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SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO
CORPORACION CENTRO DE INVESTIGACION
Y DESARROLLO TECNOLOGICO
CRITERIOS PARA REPARAR O DAR DE BAJA UN
TRANSFORMADOR
DOCUMENTO No. SC-M-019 - REV 1
Medellín, julio de 1996
Medellín, Calle 12 Sur N. 18 - 168 Teléfono (94) 3172255 Telefax: (94) 3170099 A.A.54193
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INDICE DE MODIFICACIONES
Indice
Revisión
Parágrafos
Modificados
Fecha de
Revisión
Observaciones
0 Noviembre de1994
1 Anexo 1 y Anexo 2 Julio de 1996 Reunión Nº 14 delConsejo Directivo delCIDET
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CRITERIOS PARA DAR DE BAJA UN TRANSFORMADOR DOCUMENTO SC-M-019 REV. 1
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TABLA DE CONTENIDO1. APLICACION.....................................................................................................................................................4
2. VERIFICACION Y CUMPLIMIENTO..............................................................................................................43. DOCUMENTACION COMPLEMENTARIA....................................................................................................4
1. OBJETIVO ..........................................................................................................................................................5
2. RESUMEN ..........................................................................................................................................................6
2.1 EL TRANSFORMADOR SE ENVIA A REPARACION: ................................................................6
2.2 EL TRANSFORMADOR NO ES REPARABLE Y SE DA DE BAJA:............................................6
3. PROCESO DE INSPECCION. DILIGENCIAMIENTO FORMULARIO F4 DEL SITRADIS Y
"FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION".............................................................................8
ANEXO 1 ................................................................................................................................................................36
TRANSFORMADORES RECONSTRUIDOS Y REPARADOS, NTC 1954........................................................36
ANEXO 2 ................................................................................................................................................................38
PERDIDAS ELECTRICAS EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION, FACTORES K1 Y
K2 ............................................................................................................................................................................38
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1. OBJETIVO
La Corporación Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico CIDET presenta esteMANUAL DE INSPECCION EXTERNA E INTERNA DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCION a las Empresas de energías del PAIS con el fin de establecer políticas
y criterios claros y unificados para la toma de la decisión de reparar o dar de baja un
transformador.
La evaluación del estado del transformador y la determinación de la probable causa de
falla, está basada en el formulario F4 "REPORTE DE DEPOSITO" del "SISTEMA DE
REPORTE DE FALLAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION" SITRADIS,REV. 0
Con el objeto de contar con un documento unificado de evaluación y que a la vez defina
si el transformador se REPARA o se DA DE BAJA, el presente MANUAL transcribe
textualmente las preguntas del formulario F4, de EL SITRADIS adicionando en algunos
casos, instrucciones complementarias que fijan y facilitan los criterios para elegir la
opción allí consignada: BUENO, REGULAR, MALO.
Dicho formato F4 deberá ser diligenciado en su totalidad por LA EMPRESA DEENERGÍA junto con el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", que
define el alcance de la reparación, especificando las partes y componentes que
requieren cambio.
Lo anterior, permitirá a la Empresa de Energía contar con grupos homogéneos en cuanto
a la magnitud de la reparación, seleccionar el taller adecuado a ella y obtener
cotizaciones reales.
"La inspección y diligenciamiento de los formularios anteriores deberá ser efectuada por
la empresa de energía en sus talleres o, en el taller del reparador y para ello deberá
tener conocimiento de las NTC actualizadas, disponer de personal y equipo idóneo que le
permita destapar y revisar el transformador internamente y en algunos casos, efectuar
pruebas para determinar el cambio o reutilización de algunos componentes.
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2. RESUMEN
Teniendo en cuenta que la inspección que debe efectuar La Empresas de energía en sutaller es fundamentalmente visual y con ella se tomará INICIALMENTE la decisión de
REPARAR O DAR DE BAJA el transformador objeto de la inspección, se enumeraran a
continuación algunas pautas que resumen las causales que se tendrán en cuenta para
tomar la decisión arriba anotada así:
2.1 EL TRANSFORMADOR SE ENVIA A REPARACION:
El transformador se enviará a reparación, previamente definida en el formato"FORMULARIO No. 1". ALCANCE DE LA REPARACION, cuando en la inspección se
determine que los daños causados por la falla así lo ameriten.
2.2 EL TRANSFORMADOR NO ES REPARABLE Y SE DA DE BAJA:
El transformador se dará de baja cuando:
- Ha sido sometido a una o más reparaciones y es imposible determinar sus
características originales o recuperar su historial.
- El núcleo haya sido maltratado o montado incompleto, en reparaciones previas, de tal
forma que no sea posible obtener las características de pérdidas en el hierro y corrientes
de excitación que se ajusten a los requisitos establecidos en la NTC 1954 (Tercera
revisión). "TRANSFORMADORES RECONSTRUIDOS Y REPARADOS. REQUISITOS",
(Pregunta 28 del formulario F4 del SITRADIS). La imposibilidad de cumplir las pérdidas y
corrientes de excitación se determinará por prueba de núcleo.
- El núcleo haya sido involucrado en la falla causando daños "considerables" como:
Soldadura entre láminas del núcleo con pérdida de aislamiento, áreas fundidas con
soldadura de la lámina.
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Así mismo el transformador se dará de baja cuando el núcleo presente alto grado de
oxidación de tal forma que haya averiado el aislamiento de la lámina. (Ver pregunta 28
del F4 del SITRADIS sección núcleo, página 18 de este manual.
- El transformador también se DARA DE BAJA cuando el tanque o cuba haya sufrido
deterioros tales como abombamientos y roturas por explosión que lo hagan irreparable
y obliguen al cambio del mismo ya que esto implica un costo de reparación que lo hace
comparable a adquirir un transformador nuevo.
- Cuando el transformador es de fabricación antigua (más de veinte (20) años) deben
tenerse en cuenta básicamente dos parámetros para decidir su reparación:
a) Primero se debe considerar si el transformador al ser reparado, puede ajustarse a los
requisitos de pérdidas, corrientes de excitación y tensión de cortocircuito establecidos en
la NTC 1954 (Tercera revisión). Ver anexo 3 -Tablas de requisitos para transformadores
reparados parcial o totalmente. Las características de pérdidas en vacío y corrientes de
excitación se determinarán por medio de pruebas; la impedancia de cortocircuito se
tomará de los datos de placa.
