jueves, 2 de abril de 2015

Técnica todo-fibra sensora para la detección de hidrógeno disuelto en el aceite de transformador de potencia

Jun JIANG, Student Member, IEEE (Member number: 9215xxx)
State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources, North
China Electric Power University (NCEPU), Beijing, 102206, P.R.China
Artículo de referencia: F. Zhou, SJ Qiu, W. Luo, F. Xu, y YQ Lu, "Un todo-fibra óptica de reflexión Sensor de hidrógeno, basado en una fibra de cristal fotónico en línea Interferómetro, "Sensores Diario, IEEE, vol. 14, pp 1133 -. 1136 (disponible en IEEE Xplore, 2014)

El gas hidrógeno es responsable de filtrarse por la razón de su pequeño tamaño molecular, y también es un gas inflamable.
Así fugas en grandes instalaciones relacionadas con la producción, el transporte y el almacenamiento podría conducir a un grave accidente. Debido a la gran importancia de la medición de hidrógeno con una concentración baja, diversos tipos de sensores de hidrógeno se han investigado en décadas. En comparación con los sensores eléctricos, los sensores de fibra óptica son eléctricamente aislados, dicho que no tienen contacto eléctrico. Y no generan chispas ni dependen de intercambio de calor y no tienen riesgo de ignición de gas. Sin embargo, algunos de ellos tienen un sistema de detección totalmente de fibra óptica, sino una baja sensibilidad, mientras que otros poseen una alta sensibilidad, pero la introducción de componentes de mayor óptica que pueden introducir inestabilidad en el sistema óptico. Considerando que, de alta sensibilidad basada en toda la fibra de detección es
posible. Un sensor de hidrógeno ultra-compacto totalmente de fibra óptica de reflexión basado en un catalizador de paladio (Pd) depositado, fibra de cristal fotónico (PCF) interferómetro en línea (PCF-IF) se demuestra por F. Zhou. El PCF-IF consiste en un trozo de 125um gran modo de zona (LMA) PCF empalmado con el mismo tamaño monomodo de fibra estándar. En las regiones de corte y empalme, los huecos de la PCF se plegan por completo, permitiendo de este modo el acoplamiento y
recombinación de modos de núcleo y del revestimiento PCF. Entonces Pd se deposita en un extremo y la cara exterior de el PCF y constituyen un interferómetro en línea. Cuando PCF-IF está expuesto a hidrógeno, las propiedades opticas  de la capa de Pd y el espectro de interferencia del modo fundamental y el modo de revestimiento que transmiten en el cambio PCF. La interacción es detectable con una sencilla configuración de medición de transmisión.
Además, el procedimiento de fabricación es simple y no necesita tratamiento complementario como el grabado o cónica. El desarrollo de otros sensores de gas también es factible cuando la PCF se deposita con adecuados materiales permeables al gas.
Mientras tanto, el hidrógeno también se produce en la mayoría de los fallos térmicos y eléctricos del aceite dentro de transformadores de potencia, por lo que es significativo para detectar el proceso de degradación de los transformadores por monitoreo de hidrógeno disuelto. Los transformadores de potencia, como los convertidores de voltaje, son los componentes clave en el redes de potencia, por lo que debe garantizarse su gran fiabilidad. Si bien el envejecimiento y degradación de aislamiento
papel y aceite pueden dar lugar a un mal funcionamiento de los transformadores en baño de aceite. Así varios métodos de monitoreo y dispositivos se han llevado a cabo para evitar posibles defectos, y uno de los análisis más disponibles de gases son las tecnologias de gas disuelto (DGA). Desde método DGA convencional, es mucho tiempo, operación complicada y propensa a ajuste artificial. Estas limitaciones han motivado catalítica, térmica, electroquímica, mecánicas, acústicas y sensores ópticos de hidrógeno. Debido a obvias ventajas en la inmunidad a las interferencias electromagnéticas, sensores ópticos de hidrógeno han demostrado ser un buen candidato para ser colocados en el transformador de potencia.
Así nos hemos centrado en la investigación de la concentración de hidrógeno disuelto en el monitoreo de aceite de transformador basado en el principio de rejillas de Bragg de fibra (FBG). Del mismo modo, para formar una uniformidad para la capa en la fibra, también se adopta la tecnología de pulverización catódica con magnetrón. Al mismo tiempo, el hecho de que el paladio puede absorber con eficacia de hidrógeno para formar reversiblemente híbridos se toma en consideración y es
de hecho una buena elección para su alta selectividad a hidrógeno. Además, el titanio (Ti) capa de metal (20 nm) es bombardeada como capas de adhesión para evitar que el recubrimiento de paladio se desprenda. Sin lugar a dudas, hay una diferencia de grado determinado en la detección entre el hidrógeno disuelto en aceite y gases mezclados. Para un sensor de hidrógeno adecuado para el monitoreo en línea de transformadores de potencia, los siguientes requisitos deben ser
encontrados: un limite de detección (LOD) por debajo de 100 microL / L y el rango dinámico de al menos 2.000 microL / L; sobrevivir en un rango de temperatura del aceite de 50 ℃ a 120 ℃; no traer contaminación al transformador de aceite y daños eléctricos a la estructura; calibración estable en el período de un año o más. En conjunto, se trata de una cuestión muy difícil de cumplir los requisitos y solucionar todos los problemas.

Sin embargo, este trabajo que combina el nuevo material con tecnología única para lograr un novedoso totalmente de fibra óptica sensor de hidrógeno con alta sensibilidad, trae nuestra investigación un montón de inspiración:

(1) Una solución potencial para lograr una alta sensibilidad de hidrógeno disuelto en el aceite de transformador de potencia. En nuestra investigación anterior, la tecnología FBG es adoptado y la sensibilidad del sensor con capa de poliamida es 60.73 pm / 1% de H2 en el experimento mezcla de gas. Si bien, este sensor basado en PCF-IF muestra una sensibilidad acerca de 250pm / 1% de H2, que es 4 veces el método de FBG. Según nuestra experiencia, la sensibilidad de este método puede lograr una alta sensibilidad por debajo de 10 microL /L de hidrógeno disuelto Además, si se aplica una gruesa película de Pd, la sensibilidad sería mayor. Por lo tanto, ofrece una solución potencial para aumentar la sensibilidad de hidrógeno disuelto en aceite de transformador de potencia.

