Diagnóstico y soluciones para fallas de transformadores: causas comunes, métodos de prueba y medidas de reparación

En sistemas de potencia, los transformadores son responsables de la conversión de voltaje y la distribución de energía, y su estado operativo afecta directamente a la confiabilidad del suministro eléctrico. El problema es que, después de una operación prolongada, las fallas del equipo suelen ser inevitables, no porque los estándares de fabricación sean insuficientes, sino porque las condiciones reales de operación son diferentes de las de las condiciones de prueba en fábrica.

Algunas fallas se desarrollan gradualmente. En la etapa inicial, solo pueden aparecer como leves anomalías de parámetros. Si estos cambios no se identifican a tiempo, los problemas pueden empeorar gradualmente y finalmente provocar apagones no programados o incluso la falla completa del transformador.

Durante las inspecciones postventa, Zisheng Eléctrico se ha encontrado que muchas fallas podrían haberse detectado en una fase temprana. Sin embargo, los equipos de mantenimiento en sitio a menudo no logran monitorear efectivamente los cambios de datos o carecen de la experiencia para interpretar correctamente las señales anormales.

Este artículo resume la experiencia acumulada por Zisheng Electric en la fabricación de transformadores y servicios de soporte a proyectos. Basado en numerosos casos de análisis de fallas y proyectos de soporte de operación y mantenimiento en distintos entornos de aplicación, cubrimos tanto transformadores sumergidos en aceite como transformadores de tipo seco, explicando las causas de fallas, los métodos de diagnóstico y las medidas correctivas paso a paso.

I. ¿Dónde ocurren las fallas de los transformadores? Primero comprenda su ubicación y naturaleza

A continuación, se presentan algunos fenómenos anormales comunes observados durante la operación real y las direcciones de inspección correspondientes:

A través de estas condiciones de funcionamiento, el alcance de la investigación de fallas puede reducirse rápidamente.

Por ejemplo, un aumento de la temperatura del aceite no indica necesariamente daño en el devanado. Puede deberse simplemente a una menor disipación de calor debido a la acumulación de polvo en el radiador. De manera similar, un ruido anormal no significa automáticamente una falla del núcleo; se requiere una confirmación adicional mediante un análisis integral basado en datos de inspección y resultados de pruebas.

II. Fallas del devanado: el desequilibrio de resistencia en corriente continua es un indicador importante

Fenómenos y causas

El devanado es uno de los componentes con mayor tasa de fallas en un transformador. Las fallas comunes incluyen cortocircuitos entre espiras, cortocircuitos entre capas y deformación del devanado.

Cuando se produce un cortocircuito entre espiras o entre capas, se genera una gran corriente circulante en la sección en cortocircuito, lo que provoca un rápido aumento de la temperatura del devanado. Temperatura de aceite anormalmente alta, aumento de corriente en el lado de alimentación y resistencia de corriente continua desbalanceada entre fases son síntomas típicos. En casos severos, también pueden escucharse ruidos anormales desde el tanque de aceite.

¿Qué causa estos problemas? Principalmente los siguientes factores:

Envejecimiento del aislamiento o absorción de humedad — la resistencia del aislamiento disminuye y ya no puede soportar el voltaje de operación normal.

Defectos de fabricación — el aislamiento entre espiras puede presentar daños que no se detectaron durante las pruebas de fábrica.

Impacto de la corriente de cortocircuito — los cortocircuitos en el borne de salida del sistema o en zonas cercanas generan fuerzas electromagnéticas que pueden deformar el devanado.

La deformación del devanado es un problema relativamente oculto. Después de que un transformador experimente una falla de cortocircuito, el devanado puede sufrir una deformación irreversible. El transformador puede seguir funcionando en ese momento, pero el aislamiento ya está dañado, lo que hace mucho más probables fallas futuras por cortocircuito. El período latente de este proceso puede ser muy largo, pero una vez que se convierte en una falla, las consecuencias pueden ser graves.