En todos los casos, La Empresas de energía hará el estudio técnico - económico de
acuerdo a sus fórmulas de evaluación de pérdidas.
b) También se debe considerar el costo de reparación la cual, por tratarse generalmente
de un transformador sobredimensionado, puede resultar comparable al costo de adquirir
uno nuevo.
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3. PROCESO DE INSPECCION. DILIGENCIAMIENTO FORMULARIO F4 DEL
SITRADIS Y "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION".
A todo transformador de distribución que sea retirado del sistema e ingresado a los
depósitos de la Empresas de energía se le debe efectuar una inspección para
determinar su estado real y determinar si se repara o se da de baja.
Esta inspección se consignará en el formulario F4 del "SISTEMA DE REPORTE DE
FALLAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION" SITRADIS.
Simultáneamente se diligenciará el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA
REPARACION", el cual dará la definición del alcance y una eventual clasificación de la
reparación.
A continuación se incluyen los formatos de los dos formularios arriba mencionados y las
instrucciones para diligenciarlos, siguiendo el mismo orden y numeración consignados en
ellos.
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Sector Eléctrico Colombiano
CIDET
REGISTRO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
REPORTE DE DEPOSITO F(4) Hoja 1 de 2
GENERALIDADES
1) Tiene reporte de retiro (F3) 2) Empresa Energía
3) No. Transf. 4) Serie 5) Kva 6) Fases 7) Fabricante
8) Entrada al Depósito 9) Revisión
Día Mes Año Día Mes Año
si no
10) Características del Transformador : Nuevo Reparado En Garantía
EVALUACION DE ENTRADABueno Regular Malo No tiene Bueno Regular Malo No tiene
11) Placa
12) Indicador de nivel
13) Termómetro
14) Borne de tierra
15) CSP(autoprotección)
16) Pintura interior
17) Empaque en la tapa
18) Empaque en buje de AT
19) Empaque en buje de BT
20) Empaque indicador nivel
21) Válvula de seguridad
22) Conmutador
23) Radiador
24) Ventilador
25) Bujes de AT
26) Bujes de BT
27) Tanque
28) CAUSAS PROBABLES DE FALLA
Sobrecarga
Cortocircuito en AT
Cortocircuito en BT
Descarga atmosférica
Problemas de montaje
Mala operación
Fuga aceite
Manipulación
Núcleo deteriorado
Sobretensión
Humedad
Vandalismo
No se sabe
Otro Cual
29) resultado de la inspección
Reparar por falla Mantenimiento
Pruebas Dar de baja
Cambio de voltaje
Otro
Especificar
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Sector Eléctrico Colombiano
CIDET
REGISTRO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
REPORTE DE DEPOSITO F(4) Hoja 2 de 2
30) DESCRIPCION DEL TRABAJO ORDENADO
INFORMACION TALLER DE REPARACION
31) Nombre del taller 32) Ciudad
33) Dirección
34) Teléfono
35) Fecha de envio
Día Mes Año
Observaciones
FECHA
NOMBRE
36)
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Sector Eléctrico ColombianoREGISTRO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION
ALCANCE DE LA REPARACION
CIDET
GENERALIDADES
Uz(%)-Grados CNo. Transf. V nominal
Grupo conexión Reparador Contrato No.
No. serie Fases
Fabricante Derivaciones
Potencia (Kva)
TRABAJOS A REALIZAR
Colocación de placa Accesorios
LIMPIAR REPARAR CAMBIAR LIMPIAR REPARAR CAMBIAR
INDICADOR DE NIVEL
TERMOMETRO
BORNE DE TIERRA
CSP (AUTOPROTEC)
PINTURA INTERIOR
EMPAQUE TAPA-TANQUE
EMPAQUES AT
EMPAQUES BT
EMPAQUE INDICADOR
DE NIVEL
VALVULA SEGURIDAD
CONMUTADOR
RADIADOR
VENTILADOR
BUJES AT
BUJES BT
TANQUE
T. PRINCIPAL
RADIADORES
VALVULA SEGURIDAD
CONMUTADOR DE
ACCIONAMIENTO EXTERNO
DISPOSITIVO DE PURGA
ACCESORIOS (ADICIONALES) LIMPIAR REPARAR PINTAR
PARTE ACTIVA (BOBINAS,NUCLEO)
DEVANADOS
TRABAJO
FASES U
AT BT
CAMBIAR
LAVAR
SECAR
MONTAR
SALIDAS
OBSERVACIONES
NUCLEO
ARMAR
INSERVIBLE
DAR DE BAJA
V W
AT AT BTBT
PROBAR LIMPIAR REPARAR
EL TRANSFORMADOR
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NOTA: A partir de la pregunta No. 11 hasta la No. 29 se incluyen unas "INDICACIONES
COMPLEMENTARIAS" que deberán ser tenidas en cuenta para precisar la opción
escogida.
PREGUNTA No. 1. TIENE REPORTE DE RETIRO (F3)
Señalar con una equis (X), si existe el reporte de retiro
(formulario F3) debidamente diligenciado.
PREGUNTA No. 2. EMPRESA DE ENERGIA
Nombre de la empresa EMPRESAS DE ENERGÍA responsable del suministro de
energía.
PREGUNTA No. 3. NUMERO TRANSFORMADOR
Se debe colocar el número interno del transformador, asignado por LA EMPRESAS DE
ENERGÍA (si lo tiene).
PREGUNTA No. 4. SERIE
Se consignará el número de serie del transformador, asignado por el fabricante.
PREGUNTA No. 5. KVA
Se colocará la capacidad nominal (potencia) declarada por el fabricante en la placa de
características. Esta información se colocará en KVA.
PREGUNTA No. 6. FASES
Se debe escribir el número de fases del transformador, así: monofásico (1), bifásico (2),
trifásico (3).
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PREGUNTA No. 7. FABRICANTE
Nombre del fabricante o marca del transformador. En este espacio no se deben colocar
abreviaciones, pero se aceptan siglas si es del caso.
PREGUNTA No. 8. ENTRADA AL DEPOSITO
Fecha de recepción del transformador en el depósito de la EMPRESAS DE ENERGÍA.