(2) Otra visión para medir la longitud de onda de desplazamiento por la fibra de cristal fotónico interferómetro en línea (PCF-IF). En este trabajo, la película Pd farfulló en la cara frontal de los actos PCF como un espejo de metal. Una vez que la sonda de detección se expone al hidrógeno, la película Pd tanto dentro como fuera de la PCF absorbe hidrógeno, causando así su volumen para aumentar y la densidad de volumen de electrones libres a disminuir, y tanto la verdadera
parte y parte imaginaria de la permitividad compleja eléctrica de la película de Pd se reducen. Por lo tanto, la concentración de hidrógeno puede calcularse a partir de los cambios de longitud de onda de interferencia de la unidad de detección.
En este método, la capa de sólo 50 nm de espesor de la película de Pd se depositó sobre una cara de extremo, que es más delgado que la pulverización sobre la superficie total y salva el metal noble.

(3) Más detalles necesarios que deben tenerse en cuenta para la aplicación de transformador de potencia. En el artículo, el sensor se mide en la mezcla de gas a la temperatura ambiente, que es bastante diferente de la condición dentro del aceite del transformador de potencia. De la opinión de los autores, la humedad y la temperatura pueden dañar la repetibilidad del dispositivo, ya que toma mucho tiempo para volver a hacer la medición. En particular, la la humedad en el tubo, que viene de el agua en el aceite, posiblemente tiene una gran influencia en la película Pd.
Prácticamente, la calibración de temperatura, repetibilidad y la sensibilidad del sensor se probará tanto en gases mixtos y aceite del transformador. Por otra parte, la instalación con un embalaje especial y prueba de fiabilidad a largo plazo en transformador de potencia real debería ser también en el horario.
Con el objetivo de supervisar hidrógeno disuelto y diagnóstico de fallas en transformadores de potencia basada en nuevos métodos ópticos en lugar de DGA convencional, diferentes estructuras ópticas, espesor de las capas de Pd y relación de composición de aleación de Pd se modela y se investigó para lograr un optimizado y de alta sensibilidad sensor de hidrógeno óptico. De hecho, nuestros planes futuros seguirán centrándose en la combinación novedosa de tecnología de detección óptica con el monitorio de condición tradicional y diagnóstico en el aparato de poder.

Contenido de Agua



La prueba de contenido de humedad nos determina la cantidad de mg/kg de agua existente en el aceite, el método más utilizado para la realización de esta prueba es el Karl Fischer. El agua es uno de los enemigos principales del aceite por lo que es necesario mantener un nivel bajo de contenido de humedad en el mismo a fin de conservar bajas las características de perdida dieléctrica y minimizar la corrosión interna en el equipo. Un alto contenido de humedad puede conducir a una descarga eléctrica en el transformador, provocada por el deterioro de su sistema de aislamiento, principalmente por la descomposición de las fibras del papel aislante que es causada por la gran afinidad de este elemento con el agua.


Es de gran importancia también contar con la incertidumbre de medida en estas pruebas, ya que dicha incertidumbre contrastada contra los limites operacionales del fluido nos pueden dar mas información acerca del cumplimiento o incumplimiento del mismo.


En apoyo a nuestros lectores en caso de requerir estos servicios o bien laboratorios, hemos puesto a su disposición una hoja de calculo en excel así como una guía muy básica para entender mas y estimar la incertidumbre de medida para el mensurando aquí mencionado.


Les recordamos que nos ayuda mucho y nos motiva el escuchar sus comentarios a través de este blog.

Así mismo si desean colaborar con nosotros estaremos felices de que nos apoyen.


GUÍA BÁSICA PARA ESTIMAR INCERTIDUMBRE CA

GUÍA PARA ESTIMAR INCERTIDUMBRE CENAM

HOJA DE CALCULO

miércoles, 1 de abril de 2015

Los Laboratorios

Los laboratorios son parte importante cuando de mantenimiento preventivo y predictivo se trata, esto debido a que los transformadores contienen en su interior un liquido vital para su funcionamiento, el aceite aislante, dicho material no solo funciona como aislante sino también como refrigerante.
En publicaciones anteriores mencionamos algunas pruebas de laboratorio las cuales nos dan información sobre la calidad o estado del fluido aislante.

Para que podamos auxiliarnos de algún laboratorio para la realización de estas determinaciones estos deben cumplir con algunos requisitos, los cuales principalmente nos proporcionaran mas confianza para poder apoyarnos en ellos.

Entre los principales requisitos que debe cumplir un laboratorio están los siguientes:

Un sistema de gestión de calidad basado en la ISO:IEC 17025, la cual proporciona las directrices para el correcto funcionamiento de un laboratorio de ensayo y de calibración.

Como parte opcional el laboratorio podrá contar con un sistema basado en IEC:ISO 9001, pero hay que tener en cuenta que esta norma solo menciona requisitos administrativos y en ningún momento nos dará una certeza al 100% de la competencia técnica del personal ni de la buena practica de las determinaciones y métodos de ensayo, algo que su homologa si nos proporciona.

Pondremos mas énfasis en los requisitos de ISO:IEC 17025, entre los principales vemos que no solo se debe regir un laboratorio por estas directrices sino también deberá comprobarlo al someterse a un proceso de auditoria externa por algún organismo evaluador, en méxico se cuenta con la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA), aunque también se podrá contar con acreditación emitida por cualquier organismo aceptado mediante los acuerdos de reconocimiento mutuo entre ILAC, IAAC, etc.

Un laboratorio no solo podrá ser auditado por un organismo evaluador, también podrá someterse a evaluación por sus clientes o prospecto a contratarlo, esto dará la confianza de que el laboratorio hace las cosas debidamente. Lo mas recomendable es auditar de manera imprevista, ya que los laboratorios deben estar preparados para ello ya que al regirse por un sistema de gestión de calidad deberán estar al día en el mismo. Así mismo demostraran conocimiento amplio sobre los servicios que ofrecen.

En cuanto a los ensayos ofertados puede ser sujeto de evaluación por parte de las entidades evaluadoras como por clientes las validaciones de las técnicas analíticas ofertadas, la incertidumbre de medida, esto de manera general o solo para las muestras analizadas pertenecientes al cliente.

El laboratorio deberá contar con ensayos interlaboratorios como muestra del control interno de la calidad de las mediciones, en su caso también deberá contar con participaciones en ensayos de aptitud técnica.