Cómo diagnosticar

El diagnóstico de las fallas del devanado se basa principalmente en los siguientes métodos:

Prueba de resistencia en corriente continua.
Mida la resistencia de corriente continua de cada devanado de fase. Si la la tasa de desbalance trifásico supera 2%, generalmente indica posibles cortocircuitos entre espiras o mal contacto. Esto es uno de los elementos esenciales en cada prueba preventiva que realizamos.

Prueba de relación de transformación.
Si la desviación de la relación de voltaje en diferentes posiciones de toma supera el rango permitido, indica que pueden existir cortocircuitos entre espiras en el devanado.

Prueba de impedancia de cortocircuito.
Las variaciones en la impedancia de cortocircuito pueden reflejar si el devanado ha sufrido deformación. Esta es una prueba de verificación necesaria después de que el transformador sufra el impacto de un cortocircuito.

Análisis de gases disueltos (DGA).
El sobrecalentamiento o la descarga parcial en el devanado generan gases específicos. Mediante el análisis del tipo y la concentración de los gases disueltos en el aceite, se puede determinar el tipo y la gravedad de la falla.

Cómo manejarlo

Para cortocircuitos entre espiras menores, filtración y secado del aceite pueden intentarse primero.

Para fallas graves del devanado, el transformador debe ser retirado de servicio para mantenimiento, con la parte activa retirada, seguido del reemplazo de los devanados dañados o del rebobinado.

Para una deformación severa del devanado, las únicas opciones son rebobinar el devanado o reemplazar todo el transformador.

Puntos de prevención:

• Evitar la operación prolongada con sobrecarga
• Después de que ocurra una falla de cortocircuito en el sistema, realizar a tiempo la prueba de deformación del devanado
• Realizar pruebas preventivas periódicas y vigilar los cambios en la tendencia del estado de aislamiento del devanado

Recordatorio clave:
La prueba de resistencia de corriente continua no debe realizarse solo una vez durante la puesta en marcha y luego ignorarse. Debe establecerse una base de datos histórica, y cada resultado de prueba debe compararse con datos anteriores. Los cambios de tendencia suelen ser más significativos que los valores absolutos.

III. Fallas del núcleo: Un punto de puesta a tierra es normal, los múltiples puntos de puesta a tierra son un problema

Fenómenos y causas

El núcleo del transformador es el circuito magnético del transformador. Las fallas principales son múltiples puntos de puesta a tierra y sobrecalentamiento localizado.

Durante el funcionamiento normal, el núcleo del transformador solo puede tener un punto de puesta a tierra confiable. , una vez que aparecen dos o más puntos de puesta a tierra, se forma un circuito cerrado. Bajo el campo magnético alterno, se inducen corrientes circulantes, lo que causa sobrecalentamiento local del núcleo.

La puesta a tierra múltiple leve puede aumentar la temperatura solo por varios grados, mientras que en casos graves puede llegar a quemar el núcleo.

El daño de aislamiento entre las láminas de acero al silicio también es un problema común. El daño mecánico externo o el envejecimiento a largo plazo pueden causar este fallo. Cuando se producen cortocircuitos locales entre las láminas de acero al silicio, aumentan las pérdidas por corrientes de Foucault y la temperatura local se eleva rápidamente.

Cómo diagnosticar

Medición de la corriente de puesta a tierra.
Instale un amperímetro en serie con la línea de puesta a tierra del núcleo. Un aumento significativo de la corriente indica posibles múltiples puntos de puesta a tierra.

En condiciones normales de operación, la corriente de puesta a tierra del núcleo suele estar en el nivel de miliamperio. Si alcanza el nivel de amperio, el problema puede confirmarse básicamente.

Análisis de gases disueltos (DGA).
Los gases característicos generados por el sobrecalentamiento del núcleo pueden analizarse mediante DGA para determinar si existe sobrecalentamiento y su gravedad.

Prueba de descargas parciales.
Las fallas de puesta a tierra múltiple del núcleo suelen ir acompañadas de descargas parciales, lo que puede emplearse como método de confirmación auxiliar.