PREGUNTA No. 9. REVISION
Fecha de revisión del transformador en el depósito de LA EMPRESAS DE ENERGÍA.
PREGUNTA No. 10. CARACTERISTICAS DEL TRANSFORMADOR
Señalar con una equis (X) la opción escogida, teniendo en cuenta que un transformador
reconstruido se debe considerar como nuevo.
Así mismo se diligenciará el encabezamiento del "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE
LA REPARACION", así:
CASILLA, NUMERO INTERNO
Se colocará el número interno del transformador asignado por la EMPRESA DE
ENERGÍA (si lo tiene). Si no posee número interno, esta casilla será rayada.
CASILLA, NUMERO DE SERIE
Se colocará el número de serie del transformador asignado por el fabricante. En caso
de que no se determine este número, en la casilla se colocará "SIN NUMERO".
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CASILLA, POTENCIA
Se colocará la potencia nominal del transformador en KVA.
CASILLA, TENSION NOMINAL
Se colocarán las tensiones nominales de alta y baja tensión en voltios. (Ejem:
13200/240-120)
CASILLA, FASES
Se colocará el número de fases del transformador así: monofásico (1), bifásico (2),
trifásico (3).
CASILLA, Uz (%) a - GRADOS CENTIGRADOS
Se colocará la tensión de cortocircuito en % declarada por el fabricante en la placa de
características especificando a que temperatura (75, 85 grados centígrados).
CASILLA, GRUPO DE CONEXION
Se colocará el grupo de conexión declarado por el fabricante en la placa de
características (Ejem: Dyn5, Ii0, Ii6)
CASILLA, FABRICANTE
Se colocará el nombre del fabricante o la marca del transformador.
CASILLA, DERIVACIONES
Se consignará la disposición de las derivaciones que presente el transformador (Ejem:
+- 2 x 2.5%; +1 -3 x 2.5 %)
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CASILLA, REPARADOR
Esta casilla se llenará en el momento en que sea adjudicada la reparación, con el
nombre del taller reparador favorecido.
CASILLA, CONTRATO NUMERO
Esta casilla se llenará con el número del contrato u orden de trabajo con que se
identifique la adjudicación al reparador.
PREGUNTA No. 11 a No. 27 (F4 DEL SITRADIS)
Se señalará con una equis (X) el estado de cada uno de los componentes aquí
relacionados, teniendo en cuenta los criterios para cada uno de los casos, así:
PREGUNTA No. 11. PLACA DE CARACTERISTICAS
INDICACION COMPLEMENTARIA: La placa de características se declarará MALA en
los casos en que esté ilegible, le falte una parte, y/o se encuentre rota.
Se considera BUENA cuando todos sus datos sean perfectamente legibles así presente
dobladuras, ya que estas pueden ser corregidas.
En ningún caso se eliminará la placa original. En este Item, no aplica la denominación
REGULAR.
En todos los casos, en el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se
marcará con equis (X) la casilla "Colocación placa", la cual debe cumplir con losrequisitos exigidos por la NTC 1954 (Tercera revisión), para transformadores reparados
o reconstruidos.
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PREGUNTA No. 12. INDICADOR DE NIVEL
INDICACION COMPLEMENTARIA: El indicador de nivel (se marcará como MALO
cuando el vidrio de la mirilla se encuentre roto, presente fugas de aceite, o tenga
borrada la línea indicadora de nivel.
En este item no aplica la denominación REGULAR.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se marcará en la
casilla "Indicador de Nivel", la opción escogida así:
CAMBIAR Si el vidrio se encuentra roto, o si es de acrílico y se encuentra en tal grado
de deterioro que no permita establecer por observación la altura del nivel de aceite.
LIMPIAR Se marcará esta casilla cuando el vidrio se encuentre sucio. En el caso que la
marca este pintada sobre el tanque, ésta deberá ser repintada.
EN TODO CASO SE DEBERA CAMBIAR EL EMPAQUE.
Se deben revisar los tornillos de fijación de nivel.
PREGUNTA No. 13. TERMOMETRO
INDICACION COMPLEMENTARIA: El Termómetro será declarado MALO cuando no
sea sensible a cambios de temperatura, cuando esté roto o que el deterioro de la
carátula no permita hacer lecturas confiables.
En este caso no aplica el término REGULAR.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se colocará CAMBIAR
cuando presente alguno de los casos anteriores, si está en buen estado sólo se
marcará "LIMPIAR", que sería el trabajo a realizar en este elemento.
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PREGUNTA No. 14. BORNE DE TIERRA
En este caso se tendrá en cuenta el tipo de puesta a tierra, así:
- Puesta a tierra con buje roscado, tornillo y mordaza: se consignará como MALO en
el caso de que falte el tornillo y/o mordaza, arandela, arandela de presión y/o tuerca.
Así mismo cuando hayan perdido el bricromatizado o la rosca en el tornillo, tuerca o
buje se encuentre defectuosa.
- Puesta a tierra con tornillo soldado, mordaza y tuerca: se definirá como MALO
cuando falte la mordaza y/o la tuerca, arandela y arandela de presión, así mismo,cuando hayan perdido el bicromatizado o se encuentre defectuosa la rosca en el tornillo
o la tuerca.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se marcará
"REPARAR" cuando el borne de puesta a tierra presente cualquiera de las opciones
anteriores y haya sido clasificado como MALO.
En los casos en que esté completo y solamente se requiera el bicromatizado se colocará
"LIMPIAR".
PREGUNTA No. 15. C S P (AUTOPROTECCION)
INDICACION COMPLEMENTARIA: Inicialmente se efectuará una inspección visual así:
a) Las manijas de operación (externa) deben operar correctamente (ampliación del
rango y conexión - desconexión).
b) La lámpara de señalización no debe estar fundida.
c) El interruptor como tal (breaker) no debe presentar roturas en ninguna de sus
partes.
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d) Los tornillos de unión de cable de accionamiento para ampliación de rango no
deben estar rotos.
e) El interruptor como tal (breaker) debe estar accionando correctamente (cierre y
disparo).
En caso de presentarse alguno de los literales a, c, d, e, el CSP se declarará como
MALO y desechable.
La lámpara literal (b) podrá ser cambiada.