Alguna negativa por parte de los laboratorios podrá ser atendida mediante un proceso de quejas por el mismo laboratorio o bien ante la entidad que provee de la acreditación al mismo.

Esperamos que la información presentada pueda ser de mucha utilidad a ustedes, así mismo les recordamos que nos ayudan mucho con sus opiniones y sugerencias en el blog.

lunes, 16 de marzo de 2015

11° Expo Foro Eléctrico

Acerca del Expo Foro Eléctrico PEMEX-CANAME-CFE


El Expo Foro Eléctrico PEMEX-CANAME-CFE es un congreso de intercambio de experiencias, acontecimientos y mejores prácticas en el Sector Energético en México. Es el evento anual más importante que permite la interrelación personal entre todos los actores de la Industria Energética de nuestro país impulsando la innovación y la competitividad de la industria en general.


¿Qué es el Expo Foro Eléctrico PEMEX-CANAME-CFE?



Dada la importancia de contar con un evento que permita el intercambio de experiencias y acontecimientos en el sector de energía en México, en el año 2005 las empresas afiliadas en CANAME dieron inicio al primer Expo Foro Eléctrico PEMEX-CANAME-CFE. El éxito obtenido en dicho evento durante estos años, ha generado un acercamiento, entre fabricantes, gobierno y sector privado, a través de la impartición de conferencias técnicas por profesionales altamente capacitados, la exhibición de productos de vanguardia y alta tecnología, así como la presentación de estrategias y políticas energéticas en México.



Dirigido a:


  • Todos los sectores industriales
  • Fabricantes de Equipo y Material Eléctrico
  • Constructores
  • Técnicos y Directivos de Empresas Paraestatales
  • Funcionarios de Gobierno
  • Investigadores, Académicos y Consultores relacionados con el Sector
  • Sector energético del país


Puedes registrarte haciendo clic aquí.

Este evento reúne a expertos en materia de ingeniería en el sector eléctrico, así como laboratorios de análisis de fluidos aislantes y materiales eléctricos, entre los principales expositores del evento se encuentran:

ANCE
BURNDY
CANAME
CHAROFIL
CIVIK
CONDUMEX
FONKEL MEXICANA
INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELËCTRICAS
LAPEM-CFE
PROLEC
SCHNEIDER ELECTRIC MEXICO
SIEMENS
VOLTRAK
VOLTRAN

Habrá mas expositores, en este caso solo hacemos mención de algunos de ellos.

Puedes obtener información mas detallada en la pagina oficial de este evento.

http://www.expoforoelectricocaname.org.mx/

sábado, 7 de marzo de 2015

Líquidos Aislantes (Pruebas de Laboratorio): Aceites minerales de alto punto de Inflamacion

Los transformadores de potencia son elementos muy fiables y seguros dentro de una red eléctrica de potencia. No obstante, en los transformadores que emplean aislamiento líquido de alta inflamabilidad, como el aceite mineral, el riesgo de incendio es elevado, debido a que contiene una gran cantidad de elementos combustibles que se encuentran en contacto con elementos en tensión. Este trabajo persigue obtener la probabilidad de ocurrencia de incendio en un transformador de este tipo encuadrado en una instalación de cogeneración ficticia. La tasa de incendio en transformadores es pequeña, pero algunas encuestas realizadas recientemente sugieren que su número de incendios esta creciendo significativamente en la última década, los cuales suelen tener consecuencias económicas muy elevadas.

La principal causa de incendio en los transformadores con aislamiento líquido de alta inflamabilidad es la pérdida de su aislamiento efectivo. Cuando esto sucede, aumenta la probabilidad de producirse un fallo que de lugar a un arco eléctrico en su interior, el cual casi instantáneamente, vaporiza una masa del aceite de la cuba. La cantidad de gas generada tiene una relación muy estrecha con el nivel energético del arco eléctrico. Cuando es alto, el gas formado se presuriza rápidamente, generando ondas de presión dinámica de gran magnitud en el aceite, que se propagan internamente por todo el transformador e interactúan con la estructura de la cuba en muy pocos milisegundos. Si las protecciones del transformador no consiguen despresurizar la cuba rápidamente, puede llegar a romper. Cuando esto sucede, los gases se infaman en contacto con el oxigeno debido a la alta temperatura a la que se encuentran, produciéndose una fuerte explosión que provoca la ignición del aceite y por lo tanto el incendio del transformador.

Los últimos estudios realizados sobre los dispositivos de alivio de presión de la cuba, consideran su tiempo de respuesta insuficiente para conseguir que el aumento de presión provocado por estos fallos sobrepase la resistencia mecánica de la cuba.

Una de las soluciones a esta problemática es el uso de fluidos dieléctricos minerales que cumplan con un punto de inflamabilidad alto, comercialmente existen algunos como son R-Temp y Betafluid, estos de tipo mineral, algunos semi sintéticos como el aceite alfa, algunos biodegradables producto de esteres naturales como lo es el FR3 y otros tanto sintéticos como el siliconado.

En esta ocasión nos centraremos en las características que deben cumplir los fluidos de tipo mineral con un alto punto de inflamabilidad, esto tomando como base el estándar ASTM D 5222.

Esta especificación describe un fluido de alto punto de combustión, para su uso como un medio dieléctrico y de refrigeración en aparatos eléctricos de distribución nuevos y en servicio, tales como transformadores e interruptores. El material discutido aquí es miscible con otros aceites aislantes a base de petróleo, y puede que no sea miscible con líquidos aislantes eléctricos de origen no petrolero. Los aceites aislantes deberán ser compatibles con el material típico de la construcción de los aparatos existentes y satisfactoriamente mantendrá su característica funcional en su aplicación. Esta especificación se aplica sólo para el aceite nuevo que se recibe antes de cualquier procesamiento. Los ejemplares deberán someterse a las pruebas adecuadas, y se ajustarán proporcionalmente a especificación física (aspecto en el examen visual, el color en las unidades de la ASTM, punto de combustión, punto de inflamación, punto de anilina, la tensión interfacial, punto de fluidez, densidad relativa y viscosidad cinemática), eléctricas ( tensión de ruptura dieléctrica, tendencia a la gasificación, y el factor de disipación) y química (comportamiento a la corrosión contra azufre, cloruros inorgánicos y contenido de sulfatos, índice de acidez, contenido de agua, estabilidad a la oxidación, contenido de inhibidor a la oxidación, y el contenido de PCB) en propiedades requeridas.