Cómo manejarlo I

Para la puesta a tierra de múltiples puntos del núcleo, un la resistencia limitadora de corriente puede conectarse inicialmente en serie con el circuito de puesta a tierra para limitar temporalmente la corriente de puesta a tierra.

En última instancia, el transformador debe ser retirado del servicio para mantenimiento y la parte activa retirada para inspeccionar el estado de puesta a tierra del núcleo y eliminar los puntos de puesta a tierra innecesarios.

Si se produce daño de aislamiento entre láminas de acero al silicio, también debe retirarse la parte activa para reparar el aislamiento o sustituir las láminas de acero al silicio dañadas.

IV. Fallas de aislamiento: la temperatura y la humedad son los dos mayores enemigos

Fenómenos y causas

El sistema de aislamiento es la base de una operación confiable a largo plazo del transformador. Los fallos principales son el envejecimiento del aislamiento y absorción de humedad del aislamiento.

Envejecimiento del aislamiento — este es un proceso físico inevitable. Bajo los efectos combinados del estrés eléctrico, el calor, las fuerzas mecánicas y los factores ambientales, el rendimiento del aislamiento se deteriora gradualmente de manera irreversible.

La tasa de envejecimiento está directamente relacionada con la temperatura de operación.

Existe una regla práctica de ingeniería: después de que la temperatura de operación supera el límite de diseño, cada aumento de 6–8°C reduce aproximadamente a la mitad la vida útil del material aislante. Esta relación se describe en secciones pertinentes de la IEC 60076-14 y conviene enfatizarla repetidamente durante la operación y el mantenimiento reales.

La absorción de humedad del aislamiento — esta es una de las causas más comunes del deterioro repentino del rendimiento del aislamiento.

La humedad normalmente entra por tres vías:

• El envejecimiento o daño de los componentes de estanqueidad permite que la humedad penetre por las rendijas
• Un bajo nivel de aceite aumenta el área de contacto entre el aceite aislante y el aire, lo que permite que la humedad entre gradualmente
• El fallo del respirador impide la eliminación eficaz de la humedad del aire de entrada

Cómo diagnosticar

Prueba de resistencia de aislamiento.
Utilice un megóhmetro para medir la resistencia de aislamiento entre los devanados y tierra, así como entre devanados. Un valor de resistencia significativamente reducido indica posible absorción de humedad del aislamiento o envejecimiento.

Durante la medición, debe prestarse atención a las diferencias de temperatura. Los valores de resistencia a diferentes temperaturas no se pueden comparar directamente y deben corregirse a la misma temperatura de referencia antes de la comparación.

Prueba del factor de disipación (tanδ).
Un aumento de tanδ indica un descenso en el rendimiento del aislamiento. Este parámetro es muy sensible tanto a la absorción de humedad como al envejecimiento del aislamiento.

Análisis de humedad del aceite.
Se evalúa el contenido de humedad del aceite aislante. Para equipos de alta tensión, generalmente se requiere mantenerlo por debajo de 15–25ppm (los límites específicos dependen del nivel de tensión). Una humedad excesiva indica que el sistema de aislamiento se ha humedecido.

Prueba de calidad del aceite.
Incluye pruebas de tensión de ruptura, medición del valor ácido y medición de tensión interfacial para evaluar de manera integral el estado del aceite aislante.

Cómo manejarlo

En el aislamiento afectado por humedad, realizar tratamiento de secado al vacío para eliminar la humedad de los materiales aislantes.

Al mismo tiempo, realizar filtración de aceite al vacío a presión para eliminar agua y gases del aceite.

En caso de envejecimiento severo del aislamiento, sustitución de aceite o tratamiento de regeneración del aceite es necesario.

En casos extremos, también deben reemplazarse los materiales de aislamiento envejecidos.

Medidas de prevención clave:

• Realice regularmente pruebas de rendimiento del aislamiento y establezca registros de tendencia.
• Mantenga correctamente el sistema de sellado para evitar la entrada de humedad.
• Asegúrese de que el respiradero funcione correctamente y reemplace el desecante con regularidad.