Adicionalmente, se debe hacer una prueba de disparo por sobrecorriente y temperatura
para verificar su correcto funcionamiento, tomando como guía las curvas suministradas
por el fabricante. Si el interruptor no acciona dentro de los rangos dados, se declarará
MALO.
Para el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", solamente se
colocarán las opciones "LIMPIAR" si está en buen estado o "CAMBIAR" si se encuentra
MALO.
En este último caso la opción real será en la mayoría de los casos "suprimir" ya que por
ser el CSP un elemento de importación, podría no justificar sus costos y los problemas y
demoras inherentes a la importación. Para suprimir la autoprotección se deberán hacer
trabajos adicionales en el tanque como sellamiento de los orificios de las manijas y la
lámpara.
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PREGUNTA No. 16. PINTURA INTERIOR
INDICACION COMPLEMENTARIA: La pintura interior se declara como MALA cuando
ha sido levantada o diluida por el aceite parcialmente, lo que mostraría una mala
aplicación o incompatibilidad de la pintura con el aceite.
También se declarará como MALA cuando ha sido quemada por incendio interno del
transformador. Si no se presenta ninguno de los casos anteriores se declarará BUENA.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", en todos los casos en
que se declare MALA, se colocará LIMPIAR y CAMBIAR. Si está BUENA solo secolocará LIMPIAR.
PREGUNTA No. 17, No. 18 , No. 19 y No. 20. EMPAQUES
INDICACION COMPLEMENTARIA: Los empaques se declaran MALOS cuando:
- Se encuentre roto o agrietado
- Cuando haya sido atacado por el aceite, mostrando hinchamiento o haya tratado de
diluirse.
Si el empaque solamente muestra los efectos de la compresión, sin presencia de fugas
se declarará BUENO, para efectos de la evaluación de FALLAS.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", en todos los casos se
marcará "CAMBIAR" ya que siempre que se destape el transformador, se deberán
cambiar los empaques (tapa - tanque, Aisladores de AT y BT, Indicador de nivel y del
conmutador).
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PREGUNTA No. 21. VALVULA DE SEGURIDAD (SOBREPRESION)
INDICACION COMPLEMENTARIA: En la inspección visual se declarará como MALA la
válvula de sobrepresión en el caso de que le falte cualquiera de sus componentes
(émbolo, tapa) o se encuentre pegada.
Adicionalmente, se comprobará su operación por medio de una prueba de sobrepresión
en la cual se verificará si acciona y cierra dentro de los rangos especificados (8 a 12 Psi
según NTC 3609 numeral 3.6). Si no acciona correctamente también se declarará
MALA.
En el caso de declararse MALA, en el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA
REPARACION", se marcará la opción "CAMBIAR . Si se declara "BUENA entonces se
marcará "LIMPIAR".
PREGUNTA No. 22. CONMUTADOR
INDICACION COMPLEMENTARIA: El conmutador se inspeccionará visualmente para
constatar que:
- No presente fugas de aceite (accionamiento externo)
- No presente roturas ni desajustes
- No haya piezas faltantes
- No presente huellas de arcos en los contactos móviles y/o fijos.
- Que no presente contactos abiertos. Debe hacer contacto físico completo entre
contactos móviles y fijos en todas las posiciones.
- Que no presente arcos entre partes vivas y tierra a través de los aislamientos.
En caso de que el conmutador presente cualquiera de los defectos arriba enumerados
será causal para declararlo MALO y no reutilizable excepto por fugas de aceite.
En todos los casos, se cambiarán las empaquetaduras del conmutador (empaques
planos, y o - rings).
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Si el conmutador es declarado como malo se marcará la casilla "CAMBIAR" en el
"FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION". Si el conmutador es declarado
"BUENO", solamente se marcará "LIMPIAR" en este formulario.
PREGUNTA No. 23. RADIADOR
INDICACION COMPLEMENTARIA: El radiador se declarará MALO en el formulario F4,
si:
- Presenta roturas o desgarramientos en la lámina.
- Abolladuras que no permitan el paso del aceite a través del radiador o disminuyan su
área de flujo.
De acuerdo a la magnitud del daño se verá la necesidad de repararlo o cambiarlo, lo
cual se consignará en el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION".
PREGUNTA No. 24. VENTILADOR
INDICACION COMPLEMENTARIA: En el caso eventual de que el transformador tenga
ventiladores, estos estarán MALOS sí:
- Las aletas o aspas se encuentran rotas o dobladas (una o varias)
- El motor se encuentra dañado (para esto se hará una prueba de funcionamiento
energizándolo a su tensión nominal).
- El sistema de fijación y tobera no deberán presentar daños.
Si no presenta ninguna de estas opciones se declarará BUENO, caso en el que solo
requerirá de limpieza y/o mantenimiento.
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En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se marcarán las
opciones REPARAR, CAMBIAR o LIMPIAR de acuerdo a lo aquí expuesto. En caso de
que se necesite ampliar algún criterio, se hará en forma breve en la parte observaciones.
PREGUNTAS No. 25 y No. 26. BUJES DE AT y BT
INDICACION COMPLEMENTARIA: Los bujes o aisladores de alta y baja tensión son
elementos que solamente pueden estar BUENOS o MALOS.
Los aisladores estarán MALOS y deberán ser reemplazados cuando:
- Una o varias de sus campanas presenten roturas y/o partes desportilladas.
- Desportillados en cualquier otra parte
- El Inserto (en aisladores de AT) se encuentre flojo, fisurado o roto
En el formulario F4 sólo se marcará una de las dos opciones "MALO", "BUENO" ya que
no aplica el término REGULAR.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", en la casilla
correspondiente "CAMBIAR", "LIMPIAR" se indicará la cantidad de aisladores o juegos
de aisladores (caso BT) que se deben cambiar o solamente someter a limpieza.
HERRAJES O CONECTORES DE AT y BT
Aunque los terminales o herrajes de AT y BT no están contemplados en el F4 de EL
SITRADIS, se tendrán en cuenta para el diligenciamiento del "FORMULARIO No. 1 -
ALCANCE DE LA REPARACION", así:
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a) Los herrajes están MALOS cuando:
- Presenten chisporroteos por malos contactos, que hayan erosionado la superficie del
mismo.
- Presenten dobladuras en las paletas o tornillos terminales.
- La unión espárrago - paleta (en BT) se encuentre suelta.