Este extracto es un breve resumen de la norma referenciada. Es informativo solamente y no una parte oficial de la norma; El texto completo de la norma en sí misma debe ser referido para su uso y aplicación. ASTM no da ninguna garantía expresa o implícita ni hace ninguna representación que el contenido de este resumen son exacta, completa o actualizada.
1. Alcance

1.1 Esta especificación describe un fluido aislante a base de aceite mineral-alto punto de inflamación, para uso como un medio dieléctrico y refrigerante en aparatos eléctricos de distribución nuevos y en servicio, tales como transformadores e interruptores.

1.2 Diferentes fluidos de alto punto de inflamación difieren de aceite mineral convencional por poseer un punto de fuego de al menos 300 ° C. Aceites aislantes minerales de alta punto de combustión también se conocen como aceites minerales "menos inflamables". Esta propiedad es necesaria para cumplir con ciertos requisitos de la aplicación del Código Eléctrico Nacional (artículo 450-23) u otras agencias. El material discutido en esta memoria descriptiva es miscible con otros aceites aislantes a base de petróleo. Mezcla de líquidos de alto punto de combustión con hidrocarburos con un punto de combustión bajo (por ejemplo, la especificación D 3487 aceite mineral) puede dar lugar a puntos de fuego de menos de 300 ° C.

1.3 Esta especificación está destinada a definir un aceite mineral aislante de alto punto de fuego que es compatible con el material típico de construcción de los aparatos existentes y satisfactoriamente mantendrá su característica funcional en su aplicación. El material descrito en esta memoria puede no ser miscible con líquidos aislantes eléctricos de origen no petrolero. El usuario debe ponerse en contacto con el fabricante del aceite aislante de alto punto de combustión para la orientación a este respecto.

1.4 Esta especificación se aplica sólo para el aceite nuevo, material aislante que se recibió antes de cualquier procesamiento. Información sobre las pruebas de mantenimiento en el servicio está disponible en las guías correspondientes. El usuario debe ponerse en contacto con los fabricantes de los equipos o aceite si surgen preguntas de características recomendadas o procedimientos de mantenimiento.

2. Documentos de referencia (Estos documentos se obtienen en linea ASTM)

Normas ASTM

D92 Método de prueba para Flash Point (Temperatura de inflamación e Ignición) en Copa Abierta Cleveland.

D97 Método de prueba para Punto de fluidez de Productos del Petróleo.

D117 Guía para el muestreo, métodos de prueba y especificaciones para los Aceites de aislamiento eléctrico de origen de petroleo.

D445 Método de prueba para la viscosidad cinemática de líquidos transparentes y opacos (y Cálculo de la viscosidad dinámica).

D611 Métodos de ensayo para punto de anilina y Mixto punto de anilina de productos derivados del petróleo y solventes de hidrocarburos.

D664 Método de prueba para Número Acido de productos derivados del petróleo mediante valoración potenciométrica.

D877 Método de prueba para Tensión de Ruptura Dieléctrica de líquidos aislantes usando electrodos de disco.

D878 Método de prueba para cloruros y sulfatos inorgánicos en aceites aislantes.

D923 Practicas para muestreos de Líquidos Aislantes.

D924 Método de prueba para Factor de disipación (o factor de potencia) y permitividad relativa (constante dieléctrica) de líquidos aislantes.

D971 Método de prueba para la tensión interfacial del aceite contra el agua por el método del anillo.

D974 Método de prueba para ácido y base numérica por Titulación con indicador de color.

D1275 Método de prueba para Azufre corrosivo en Aceites aislantes.

D1298 Método de prueba para determinar la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos líquidos del petroleo por el Método del Hidrómetro.

D1500 Método de prueba para color ASTM de productos de petróleo (ASTM escala de colores).

D1524 Método de prueba para el examen visual de Aceites aislantes derivados de petroleo en el campo.

D1533 Método de prueba para determinar el contenido de agua en líquidos aislantes por coulométria Karl Fischer.

D1816 Método de prueba para la determinación de la tensión de ruptura dieléctrica por electrodos semiesféricos (VDE).

D2300 Método de prueba determinar la tendencia a la gasificación y ionización de líquidos aislantes de origen mineral (Método modificado Pirelli).

D2440 Método de prueba para estabilidad a la oxidación de aceites aislantes de origen mineral.

D2668 Método de prueba para 2,6-di-terc-butil- p-cresol y 2,6-di-terc-butil fenol en líquidos aislantes por absorción de infrarrojo.

Terminología D2864 relativo a aislantes eléctricos Líquidos y Gases.

D3487 Especificación para aceite Mineral Aislante usado en aparatos eléctricos.

D4059 Método de prueba para el análisis de los bifenilos policlorados en líquidos aislantes por cromatografía de gases.

D4768 Método de prueba para el análisis de 2,6-di-terc-butil paracresol y 2,6-di-terc-butil fenol en líquidos aislantes por cromatografía de gases.

Esperamos que esta información sea de utilidad para ustedes, así mismo reiteramos nuestro compromiso en la calidad de la información que aquí presentamos así como atención especifica que se solicite sera tendida a la brevedad.

domingo, 22 de febrero de 2015

Líquidos Aislantes (Pruebas de Laboratorio): Aceite Mineral


El aceite dieléctrico para transformadores es, generalmente, un aceite mineral altamente refinado que es estable a altas temperaturas y tiene excelentes propiedades de aislamiento eléctrico. Se utiliza en transformadores sumergidos en aceite, algunos tipos de condensadores, balastos de lámparas fluorescentes y algunos tipos de interruptores de alta tensión e interruptores de circuito. Sus funciones son para aislar, suprimir la corona y el arco, pero principalmente para servir como refrigerante y evacuar eficazmente el calor generado por el transformador.

El aceite en circulación ayuda a enfriar el transformador. Debido a que también proporciona aislamiento eléctrico entre las partes activas internas, el aceite de transformador debe permanecer estable a altas temperaturas durante un período prolongado (años). Para mejorar la refrigeración de los transformadores de gran potencia, el tanque puede tener radiadores externos a través de los cuales el aceite circula por convección natural. Los transformadores para las lineas de alta tensión (con una capacidad de miles de kVA) normalmente disponen de ventiladores para ayudar con la refrigeración, bombas de aceite, e incluso intercambiadores de calor aceite-agua.