V. Fallas del cambiador de tomas: el mal contacto es la causa principal

Fenómenos y causas

El cambiador de tomas es uno de los componentes del transformador con una tasa de fallo relativamente alta.

Problemas comunes de cambiadores de tomas desenergizados (DETC) incluyen mal contacto y erosión de contacto. Los cambiadores de tomas en carga (OLTC) pueden experimentar además fallos del mecanismo de conmutación.

Cuando la resistencia de contacto aumenta debido a un mal contacto, se produce un calentamiento local severo. Con el tiempo, los contactos pueden quemarse o incluso soldarse entre sí.

Los síntomas incluyen:

• Aumento de la temperatura del aceite
• Tensión de salida anormal
• Aumento de la tasa de desequilibrio de resistencia en CC

Las causas principales incluyen:

• Presión insuficiente del resorte de contacto que provoca mal contacto
• Oxidación o contaminación en las superficies de contacto que aumentan la resistencia de contacto
• Conmutación frecuente que provoca desgaste del contacto
• Fallo mecánico del mecanismo de conmutación que provoca una operación incompleta

Cómo diagnosticar

Prueba de resistencia en corriente continua.
Mida la resistencia en CC en cada posición de toma. Si el la resistencia en una posición específica es significativamente mayor, indica mal contacto en esa posición de toma.

Medición de temperatura infrarroja.
Utilice una cámara de imagen térmica infrarroja para inspeccionar la distribución de temperatura alrededor del cambiador de tomas durante la operación e identificar puntos calientes locales.

Prueba de conmutación.
Opere el cambiador de tomas paso a paso para verificar si la conmutación es suave y si cada posición se alcanza correctamente.

Cómo manejarlo

Para un mal contacto, primero apague el transformador y opere el cambiador de tomas de ida y vuelta varias veces. El movimiento mecánico puede eliminar capas de óxido de la superficie de contacto.

Si el problema persiste, debe retirarse la parte activa para inspeccionar los contactos, pulir las áreas quemadas o reemplazar directamente los componentes dañados.

Medidas de prevención:

• Nunca opere un cambiador de tomas desenergizado mientras el transformador está energizado — esta es la regla más básica y la más frecuentemente olvidada.
• Inspeccione regularmente el mecanismo de operación y el estado de los contactos.

VI. Deterioro de la calidad del aceite y fuga de aceite: Los problemas menores pueden convertirse en fallos graves

Fenómenos y causas

Los transformadores impregnados en aceite se basan en el aceite aislante para realizar dos funciones al mismo tiempo: aislamiento y disipación de calor.

Cuando la calidad del aceite se deteriora, ambas funciones se ven afectadas.

Los signos de deterioro del aceite incluyen:

• Oscurecimiento del color del aceite
• Aumento del valor de acidez
• Aumento del factor de disipación
• Reducción de la tensión de ruptura

La causa es la oxidación del aceite aislante durante la operación a largo plazo. La temperatura alta acelera la oxidación, mientras que la humedad y las impurezas actúan como catalizadores, creando un ciclo continuo de deterioro.

La fuga de aceite es más común y puede parecer un problema menor, pero puede causar problemas graves.

La fuga de aceite no solo reduce la cantidad de aceite. Lo más importante, la humedad y los contaminantes pueden entrar junto con la trayectoria de fuga, acelerando el deterioro del aceite.

Hemos visto muchos casos en los que se ignoró una leve fuga de aceite. Uno o dos años después, los resultados de las pruebas de aceite superaron los límites aceptables en varios indicadores, requiriendo un mantenimiento importante.

Cómo diagnosticar

Prueba de calidad del aceite.
Recoja muestras de aceite con regularidad y realice pruebas:

• Voltaje de ruptura
• Contenido de humedad
• Valor ácido
• Factor de disipación
• Punto de inflamación
• Análisis de gases disueltos (DGA)

En condiciones normales, las pruebas deben realizarse cada uno o dos años. Para equipos muy cargados o entornos severos, el intervalo debe reducirse a seis meses.