- La rosca de los tornillos terminales, o de las tuercas se encuentre dañada.
Para todos los casos en que se presente una o varias de las situaciones enumeradas se
marcará en la casilla CAMBIAR, la cantidad de herrajes completos que se deben reponer
(1, 2, 3 o 4), teniendo en cuenta si son de AT o de BT.
b) Se marcarán como "REPARAR" cuando:
- Estén incompletos porque les faltan tuercas, tornillos o mordazas. En este caso, en
la casilla correspondiente se colocará la cantidad de herrajes que están incompletos los
cuales deberán ser completados por el reparador, colocando las partes que falten.
- También se marcarán como "REPARAR" cuando las superficies de los conectores
estén parcial o totalmente desnudas (sin recubrimiento o galvanizado). En este caso se
marcará la cantidad de juegos de AT o BT que estén en este estado. El reparador
deberá galvanizarlos teniendo en cuenta los requisitos de la NTC 2501 (Segunda
revisión), numeral 3.2 y 3.3.
c) Los herrajes de AT y BT se marcarán para "LIMPIAR" en todos los casos en que su
galvanizado esté en buen estado, no presente áreas desnudas, etc., caso en el cual el
reparador hará una limpieza del mugre o aceite que presenten estos elementos.
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PREGUNTA No. 27. TANQUE
INDICACION COMPLEMENTARIA: El tanque puede presentar las tres opciones para el
F4:
- En buen estado (BUENO)
- Presentar abombamientos reparables (REGULAR)
- Abombamiento con rotura reparable (REGULAR
- Perforaciones en tanque o radiadores, reparable
(REGULAR)
- Abombamiento con o sin rotura, no reparable (MALO)
En los casos en que el tanque no sea reparable porque los destrozos causados por la
falla (abombamiento, explosión) así lo ameriten, se declarará el transformador como no
reparable y se marcará en la pregunta "29 RESULTADO DE LA INSPECCION" la
casilla "DAR DE BAJA". En este momento se termina la inspección del transformador.
Se da de baja el transformador debido a que en la falla se ha involucrado la parte activa
y el tanque lo que implicaría, por lo menos, cambio de tanque, cambio de devanados y
colocación de aceite nuevo y empaquetadura completa.
Esto eleva el costo de la reparación hasta hacerla "Comparable" con el costo de
adquirirlo nuevo, por lo tanto no sería aconsejable efectuar una reparación.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se marcará en la
sección "TANQUE" la casilla correspondiente la opción seleccionada así:
REPARAR: TANQUE PRINCIPAL, se marcará en los casos en que presente roturas o
abombamientos reparables, de acuerdo a la inspección descrita en esta misma sección.
RADIADORES: se marcará en los casos en que presente roturas o abombamientos
reparables, de acuerdo a la inspección descrita en esta misma sección.
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LIMPIAR: En todos los casos se marcará esta casilla tanto para el tanque principal
como para los radiadores (si los tiene). Esta limpieza será interna o externa en ambos
casos. El método de limpieza debe asegurar la buena preparación de las superficies
para aplicación de pintura (ver NTC 3396 numeral 4.1). En la parte interna de los
radiadores solo se hará limpieza para eliminar residuos de aceite quemado, carbón y/o
esquirlas de cobre.
PINTAR: En todos los casos se marcará la casilla tanto para el tanque principal como
para los radiadores (si los tiene). En la pintura del tanque principal se incluyen las
marcaciones de identificación y características del transformador.
Si es decisión de la Empresa de energía adicionar o cambiar accesorios tales como
válvula de sobrepresión se marcará en la casilla correspondiente de la sección
accesorios; así mismo, si se decide cambiar el conmutador de accionamiento interno a
externo, se marcará en la casilla "Conmutador de accionamiento externo".
PREGUNTA No. 28. CAUSAS PROBABLES DE FALLA
A continuación se darán algunas pautas para indicar las probables causas de la falla de
los transformadores de distribución, aclarando que en ningún caso son excluyentes ni
absolutas. Así mismo, de acuerdo al estado de la parte activa se determinará el trabajo a
realizar en las bobinas y núcleo para que el transformador quede apto para entrar
nuevamente en servicio, lo cual se marcará en el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE
LA REPARACION",.
SOBRECARGA: Una falla por sobrecarga sostenida en un transformador muestra como
evidencia, los aislamientos (papeles) totalmente tostados y quebradizos. Por lo tanto, se
marcará esta opción en el formulario F4 cuando presente estas características.
CORTOCIRCUITO EN AT o BT: Un cortocircuito en el devanado de alta o baja tensión
puede ser un corto entre espiras o un corto entre capas; estos son provocados por
fallas en el aislamiento las que a su vez son originadas por otros factores como:
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- Entrada de agua por sellos deficientes
- Envejecimiento acelerado de los aislamientos por sobrecargas (sobrecalentamiento)
- Envejecimiento natural de los aislamientos por tiempo de servicio.
- Deterioro de aislamientos por mal tratamiento durante la fabricación.
Generalmente un corto de este tipo se evidencia por destrozos severos (quemaduras) al
interior del devanado sin que necesariamente se presente desplazamiento de los
mismos.
Al interior del devanado, también se encontrará el conductor fundido en algunas partes
y su aislamiento calcinado en mayor o menor grado, dependiendo de la duración delcorto (papeles, esmaltes).
En la mayoría de los casos se encuentra compromiso del aceite quedando de color casi
negro por calentamiento y residuos de carbón.
DESCARGA ATMOSFERICA: Una descarga atmosférica generalmente origina fallas de
aislamiento al interior de los devanados, en sus principios, por lo cual es fácil confundir
esta causa con un cortocircuito interno.
Una falla por descarga atmosférica se manifiesta e identifica por una o varias de las
siguientes características:
- Descarga (arcos) a la tapa, interna y/o externamente
- Saltos de las salidas al tanque (arcos), internamente
- Arcos entre devanados y núcleo
- Arcos entre alta y baja tensión
- Señales de flameo en la parte superior de los aisladores de alta tensión.
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PROBLEMAS DE MONTAJE: Como problemas de montaje se pueden mencionar:
- Puesta a tierra deficiente o inexistente
- Carencia de protecciones tales como cortocircuitos y pararrayos. Se debe tener en
cuenta que una eventual falla causada por descarga atmosférica a raíz de la carencia
de pararrayos puede evidenciarse como se indica en el apartado "DESCARGA
ATMOSFERICA".