Este tipo de fluidos debe cumplir con una serie de características para poder funcionar dentro de un transformador, especificaciones de las cuales se mencionan en el estándar ASTM D-3487, en el cual se mencionan "Especificaciones Estándar para Aceites Aislantes de Origen Mineral usados en Aparatos Eléctricos".

De dicho estándar mencionaremos lo siguiente:

Esta especificación cubre dos tipos de nuevo mineral aceites de origen petrolífero aislante para su uso como aislante y medio de enfriamiento en nuevos y existentes de energía y aparatos eléctricos de distribución, tales como transformadores, reguladores, los reactores, disyuntores, interruptores y equipo auxiliar. Es la intención de esta especificación para definir un aceite mineral aislante que es funcionalmente intercambiable y miscible con aceites existentes, es compatible con los aparatos existentes y con el mantenimiento de campo apropiado, y satisfactoriamente mantendrá sus características funcionales en su aplicación en aparatos eléctricos. Aceites minerales Tipo I se utilizan para el aparato donde se requiere resistencia normal de oxidación, Aceites minerales de Tipo II  se utilizan para el aparato en el que se requiere una mayor resistencia a la oxidación. Cuando se examina con los correspondientes métodos de ensayo, las muestras de la muestra se ajustarán en consecuencia para física (punto de anilina, color, punto de inflamación, la tensión interfacial, punto de fluidez, densidad relativa o gravedad específica, viscosidad y apariencia), eléctrica (tensión de ruptura dieléctrica, tendencia a la gasificación y la disipación o factor de potencia) y química (estabilidad a la oxidación, el contenido de inhibidor de la oxidación, el contenido de azufre corrosivo, contenido de agua, número de neutralización, y el contenido de PCB´s(Bi-fenilos Poli-Clorados)).

Este resumen es una breve explicación de la norma referenciada. Es informativo solamente y no una parte oficial de la norma; El texto completo de la norma en sí misma debe ser referido para su uso y aplicación. ASTM no da ninguna garantía expresa o implícita ni hace ninguna representación que el contenido de este resumen son exacta, completa o actualizada.

 1. Alcance

1.1 Esta especificación cubre nuevo aceite mineral de origen petrolífero aislante para su uso como aislante y medio de enfriamiento en nuevos y existentes de energía y aparatos eléctricos de distribución, tales como transformadores, reguladores, los reactores, disyuntores, interruptores y equipo auxiliar.

1.2 Esta especificación tiene por objeto definir un aceite mineral aislante que es funcionalmente intercambiable y miscible con los aceites existentes, es compatible con los aparatos existentes y con el mantenimiento de campo correspondiente, y satisfactoriamente mantendrá sus características funcionales en su aplicación en los equipos eléctricos. Esta especificación se aplica sólo a nuevo aceite aislante como se recibió antes de cualquier procesamiento.

1.3 Los valores indicados en unidades SI deben ser considerados como los estándares . No hay otras unidades de medida se incluyen en esta norma.

2. Documentos de referencia (Estos documentos se obtienen en linea ASTM)

Normas ASTM

D88 Método de prueba para Viscosidad Saybolt.

D92 Método de prueba para Flash Point (Temperatura de inflamación e Ignición) en Copa Abierta Cleveland.

D97 Método de prueba para Punto de fluidez de Productos del Petróleo.

D445 Método de prueba para la viscosidad cinemática de líquidos transparentes y opacos (y Cálculo de la viscosidad dinámica).

D611 Métodos de ensayo para punto de anilina y Mixto punto de anilina de productos derivados del petróleo y solventes de hidrocarburos.

D877 Método de prueba para Tensión de Ruptura Dieléctrica de líquidos aislantes usando electrodos de disco.

D923 Practicas para muestreos de Líquidos Aislantes.

D924 Método de prueba para Factor de disipación (o factor de potencia) y permitividad relativa (constante dieléctrica) de líquidos aislantes.

D971 Método de prueba para la tensión interfacial del aceite contra el agua por el método del anillo.

D974 Método de prueba para ácido y base numérica por Titulación con indicador de color.

D1275 Método de prueba para Azufre corrosivo en Aceites aislantes.

D1298 Método de prueba para determinar la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos líquidos del petroleo por el Método del Hidrómetro.

D1500 Método de prueba para color ASTM de productos de petróleo (ASTM escala de colores).

D1524 Método de prueba para el examen visual de Aceites aislantes derivados de petroleo en el campo.

D1533 Método de prueba para determinar el contenido de agua en líquidos aislantes por coulométria Karl Fischer.

D1816 Método de prueba para la determinación de la tensión de ruptura dieléctrica por electrodos semiesféricos (VDE).

D1903 Practica para determinar el coeficiente de expansión térmica de los líquidos aislantes derivados del petroleo y askareles.

D2112 Método de prueba para estabilidad a la oxidación de aceite mineral inhibido de recipientes a presión.

D2300 Método de prueba determinar la tendencia a la gasificación y ionización de líquidos aislantes de origen mineral (Método modificado Pirelli).

D2440 Método de prueba para estabilidad a la oxidación de aceites aislantes de origen mineral.

D2668 Método de prueba para 2,6-di-terc-butil- p-cresol y 2,6-di-terc-butil fenol en líquidos aislantes por absorción de infrarrojo.

D2717 Método de ensayo para determinar la Conductividad Térmica de aceites aislantes.

D2766 Método de prueba para determinar el Calor especifico de líquidos y sólidos.

D3300 Método de prueba para determinar la tensión de ruptura dieléctrica en aceite mineral en condiciones de impulso.

D4059 Método de prueba para el análisis de los bifenilos policlorados en líquidos aislantes por cromatografía de gases.

D4768 Método de prueba para el análisis de 2,6-di-terc-butil paracresol y 2,6-di-terc-butil fenol en líquidos aislantes por cromatografía de gases.

D5837 Método de prueba para compuestos furánicos Líquidos aislantes por cromatografía de líquidos de alta resolución (HPLC).

Pre-acondicionamiento y medidas de seguridad


Los transformadores de alta tensión se someten a procesos de secado prolongado, usando sistemas de auto-calentamiento eléctrico, por vacío, o ambos para asegurar que el transformador esté completamente libre de vapor de agua antes de introducir el aceite dieléctrico. Esto ayuda a prevenir la formación de coronas y la posterior ruptura dieléctrica bajo carga.

