≤0.1°C). Si presentan desviaciones >±2°C, se reemplazan. Es crucial asegurar un buen contacto térmico entre el sensor y el punto de medición (generalmente el aceite superior o el devanado).

En cuanto al aceite, aunque puede regenerarse varias veces, tras 15–20 años de servicio acumula compuestos poliméricos y ácidos que no se eliminan con filtración convencional. En ese caso, se recomienda un reemplazo total con aceite nuevo que cumpla con IEC 60296, seguido de un ciclo de secado y prueba de rigidez dieléctrica.

Todos los reemplazos deben documentarse detalladamente, incluyendo marca, lote, fecha y persona responsable. Además, tras cualquier intervención mayor, se debe realizar una prueba de resistencia de aislamiento (megger) y una prueba de relación de transformación (TTR) para verificar la integridad del devanado.

10. Registro de Mantenimiento y Vida Útil

Un sistema riguroso de registro de mantenimiento es esencial para gestionar la vida útil del transformador combinado SZW-10. Cada intervención —preventiva o correctiva— debe registrarse en una ficha técnica que incluya: fecha, tipo de mantenimiento, mediciones antes/después (resistencia de aislamiento, DGA, temperatura, etc.), componentes intervenidos, observaciones del técnico y recomendaciones futuras.

Estos registros permiten implementar un enfoque basado en condición (CBM – Condition-Based Maintenance), donde la frecuencia de las tareas se ajusta según el estado real del equipo, no solo por tiempo calendario. Por ejemplo, si los análisis de aceite muestran estabilidad química durante 5 años consecutivos, el intervalo de muestreo puede extenderse de anual a bianual.

La vida útil esperada del SZW-10, bajo condiciones normales de operación y con mantenimiento adecuado, es de 25 a 35 años. Sin embargo, factores como sobrecargas frecuentes (>120% I_n durante >2 h/día), alta contaminación ambiental, temperaturas extremas o ciclos térmicos agresivos pueden reducirla a menos de 20 años. El envejecimiento del aislamiento de celulosa es irreversible y se cuantifica mediante el índice de furfural (2-FAL) en el aceite: niveles superiores a 2 ppm indican degradación avanzada; >5 ppm sugieren que el transformador está en fase terminal.

Se recomienda establecer umbrales de decisión: si más del 70% del aislamiento ha perdido su resistencia mecánica (estimado por 2-FAL), se debe planificar la sustitución del equipo. Asimismo, si el costo acumulado de reparaciones supera el 60% del valor de un transformador nuevo, la reposición es económicamente justificable.

Finalmente, todos los registros deben conservarse durante toda la vida útil del equipo y entregarse al nuevo propietario en caso de venta o transferencia. Esta trazabilidad no solo respalda decisiones técnicas, sino que también cumple con requisitos regulatorios en muchas jurisdicciones, especialmente en redes de distribución reguladas.

En resumen, el mantenimiento correctivo del SZW-10 no debe verse como una respuesta reactiva, sino como parte integral de una estrategia de gestión de activos. Con diagnóstico preciso, intervención oportuna y documentación rigurosa, es posible maximizar la confiabilidad, seguridad y rentabilidad de este equipo clave en la red de distribución media tensión.

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