De todas formas, la carencia o deficiencia de los puntos arriba anotados, deben ser
reportados por el personal encargado de retirar el transformador de servicio.
CONTACTOS O CONEXIONES DEFECTUOSAS: Este tipo de anomalía se manifiesta
por alguna o varias de las siguientes características:
- Terminales del transformador AT y BT con señales de calentamiento o chisporreteo.
- Empaquetaduras calcinadas
- Es posible que el aislador se encuentre roto y haya fuga severa de aceite.
MALA OPERACION: Como mala operación pueden clasificarse casos como:
- Exceso de carga
- Cambiador de TAPS en posición incorrecta
- Eventualmente dentro de este ítem puede clasificarse el corto en la línea de baja
tensión, el cual se manifiesta generalmente por desplzamiento de bobina.
FUGA DE ACEITE: Este tipo de falla origina otras como arcos de las partes
energizadas a tierra o entre ellas por la falta de líquido aislante.
Las fallas originadas por la fuga de aceite son muy evidentes y generalmente van
acompañadas de rotura de aisladores de baja tensión o señales de vandalismo (ejem:
impactos de bala), también roturas de radiadores por caídas antes del montaje.
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MANIPULACION: Como daños por manipulación se pueden anotar:
- Aflojamiento de aisladores y entrada de humedad y/o fuga de aceite. Esto puede
suceder cuando se emplean los aisladores de alta o baja tensión como apoyos para
desplazar el transformador.
- Golpes o caídas en las operaciones de montaje, los cuales se evidencian
generalmente por daños en el tanque o internamente por desplazamiento de partes.
NUCLEO DETERIORADO: un transformador normalmente no falla por deterioro del
núcleo ya que lo usual es que éste se deteriore como consecuencia de alguna de las
fallas aquí enumeradas.
La única posibilidad de "Deterioro" del núcleo capaz de causar una falla, es el desajuste
progresivo del mismo por vibraciones y esto seria consecuencia de un mal ajuste en
fábrica.
Por lo anterior se debe tener especial cuidado cuando se evalúe el estado del núcleo
del transformador.
En esta inspección se evaluará el estado del núcleo para determinar si es reutilizable o
no. En el caso de que el núcleo no sea utilizable por alguna de las razones que se
exponen más adelante, el transformador se "Dará de Baja" marcándolo así en la casilla
correspondiente de la pregunta 29 del formulario F4 del SITRADIS y en el
"FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", donde se declarará como
inservible el núcleo y el transformador para dar de baja. En este momento se dará por
terminada la inspección.
EL NUCLEO SE DECLARARA COMO NO UTILIZABLE CUANDO:
- Presente grados de oxidación que hayan afectado el aislamiento de la lámina
magnética. Se probará con un medidor de continuidad (Ohmetro) de 1.5 voltios D.C.
midiendo entre los puntos oxidados y el borde de la lámina, no debe haber continuidad.
Esta prueba se hará previa limpieza del núcleo.
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Esta situación se presenta generalmente cuando el transformador es destapado o tiene
bujes rotos y se deja a la intemperie (entrada de agua).
El núcleo se declarará inservible cuando presente soldaduras entre láminas (con
perforación de aislamiento) afectando áreas considerables. Esta situación se presenta
raras veces, ocurriendo generalmente en los núcleos enrollados.
Cuando el núcleo presenta arcos o saltos en los bordes sin aislamiento debe tener
especial cuidado en verificar la magnitud del destrozo causado por ellos así:
- Huellas de arcos superficiales sin que se produzca soldadura profunda por fusión dela lámina; en este caso el núcleo deberá probarse antes de proceder a la reparación.
- Cuando presenta huellas de arco con fusión de la lámina, con profundidad igual o
superior a 0.5 mm y áreas
considerables, el núcleo debe ser desechado y el transformador
dado de baja. Esta característica se presenta generalmente cuando hay
desplazamiento de bobina.
También se dará de baja cuando el núcleo esté incompleto. Esta característica se
presenta generalmente, cuando el transformador ha sido mal reparado. Esto puede ser
evidente por inspección visual en algunos casos. Cuando no sea evidente y hayan
dudas se deberá hacer medida de pérdidas y corrientes de excitación.
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", se marcarán las
siguientes opciones en la sección núcleo:
PROBAR: Para todos los transformadores se marcará la casilla. Las pruebas requeridasson: MEDIDA DE PERDIDAS Y CORRIENTE DE EXCITACION.
LIMPIAR: Se marcará en todos los casos. El reparador debe limpiar el núcleo de óxido,
aceite y residuos de carbón para garantizar su perfecto armado.
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REPARAR: Se marcará en todos los casos en que el núcleo así lo requiera Ejem:
eliminar pequeños cortos originados por arcos superficiales, arreglar desajustes por
prensas mal ajustadas etc.
ARMAR: Esta opción se marcará en todos los casos en que el transformador se repare
ya que es el armado o montaje final con las bobinas (parte activa).
INSERVIBLE: Se marcará esta opción cuando el estado del núcleo o la prueba así lo
justifiquen, en este caso se marcará también la casilla "DAR DE BAJA EL
TRANSFORMADOR".
SOBRETENSION: Esta es una causal de falla que puede evidenciarse en la misma
forma que una descarga atmosférica, cuando esta no es de incidencia directa.
HUMEDAD: La humedad como causal de falla puede provenir de entrada de agua por
deterioro de sellos, lo cual puede ser evidente por depósitos de óxido sobre el núcleo o
sus prensas y/o por depósito de agua (gotas) en el fondo del tanque.
VANDALISMO: Como se mencionó en "Fugas de Aceite", lo que se encuentra en forma
más común como señal de vandalismo son impactos de bala en el tanque o rotura de
radiadores por ataque con piedra o bala.
NO SE SABE: Esta casilla se marcará en el formulario F4, en los casos en que sea
imposible determinar con precisión la causa de la falla.
OTROS. CUAL: Esta casilla se marcará en el formulario F4, cuando se determine como
causa de falla alguna que no esté contemplada entre las aquí enumeradas. A
continuación en forma breve, se describirá la causa de la falla.