Suelen tener un relé detector de gas (Buchholz relay). Estos dispositivos de seguridad detectan la acumulación de gas en el interior del transformador debido a la descarga de corona, sobrecalentamiento o un arco eléctrico interno. En una lenta acumulación de gas, o aumento rápido de presión, estos dispositivos puede activar el interruptor de circuito de protección para eliminar la alimentación del transformador. Alternativamente pueden estar equipados con relés rápidos de presión, que realizan una función similar a la del relé Buchholz.
El punto de inflamación (min) y el punto de fluidez (máx) de los aceites minerales es de 140 °C y -6 °C, respectivamente, sin aditivos para mejorar estos parámetros. La rigidez dieléctrica del aceite nuevo sin tratamiento es de 12 MV/m (RMS) y después del tratamiento de aditivación debe ser > 24 MV / m (RMS).

Actuales alternativas al aceite mineral


Hoy en día, la mayoría de los transformadores utilizan un fluido que alcanza un nivel de rendimiento mucho más alto que el aceite mineral nafténico estándar, con mucho menos riesgo de inflamación. Los aceites minerales tienen un problema de corrosión por el contenido de azufre del aceite, y los intentos de neutralizar esto con pasivadores de cobre son insuficientes si tenemos en cuenta alternativas más seguras disponibles.

Los aceites de ésteres naturales y sintéticos se han convertido en una alternativa cada vez más común al aceite mineral. Compensan los riesgos asociados con el aceite mineral, como la alta inflamabilidad, el impacto ambiental y la mala tolerancia a la humedad. Los ésteres no son tóxicos para la vida acuática, es fácilmente biodegradable y proporcionan una menor volatilidad y un punto de inflamación superior. Además, tienen un alto punto de inflamación, de más de 300 °C y líquidos de la clase K de este tipo se utilizan a menudo en aplicaciones de transformadores de alto riesgo, como en interiores o en el mar. También tienen un punto de congelación más bajo, mayor tolerancia a la humedad y funcionan bien a altas temperaturas sin degradarse.

Hidrocarburos a base de silicona o fluorados, donde el mayor coste compensa sus propiedades ignifugas, también han sido presentados como una alternativa viable al aceite mineral. Sin embargo, la silicona se ha demostrado ser mucho menos biodegradable que los ésteres en el caso de una fuga o derrame. También se ha sugerido el uso de aceites vegetales pero estos no son adecuados para su uso en climas fríos o para tensiones de más de 230 kV. Algunos periódicos han citado aceite de coco como sustituto potencial para el uso en transformadores.

Una prueba que no se anexa en el listado ya que estas pruebas se realizan a líquidos nuevos en cumplimiento de características especiales, así como algunas a su puesta en servicio lo cual mencionaremos en futuras publicaciones así como detalles de cada prueba.
Dicha prueba es el ASTM D 3612 del cual no daremos mas seña hasta llegar a su publicación.

Estén pendientes de nuestras próximas publicaciones suscribiéndose al blog, ya que empezaremos a detallar mas respecto a líquidos aislantes, su análisis y por supuesto la interpretación de cada prueba para un control y mantenimiento en sus equipos eléctricos.

Así mismo iniciaremos apartados especiales en los cuales profundizaremos en LFMN y su reglamento así como ISO 17025.


viernes, 13 de febrero de 2015

Resistencia de Aislamiento (MEGGER)

El significado de la prueba de resistencia de aislamiento se refiere a la oposición que presenta un aislante al aplicarle un voltaje de C. D. (Corriente Directa) determinado durante un tiempo establecido y el cual se mide a partir de la aplicación del mismo.

La resistencia de aislamiento así como la resistencia eléctrica se miden utilizando unidades del Sistema Internacional de Unidades de Medida (SI) y la unidad para esta medida es el ohmio y se representa con la letra griega omega (Ω).


Conceptos:


A la corriente resultante de la aplicación de dicho voltaje se le denominara "corriente del aislamiento" y esta constara de dos componentes principales:



  1. Corriente Capacitiva: Es la corriente de magnitud comparativamente alta y de corta duración que decrece rápidamente a un valor despreciable (generalmente en un tiempo rápido de 15 segundos), conforme se carga el aislamiento y es el responsable del bajo valor inicial de la resistencia de aislamiento. Su efecto es notorio en aquellos equipos que tienen capacitancia alta como maquinas generadoras y cables de potencia de grandes volúmenes.
  1. Corriente de Absorción Dieléctrica: Esta corriente decrece gradualmente con el tiempo, desde un valor relativamente alto a un valor cercano a cero siguiendo una función exponencial. Generalmente los valores de resistencia obtenidos de una prueba quedan en gran parte determinados por la corriente de absorción. Dependiendo del tipo y volumen del aislamiento, esta corriente tarda desde unos cuantos minutos a varias horas en alcanzar un valor despreciable; sin embargo para efectos de pruebas, puede despreciarse el cambio que ocurre después de diez minutos.
  1. Corriente de Conducción Irreversible: Esta corriente fluye a través del aislamiento y es prácticamente constante, predomina después que la corriente de absorción y se hace insignificante.
  1. Corriente de Fuga: Es la que fluye sobre la superficie del aislamiento. Esta corriente al igual que la corriente de conducción irreversible, permanece constante y ambas constituyen el factor primario para juzgar las condiciones de aislamiento.

Absorción Dieléctrica: - La resistencia de aislamiento es directamente proporcional con el espesor del aislamiento e inversamente al área del mismo; cuando repentinamente se aplica un voltaje de corriente directa a un aislamiento, la resistencia se inicia con un valor bajo y gradualmente va aumentando con el tiempo hasta estabilizarse.

Así mismo mencionaremos tres componentes mas que tienen relevancia en esta prueba:
Graficando los valores de resistencia de aislamiento contra tiempo, se obtiene una curva denominada de absorción dieléctrica; indicando su pendiente el grado relativo de secado y limpieza o suciedad del aislamiento. Si el aislamiento esta húmedo o sucio se alcanzará un valor estable en uno o dos minutos después de haber iniciado la prueba y como resultado se obtendrá una curva con baja pendiente.
La pendiente de la curva puede expresarse mediante la relación de dos lecturas de resistencia de aislamiento, tomadas a diferentes intervalos de tiempo, durante la misma prueba a la relación de 60  a  30 segundos se le conoce como: “INDICE DE ABSORCION”, y a la relación de 10  a  1 minuto como “INDICE DE POLARIZACIÓN”.