Inspección del nivel de aceite.
La reducción continua del nivel de aceite indica fuga. No se debe suponer simplemente que se debe a la evaporación por calor; primero identifique los posibles puntos de fuga.

Inspección visual.
Inspeccione el tanque de aceite, las costuras soldadas, las válvulas y las juntas de sellado para detectar señales de fugas de aceite.

Cómo manejarlo

Para el aceite deteriorado, realizar tratamiento de filtración y regeneración para eliminar humedad, impurezas y productos de degradación.

Para aceite gravemente deteriorado, reemplace el aceite directamente.

El tratamiento de fugas depende de la ubicación de la fuga:

• Reemplazar las juntas de sellado con fugas
• Reparar las costuras soldadas con fugas
• Reparar o reemplazar las válvulas con fugas

Prevención:

• No debe descuidarse el ensayo regular de calidad del aceite
• Mantener el nivel de aceite adecuado y evitar niveles excesivamente bajos
• Asegurar que el respiradero funcione correctamente

VII. Fallas del sistema de refrigeración: cuando la disipación de calor se detiene, el aumento de temperatura se vuelve incontrolable

Fenómenos y causas

El sistema de refrigeración se encarga de disipar el calor generado durante la operación del transformador. Cuando se produce una avería del sistema de refrigeración, el aumento de temperatura del transformador supera el límite permitido, acelerando el envejecimiento del aislamiento.

Las fallas comunes incluyen: obstrucción del radiador (acumulación de polvo en la superficie o bloqueo interno), fallo de la bomba de aceite (circulación de aceite restringida), fallo del ventilador (incapacidad de girar o velocidad insuficiente), y fuga en la tubería del enfriador.

En entornos con polvo como Oriente Medio, la acumulación de polvo en las superficies del radiador ocurre especialmente rápido. Con condiciones de viento normales, el impacto puede ser limitado, pero después de una tormenta de arena, la arena fina puede llenar por completo los huecos entre las aletas del radiador.

Zisheng Electric encontró una situación similar en un proyecto en Arabia Saudita: la superficie del radiador quedó cubierta por una capa de polvo y arena. La temperatura del aceite superior era casi 8°C más alta antes de limpiar. Después de la limpieza, la temperatura volvió a los niveles normales.

Cómo diagnosticar

Monitoreo de la temperatura del aceite.
Bajo las mismas condiciones de carga y temperatura ambiente, si el la temperatura del aceite superior es significativamente más alta que lo normal, indica que el sistema de refrigeración puede tener un problema.

Inspección del equipo de refrigeración.
Compruebe si las bombas de aceite y los ventiladores funcionan normalmente: escuche ruidos anormales y verifique la corriente de funcionamiento.

Inspección del radiador.
Compruebe si la superficie del radiador tiene una acumulación excesiva de polvo o obstrucción causada por materiales extraños.

Cómo manejarlo

Si el radiador está obstruido, realice tratamiento de limpieza o soplado con aire.

Si la bomba de aceite o el ventilador falla, repare o reemplace los componentes defectuosos.

Si el enfriador presenta fugas, localice el punto de fuga y repárelo.

Prevención:

• Limpie los radiadores con regularidad — en entornos polvorientos, la limpieza debe realizarse al menos una vez por trimestre
• Inspeccione periódicamente el estado de funcionamiento de las bombas de aceite y los ventiladores
• Realice una inspección y mantenimiento integrales antes de que comience la temporada de alta temperatura

VIII. Comparación rápida de diferentes fallas del transformador

IX. Pruebas preventivas: no espere hasta que aparezcan problemas

Pruebas que se pueden realizar con el equipo energizado (No se requiere apagar la energía)

1. Análisis de gases disueltos (DGA)

Actualmente, este es uno de los métodos de diagnóstico de fallas de transformadores más utilizados.

Cuando se producen fallas térmicas o eléctricas dentro de un transformador, el aceite aislante y los materiales de aislamiento sólido se descomponen y generan gases específicos. Mediante el análisis del tipo y concentración de estos gases se puede determinar el tipo y la severidad de la falla.