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PREGUNTA No. 29. RESULTADOS DE LA INSPECCION
INDICACION COMPLEMENTARIA: En esta pregunta se indicará con una equis (X) la
casilla correspondiente a la acción a tomar de acuerdo al estado del transformador, así:
REPARAR POR FALLA, EFECTUAR PRUEBAS, EFECTUAR SOLAMENTE
MANTENIMIENTO, EFECTUAR CAMBIO DE TENSION caso en el cual se
especificarán las nuevas tensiones, dar de baja, otros.
En caso de que se marque la casilla "OTROS", se especificará el tipo de trabajo a
realizar.
Es de anotar que para tomar la determinación de DAR DE BAJA un transformador conesta inspección, debe presentar un grado de deterioro tal que no permita o haga
demasiado costosa la reparación y esto se determina básicamente en esta inspección
por apreciación visual, lo que requiere que el funcionario encargado de esta labor posea
experiencia y/o entrenamiento en esta labor.
NOTA: Para realizar las pruebas al núcleo se requiere desarmar el transformador en su
totalidad y verificar sus parámetros de acuerdo al diseño original. Lo anterior podría
hacerse en el taller del reparador. Esta situación no queda cobijada dentro del alcance
de la inspección visual contemplada en el SITRADIS.
Un transformador con su núcleo defectuoso debe ser DADO DE BAJA. Las pruebas al
núcleo están contempladas en el manual "DEFINICION DEL ALCANCE,
CLASIFICACION Y ESPECIFICACIONES DE REPARACION.
PREGUNTA No. 30. DESCRIPCION DEL TRABAJO ORDENADO
Se escribirá en forma breve, clara y precisa el tipo de trabajo que se debe realizar pararecuperar el transformador para dejarlo en condiciones de entrar nuevamente en
servicio.
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PREGUNTAS No. 31, 32, 33 y 34. INFORMACION TALLER DE REPARACION
En esta casilla se consignarán los datos de identificación del taller de reparación a
donde se envía el transformador para ser reparado tales como Nombre, Ciudad,
Dirección y Teléfono.
PREGUNTA No. 35. FECHA DE ENVIO
Se colocará la fecha en que se envía el transformador al taller de reparación.
PREGUNTA No. 36
En esta casilla se coloca el nombre del funcionario que diligencia el formulario y la fecha
en que lo terminó de diligenciar.
A este formulario se le dará el trámite para ingresar el transformador al "SISTEMA DE
REGISTRO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION. SITRADIS".
En el "FORMULARIO No. 1 - ALCANCE DE LA REPARACION", en la sección llamada
"DEVANADOS" se especificará la reparación, así:
CAMBIAR: De acuerdo a la inspección para diligenciamiento del formulario F4 se
determina si las bobinas se cambian o no. En el caso de transformadores monofásicos
de una sola bobina (AT y BT) compacta se marcará con equis (X), debajo de la columna
marcada Fase U las dos opciones AT y BT ya que para este tipo de bobina se deben
cambiar los devanados de AT y BT.
Se marcará solamente AT o BT en el caso de bobinas que no son compactas(Ejecución en galletas en AT) y que el estado que presente amerite cambiar solamente
uno de los devanados.
Para la otra bobina de AT o BT se marcarán las otras tres opciones LAVAR, SECAR y
MONTAR.
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Para los transformadores trifásicos se tendrán las mismas consideraciones, para cada
fase, que los del transformador monofásico.
El número de fases a cambiar (u, v, w) se determinará en la inspección y se tendrán en
cuenta las siguientes consideraciones:
- Toda bobina (compacta) que haya fallado se cambiará en su totalidad AT y BT.
- Las bobinas que no hayan fallado pero que muestran un alto grado de contaminación
y que se dificulte su limpieza total, deberán ser cambiadas.
- No se cambiará el o los devanados que no hayan sufrido falla y presenten unabuena limpieza.
- Cuando a raíz de la falla, de una bobina, se hayan depositado esquirlas o granalla
metálica (cobre, hierro) en las otras bobinas, estas se cambiaran en su totalidad.
LAVAR: Se indicará esta opción cuando se determine que una o varias fases no se
cambiarán y en la casilla respectiva se marcará con una equis (X) la o las fases a las
que se les deba hacer este procedimiento.
SECAR: En todos los casos se marcará esta opción para la reparación que implique el
cambio de bobinas. Aunque solamente se cambie una bobina, toda la parte activa se
someterá a secado.
MONTAR: Se marcarán todas las casillas si es trifásico o solamente las
correspondientes a la fase U si es monofásico.
SALIDAS: En todos los casos se cambiarán las salidas de AT y BT. Este cambio puedeser total, conductor y aislamiento, o parcial cuando el conductor está en buen estado y
solamente se cambiará el aislamiento.
En todos los casos en que se vaya a reparar el transformador se cambiará el aceite
colocándole nuevo, por lo cual siempre se marcará con equis (X) la casilla "Cambio de
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Aceite" y se indicará en la siguiente la cantidad en litros, dato que está consignado en la
placa del transformador.
PRUEBAS DE RUTINA
En todos los casos en que se tome la decisión de mandar a reparar, se marcará la
casilla "PRUEBAS DE RUTINA", con lo cual quedarán consignadas como requisito para
la reparación. Estas pruebas se ceñirán en todos los casos a las exigidas en la NTC
1954 (Tercera revisión).
PROTOCOLO DE PRUEBA
En todos los casos en que el transformador se mande a reparar se marcará la casilla
"PROTOCOLO DE PRUEBA", lo cual significa que el reparador deberá emitir un
certificado de pruebas que cumpla todos los requisitos de la NTC 1358 (Segunda
revisión).
En el caso de que se requieran aclaraciones adicionales, se colocarán en el espacio
"Observaciones".
Seguidamente se colocará el nombre y firma del funcionario que diligenció el formulario
y la fecha en que se terminó.
El formulario diligenciado en su totalidad se enviará a la dependencia encargada de
contratar la reparación para efectos de la respectiva cotización y orden de trabajo al taller
que se seleccione.
De acuerdo con dicho formulario y el tipo de reparación se puede seleccionar el taller según su clasificación. El taller deberá tener una copia de estos formularios.