Así mismo cuando realicemos esta prueba pueden surgir dudas al ver determinados valores de resistencia en distintos equipos sometidos a prueba, entre dichas variables se encontrara el tipo de aislamiento en el transformador, ya que los devanados se recubren dependiendo el fabricante (pudiendo ser papel crepe, kraft, insuldur entre otros; o laminados especiales como polyester EM6, EME, papel PSP, Nomex, NMN, tejido de vidrio entre otros varios); en el caso especial de transformadores secos se determinara la resistencia de aislamiento de este tipo de materiales más el espacio de aire entre los conjuntos Núcleo-Bobina, en los transformadores sumergidos en líquidos aislantes se determinara la resistencia del aislante en el devanado mas el espacio cubierto de aceite en el conjunto Núcleo-Bobina, en casos especiales de transformadores inmersos en SF6 (Hexafluoruro de Azufre) se presentan las mismas condiciones así como aquellos aislados con pasta epoxica.

Entre los factores que afectan la determinación de esta prueba y tienden a reducir la resistencia de aislamiento de una manera notable son: la suciedad, la humedad relativa, la temperatura y la inducción electromagnética; la resistencia de aislamiento varia inversamente con la temperatura en la mayor parte de los materiales aislantes, es necesario efectuar las mediciones a la misma temperatura o convertir cada medición a una misma base o temperatura estándar de prueba. La base de la temperatura recomendada, es de 20 0C para transformadores.

Esta conversión se efectúa con la siguiente ecuación.

 Rc = Kt (Rt) 

Donde:
Rc = Resistencia de aislamiento en megaohms corregida a la temperatura estándar de prueba 
Rt = Resistencia de aislamiento a la temperatura que se efectuó la prueba 
Kt = Coeficiente de corrección por temperatura


Aplicaciones:


La determinacion de esta prueba se realizara usando un Ohmetro, entre algunas marcas que fabrican estos equipos podemos encontrar MEGGER, AEMC, DUCTER, DOBLE, KYORITSU entre otras.


Equipo de la marca MEGGER


Se enlistan los pasos a seguir para la realización de dicha prueba si como algunas recomendaciones para la misma:


  1. Desconectar los cables de ambas terminales del transformador (Primario y Secundario) y en caso de existir un terciario también se desconectara.
  2. Limpiar las terminales de bronce así como la porcelana de las boquillas, quitando polvo y suciedad con ayuda de un solvente dielectrico.
  3. Desconectar el neutro del sistema a tierra, y asegurarse de desconectar algún TC interno en caso de existir este.
  4. Colocar puentes (cortocircuitos) entre las terminales de las boquillas de cada devanado; primario y secundario; si existiera un terciario también deberá cortocircuitarse.
  5. Conectar adecuadamente las terminales de prueba al transformador.                                                                                                                                                                     En medidores de resistencia de aislamiento de alto rango, se recomienda usar cable de prueba blindado en la terminal de línea y conectar su blindaje a la terminal de guarda, para no medir la corriente de fuga en las terminales ó a través del aislamiento del cable.                                                                                                                                  
  6. Para cada prueba anotar las lecturas de 15,30,45 y 60 segundos Como a 2,3,4,5,6,7,8,9 10 minutos.
  7. Al terminar la prueba, ponga fuera de servicio el instrumento.
  8. Registrar el porciento de la humedad relativa. Preferentemente efectúe las pruebas cuando sea menor de 75%.  
  9. Registrar la temperatura del aceite y del devanado (en caso de transformadores secos se tomara la temperatura del conjunto Núcleo-Bobina)
Al efectuar las pruebas de resistencia de aislamiento a los transformadores, hay diferentes criterios en cuanto al uso de la terminal de guarda del medidor. El propósito de la terminal de guarda es para efectuar mediciones en mallas con tres elementos (devanados AT, devanado BT, y tanque), y puede decirse que la corriente de fuga de un sistema de aislamiento conectada a esa terminal no interviene en la medición.


Consideraciones:


La medición de resistencia de aislamiento, es en sí misma una prueba de potencial, por lo tanto, debe restringirse a valores apropiados que dependan de la tensión nominal de operación del equipo que se va a probar y de las condiciones en que se encuentre su aislamiento. Si la tensión de prueba es alta, se puede provocar fatiga en el aislamiento.

Los potenciales de prueba mas comúnmente utilizados son tensiones de corriente directa de 500  a  5000 volts.

Las lecturas de resistencia de aislamiento disminuyen normalmente al utilizar potenciales altos, sin embargo para aislamiento en buenas condiciones, se obtendrán valores semejantes para diferentes tensiones de prueba.

Si al aumentar el potencial de prueba se reducen significativamente los valores de resistencia de aislamiento, esto nos puede indicar que existen imperfecciones o fracturas en el aislamiento, posiblemente agravadas por suciedad o humedad, aun cuando también la sola presencia de humedad con suciedad puede ocasionar este fenómeno.

Conexiones:









miércoles, 11 de febrero de 2015

Relacion de Transformación (TTR/DTR)


El significado de la prueba de Relación de Transformación es la razón del numero de espiras del devanado de alta tensión contra las de baja tensión. Por lo tanto en un transformador el cual posee derivaciones de tensión (TAP´s) se deberá comprobar la relación teórica según la placa de datos del mismo contra lo que se obtenga de lo ensayado en campo, de esta manera se podrá tener un pequeño panorama acerca de las condiciones de ambos devanados (Baja tensión y Alta tensión) así como del sistema magnético del núcleo.


Conceptos:

La relación entre la fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario, es directamente proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario (Ns) , según la ecuación:


La relación de transformación (m) de la tensión entre el bobinado primario y el bobinado secundario depende de los números de vueltas que tenga cada uno. Si el número de vueltas del secundario es el triple del primario, en el secundario habrá el triple de tensión.



Donde: (Vp) es la tensión en el devanado primario o tensión de entrada, (Vs) es la tensión en el devanado secundario o tensión de salida, (Ip) es la corriente en el devanado primario o corriente de entrada, e (Is) es la corriente en el devanado secundario o corriente de salida.


Ahora bien, como la potencia eléctrica aplicada en el primario, en caso de un transformador ideal, debe ser igual a la obtenida en el secundario:


El producto de la diferencia de potencial por la intensidad (potencia) debe ser constante.