Se pueden utilizar métodos como el método de las tres razones pueden utilizarse para el diagnóstico preliminar. El punto clave es establecer una tendencia de cambios del contenido de gas—un único resultado de prueba tiene un valor de referencia limitado, mientras que los datos continuos recopilados en múltiples pruebas pueden mostrar si el problema está empeorando o permanece estable.

Nuestro enfoque en proyectos reales es el siguiente: normalmente se realiza una prueba DGA dos veces al año. Para transformadores fuertemente cargados o subestaciones importantes, la frecuencia de prueba puede incrementarse a una vez cada trimestre. Los datos acumulados se convierten en el “registro de salud” del transformador.

2. Medición de la corriente de puesta a tierra del núcleo

Se utiliza para supervisar la puesta a tierra de múltiples puntos del núcleo del transformador.

Bajo condiciones normales, la corriente de puesta a tierra está en el nivel de miliamperios. Un aumento repentino debe tratarse como una señal de advertencia.

3. Detección de descargas parciales

Los métodos de ultra alta frecuencia (UHF), ultrasonido y alta frecuencia pueden emplearse para detección en línea.

Estos métodos son altamente sensibles a los defectos de aislamiento internos.

4. Inspección con imágenes térmicas infrarrojas

Sin apagado o contacto físico, la imagen térmica infrarroja puede escanear la distribución de temperatura de:

• Aisladores
• Conexiones de terminales
• Depósito del transformador
• Cambiadores de toma

Los puntos de sobrecalentamiento locales pueden identificarse de inmediato.

Durante las inspecciones en sitio, la imagen térmica infrarroja es uno de los métodos de cribado rápido más utilizados.

Pruebas que requieren apagado de energía

Pruebas relacionadas con el bobinado

• Pruebas de resistencia de aislamiento, relación de absorción dieléctrica e índice de polarización
  (entre el bobinado y tierra, y entre bobinados)
• Prueba del factor de disipación tanδ
  (para bobinados junto con los bushings)
• Prueba de relación de tensión (prueba de relación del transformador)
  — Es necesario ensayar todas las posiciones de toma; medir solo una o dos posiciones no es suficiente
• Prueba de resistencia en corriente continua
  — Todas las posiciones de toma deben ser ensayadas para evaluar el estado del bobinado y el estado del cambiador de tomas
• Análisis de respuesta en frecuencia barrida (SFRA) de deformación del bobinado
  — Especialmente importante después de que el transformador sufre un impacto de cortocircuito

Núcleo y estructura de sujeción

• Prueba de resistencia de aislamiento del núcleo/alambre de sujeción a tierra
  — Realizada durante la parada para determinar si existen múltiples puntos de puesta a tierra

Pruebas de calidad del aceite

Las pruebas incluyen:

• Tensión de ruptura del aceite
• Contenido de humedad en el aceite
• Valor ácido
• Factor de disipación dieléctrica del aceite
• Tensión interfacial
• Punto de inflamación

Las muestras de DGA pueden recogerse durante la operación en servicio o junto con las pruebas de mantenimiento durante la parada.

Pruebas de bujes

• Prueba de resistencia de aislamiento del bushing
• Medición de pérdidas dieléctricas y capacitancia del bushing

Cambió de tomas bajo carga (OLTC), si está equipado

• Prueba de secuencia de operación
• Prueba de tiempo de conmutación
• Inspección del estado de contacto

Otras pruebas

• Prueba de tensión soportada en CA
  — Se realiza después del mantenimiento mayor o durante la puesta en marcha inicial; generalmente no se incluye en las pruebas preventivas de rutina
• Inspección de sellado y visual
• Inspección de respiradero y de componentes de sellado

X. Preguntas frecuentes

P1: ¿El ruido anormal del transformador siempre indica una falla?

No necesariamente.

Los cambios sonoros menores pueden deberse a variaciones de carga. Sin embargo, un aumento continuo del zumbido o de los sonidos de descarga requiere una inspección adicional.

P2: ¿Con qué frecuencia deberían inspeccionarse los transformadores?

