Sc-m-019_Rev1 REPARACIÓN TRANSFORMADORES.pdf

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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





CORPORACION CENTRO DE INVESTIGACION Y DESARROLLO TECNOLOGICO

CRITERIOS PARA DAR DE BAJA UN TRANSFORMADOR DOCUMENTO SC-M-019 REV. 1

2

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





3

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







5

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.





6

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.





7

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.





8

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.





9

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





10

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)





11

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





12

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).





13

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".





14

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 %)





15

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.





16

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.





17

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.





18

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.





19

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).





20

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).





21

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.





22

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:





23

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.





24

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.





25

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:





26

- 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.





27

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.





28

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.





29

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.





30

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.





31

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.





32

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.





33

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





34

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.





35

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.





36

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





37

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

____





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 .

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