Aplicaciones:

Para la medición con el TTR, se debe seguir el circuito básico de la figura 1: cuando el detector DET está en balance, la relación de transformación es igual a R/R1.


La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser de ± 0,5% en todas sus derivaciones.
Para poder realizar la medición de este parámetro se utilizan equipos denominados medidores TTR (Transformer Turns Ratio) o DTR (Digital Transformer Ratiometer), estos equipos nos proporcionaran datos numéricos acerca de la relación de espiras en el equipo sometido a prueba.

Un TTR o DTR de última generación nos ayuda a identificar:

• Espiras cortocircuitadas

• Circuitos abiertos

• Conexiones incorrectas

• Fallas internas o defectos en el valor de la relación de vueltas de los cambiadores de TAP´s, así como en transformadores.

• Problemas en los bobinados y en el núcleo, como parte de un programa de mantenimiento regular.



Tipos de TTR:

En la actualidad, los TTR se dividen en dos grupos: monofásicos y trifásicos. Algunos fabricantes ofrecen TTR monofásicos que son capaces de medir por fase la relación de vueltas, corriente de excitación, desviación de fase, resistencia de los enrollamientos "X" & "H" y polaridad de la conexión de los enrollamientos "X" & "H" de transformadores de distribución y corriente, así como también de reguladores de tensión.

Asimismo, los TTR trifásicos automáticos están diseñados para medir la relación entre el número de espiras del secundario y del primario en forma simultánea en las tres fases de transformadores de potencia, instrumentación y distribución en subestaciones o fábricas.

Ya que conocemos los conceptos fundamentales de esta prueba así como características simples de los equipos de medición usados en la determinación de la misma, solo nos falta una cosa mas, saber las conexiones adecuadas para una medición. Para ello necesitamos saber tres puntos importantes:
  • Tipo de equipo de medición a emplear (monofásico / Trifásico)
  • Tipo de Transformador a determinar esta medición (Conexiones Alta y Baja tensión)
  • Manufactura del transformador (Americanos / Europeos)
Los transformadores manufacturados en américa principalmente usan una simbologia para determinar el lado de alta tensión (H) y baja tensión (X); por otra parte la manufactura europea nos presenta una diferencia simple la cual es que en alta tensión se encontrara como U,V y W; y por el lado de baja tensión como u, v y w.


                   Americano                       Europeo
                         Alto Voltaje            H1, H2 y H3                     U, V y W                              Bajo Voltaje           X0, X1, X2 y X3                N, u, v y w

Ahora que ya sabemos lo que podemos encontrar en el transformador para indicarnos alta y baja tensión, es importante saber el tipo de conexión que se maneja dentro del equipo eléctrico, lo primero que podemos encontrar es una conexión tipo Delta-Estrella, algunas otras pueden ser Estrella-Estrella, Delta-Delta.

Por que Estrella y Delta, esto se refiere a la manera en la cual esta configurada tanto la alta como la baja tensión; como ejemplo en la siguiente imagen:




El equipo usado nos dará pauta a ver el tipo de conexiones a realizar, por ejemplo en el caso de equipos TTR trifásicos, dependiendo del fabricante y prestaciones del equipo podemos encontrar Tres cables para alta tensión y cuatro para la baja tensión, o en su caso cuatro cables para cada lado del transformador, haciendo un tanto mas sencilla la manera de conectar los cables para realizar las mediciones.

Por otro lado tenemos los equipos monofásicos los cuales solo cuentan con dos cables para cada lado del transformador (Alta tensión y Baja tensión), haciendo un poco mas compleja la conexión de los mismos dependiendo también del tipo de configuración en el transformador a evaluar.

Nos centraremos en la determinación con equipos monofásicos y en una configuración americana, los equipos cuentan con un par de cables rojos (H) y un par de cables negros (X), la conexión se hará de la siguiente manera:




Esperamos que la información aquí presentada sea de mucha ayuda a ustedes, así mismo les recordamos en caso de dudas, sugerencias o peticiones a tratar algún tema o en su caso quejas por favor háganos saberlo con sus comentarios en este blog, así mismo también si desean algún tipo de servicio háganos saberlo y con gusto le atenderemos.

lunes, 9 de febrero de 2015

Pruebas Eléctricas al Transformador

Existen en la actualidad una serie de pruebas eléctricas para el diagnostico del sistema de aislamiento, no solo del transformador en su parte interna; sino también de las boquillas, apartarrayos, seccionadores, etc.

En la actualidad, la creciente industrialización lleva consigo un incremento en la demanda de energía que trae nuevos retos a muchas de las áreas de conocimiento de la ingeniería eléctrica. 

En el ambiente industrial actual, el ingeniero de pruebas en campo y en laboratorio requieren realizar mediciones durante los programas de mantenimiento, ya sea preventivos o correctivos que permitan identificar el estado de los sistemas, teniendo cuidado de no llegar a dañar tanto a los equipos sometidos a  prueba como a los equipos de medición. 

Una de las causas de salida más comunes en equipos eléctricos es causada por la falla del sistema de aislamiento. El sistema de aislamiento de equipo eléctrico es afectado por envejecimiento, humedad, polvo, condiciones ambientales, parámetros operacionales e incluso por prácticas de mantenimiento o limpieza inadecuadas. 

Los cambios en el valor de la resistencia de aislamiento, por ejemplo, son una de las mejores y más rápidas indicaciones de que está ocurriendo una degradación de aislamiento eléctrico. Sin embargo, esta prueba solo identifica problemas del aislamiento a tierra y no permite verificar el estado del aislamiento entre vueltas de una bobina. 

Antes de dar las posibles soluciones se debe de tener muy en cuenta en dónde se está originando la falla, por ello enlistaremos las pruebas eléctricas típicas realizadas a los transformadores, y las cuales describiremos mas a detalle en futuras publicaciones. 

Las pruebas de diagnostico son las siguientes:

Prueba de Factor de Potencia a devanados (FP)
Prueba de resistencia Ohmica (Ducter)
Prueba de respuesta a la frecuencia (FRA)
Prueba de corriente de excitación
Prueba de Factor de Potencia a boquillas

Estas pruebas solo son para el diagnostico del equipo eléctrico ensayado en campo, ya que pruebas a los sistemas de aislamiento como pueden ser fluidos aislantes de diversa composición lo cual explicaremos mas adelante, así mismo las pruebas que aplican en las subestaciones (principalmente mecánico), así como a los interruptores.