Para los transformadores de operación normal, los intervalos de inspección deben determinarse de acuerdo con el entorno operativo y la importancia del equipo.

Para transformadores de alta carga o equipos que operan en entornos severos, los intervalos de inspección deben acortarse en consecuencia.

P3: ¿Cuáles son las diferencias entre las fallas de los transformadores sumergidos en aceite y los transformadores de tipo seco?

Para transformadores sumergidos en aceite, la atención se centra principalmente en:

• Condición del aceite aislante
• Fugas de aceite
• Temperatura del aceite

Para transformadores de tipo seco, la atención se centra principalmente en:

• Incremento de temperatura del bobinado
• Envejecimiento del aislamiento
• Humedad ambiental

Conclusión

La mayoría de las fallas de transformadores realmente muestran señales de advertencia en una etapa temprana, como:

• Aumento anormal de la temperatura del aceite
• Cambios en el contenido de gas
• Desequilibrio de resistencia de corriente continua

Si estas señales se identifican y abordan a tiempo, en general se puede evitar la escalada de la falla.

Sin embargo, el reto es que el personal de mantenimiento en sitio puede no disponer siempre de tiempo y recursos técnicos suficientes para realizar un análisis sistemático de datos. Por lo tanto, contar con un método de diagnóstico y un proceso de resolución de problemas claros es extremadamente importante.

Para los usuarios de transformadores, tres recomendaciones son particularmente importantes:

1. Establecer un sistema de pruebas preventivas estandarizado

No se deben omitir las inspecciones y pruebas requeridas.

2. Dotar de las herramientas de diagnóstico necesarias

Deben estar disponibles herramientas básicas como cámaras infrarrojas, equipos de ensayo de DGA y probadores de resistencia en corriente continua (CC).

3. Acumular datos operativos y realizar análisis de tendencias

Un único resultado de prueba es solo un punto aislado; las tendencias continuas proporcionan el auténtico sistema de alarma temprana.

Zisheng Eléctrico se especializa en la investigación, el desarrollo y la fabricación de equipos de potencia. Su cartera de productos incluye subestaciones prefabricadas, transformadores sumergidos en aceite，transformadores de tipo seco, transformadores de aleación amorfa y equipos de maniobra relacionados.

Además de fabricar según las normas nacionales chinas, Zisheng Electric también puede proporcionar productos personalizados basados en estándares internacionales como IEC 60076 y GOST, atendiendo a mercados que incluyen Medio Oriente, Sudamérica, África y Rusia.

Ofrecemos más que equipos, incluyendo:

• Recomendaciones de operación y mantenimiento y soporte de diagnóstico de fallas
• Consulta de planes de pruebas preventivas
• Soluciones de respuesta de emergencia para condiciones de operación anormales

Comprender los métodos de diagnóstico y las medidas preventivas con anticipación es mucho más efectivo que esperar a que ocurra una falla y luego averiguar cómo repararla.

Para preguntas relacionadas con la operación y mantenimiento de transformadores, el diagnóstico de fallas o la selección de equipos, envíe los parámetros de su proyecto a través de los canales oficiales de Zisheng Electric para recibir soporte técnico.

También puede dejar en la sección de comentarios síntomas específicos de fallas (como temperatura del aceite, datos de análisis de gases, condiciones de carga, etc.), y nuestros ingenieros proporcionarán sugerencias de diagnóstico y responderán en consecuencia.

Acerca de ZISHENG ELECTRICAL

Zisheng somos un fabricante profesional con más de 19 años de experiencia en la producción de Transformadores Sumergidos en Aceite, Subestación Compacta, Transformadores Montados en Base, Transformadores Montados en Poste y Transformadores de Tipo Seco. Poseemos los certificados de ISO/CE/IEC 60076 y TUV Rheinland.
Los transformadores pasan por rigurosas pruebas FAT y de tipo, y apoyan la personalización de voltaje/capacidad. Bienvenido a consultar por Catálogo y Producto. puede contactarnos por correo electrónico [email protected].