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.

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:

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.

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 relación de transformación (TTR / DTR)

Prueba de resistencia de Aislamiento a los devanados (megger)

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.