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NOTA
UNA VEZ TERMINADA LA INSPECCION, EL TRANSFORMADOR SE ENCUBARA
NUEVAMENTE COLOCANDO TODOS LOS ACCESORIOS Y TORNILLERIA
COMPLETA. ADEMAS SE SELLARA ASEGURANDO QUE NO HAYA ENTRADA DE
AGUA DURANTE EL ALMACENAMIENTO MIENTRAS VA A REPARACION.
EN NINGUN CASO SE DESVALIJARA EL TRANSFORMADOR.
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ANEXO 1
TRANSFORMADORES RECONSTRUIDOS Y REPARADOS, NTC 1954
En este anexo se transcriben las tablas de la tercera revisión de la norma NTC 1954(Tercera Revisión) “Transformadores Reconstruidos y Reparados . Requisitos”.
Para los transformadores que se reparen, que fueron construidos antes de 1996, losvalores de pérdidas quedaron así :
Para transformadores monofásicos:
PotenciaNominal
kva
PoW
PcW
Io% de In
Uz%
5 40 110 3.5 3.1510 69 165 3.3 3.1515 98 225 3.3 3.1525 144 345 2.8 3.15
37.5 190 490 2.8 3.1550 230 620 2.8 3.1575 293 890 2.1 3.15
100 379 1165 2.1 3.15167.5 483 1660 2.1 3.15
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Para transformadores trifásicos:
PotenciaNominalkva
PoW PcW Io% de In Uz%
15 110 385 5.9 3.330 185 620 4.7 3.345 245 860 4.7 3.375 355 1330 4 3.8
112.5 490 1920 3.7 3.8150 600 2500 3.5 4.4225 815 3680 2.9 4.4300 975 4860 2.7 5.0400 1190 6000 2.3 5.0500 1395 7500 2.3 5.5630 1630 9000 2.3 5.5750 1780 11000 2.3 5.5800 1930 11500 2.3 5.51000 2265 14000 2.3 5.51250 2645 16800 1.7 6.6
Para las dos tablas anteriores, los valores máximos de Io, Po y Pc llevan incluidas lastolerancias, los valores de Uz tendrán una tolerancia del ±10% (NTC 380) de la tensión
de corto circuito declarada.
Todos los transformadores construidos a partir de 1996, al repararse parcial ototalmente deben cumplir con lo siguiente :
Po = Po (original) + 14 %Pc(85º) = Pc (original) + 7.5 %Io = Io (original) + 25 %Uz = Uz (original) + 15 %
Donde los valores originales corresponden a los valores registrados en el protocolo si
están de acuerdo con la NTC 818 y NTC 819 con que fueron diseñados. Si no seposeen protocolos, se toman los valores de las NTC 818 y NTC 819.
Los transformadores reconstruidos deben cumplir con los valores establecidos en las
NTC 818 y NTC 819 cuarta revisión.
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ANEXO 2
PERDIDAS ELECTRICAS EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION,
FACTORES K1 Y K2
De acuerdo al artículo 24 de la ley 80 de 1993, las Empresas de Energía del Sector Eléctrico califican como aspecto a evaluar para definir la favorabilidad de unapropuesta, las pérdidas eléctricas que el fabricante garantiza para su producto.
En las especificaciones Unificadas se establece que las pérdidas sin cargas y laspérdidas totales no deben ser superiores a los valores de la norma NTC 818 y 819cuarta revisión y además que si la propuesta es la seleccionada, durante el proceso derecepción de los transformadores se aceptarán las siguientes tolerancias respecto a logarantizado por el fabricante:
Pérdidas totales + 10% del valor declaradoPérdidas con carga + 15% del valor declaradoPérdidas sin carga + 15% del valor declarado
Todo lo anterior se aplicará así:
1. Para la comparación de las propuestas:
El costo capitalizado de las pérdidas garantizadas por el fabricante se adicionará alprecio ofrecido de los transformadores así: ( NTC 2135 )
Ctt = CT + K1 x Po + K2 x Pcu
En donde:
Ctt : Costo final evaluado del transformador CT : Valor cotizado del transformador K1 : Coeficiente de las pérdidas en vacío ( $/KW )K2 : Coeficiente de las pérdidas en carga ( $/KW )
Po : Pérdidas en vacío declaradas en la oferta ( KW )Pcu : Pérdidas en carga declaradas en la oferta ( KW )
Las constantes K1 y K2 son:
Para Empresas Generadoras - Distribuidoras:
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K1 :$ 4.473.998K2 :$ 1.768.019
Para Empresas Distribuidoras:
K1 :$ 3.827.131K2 :$ 1.496.031
Teniendo en cuenta los siguientes datos :
Tasa de inflación aplicada por cada empresa 22%Tasa de retorno anual del capital, en PU 0.12Número de años para la saturación del sistema 5Factor de coincidencia de carga. 0.7 ( para circuitos de distribución )Carga pico del transformador, en PU 0.8Crecimiento de la carga anual, en PU 0.04 ( 4% anual )Constante de punto del sistema 0.15 ( para distribución )Vida útil del transformador 10 añosFactor de carga del sistema 0.6Costo total de inversión $1.300.000 ( Generadoras ) $ 160.000 ( Distribuidoras )Costo de producción de la energía para el primer año $ 31.55 $/KW-h
2. Para la aceptación y penalización de pérdidas:
La penalización solo se aplicará cuando el promedio de las pérdidas reales en vacío oen carga supere los valores declarados. Los transformadores que superen los valoresmáximos de la Norma Colombiana NTC 818 y NTC 819 no serán aceptados.
En el momento de la recepción del lote de los transformadores se aplicarán lassiguientes fórmulas independientemente: _____ En vacío Cf = 2 x K1x ( Pfer - Pfed ) x N _____ En carga Cd = 2 x K2 x ( Pcur - Pcud ) x N
En donde:
Cf Costo por penalización de las pérdidas en vacío en pesosCd Costo por penalización de las pérdidas en carga en pesosPfed Pérdidas declaradas en vacío KWPcud Pérdidas declaradas en carga KW
____
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Pfer Promedio de pérdidas reales en vacío KW ____
Pcur Promedio de pérdidas reales en carga KWN Número de transformadores del lote
K1 y K2 tienen los mismos valores de la fórmula anterior.
Estos valores están en revisión por el Comité de Transformadores del Sector Eléctrico,
una vez terminado el documento, este será enviado para reemplazo .