El artículo presenta una guía técnica integral sobre cómo abordar pruebas eléctricas en transformadores, destacando su importancia para evaluar el estado del aislamiento, detectar fallas incipientes y garantizar la confiabilidad operativa. Se detallan los objetivos principales, tipos de pruebas (rutinarias y de diagnóstico profundo), así como un procedimiento estructurado que abarca desde la planificación hasta la interpretación de resultados. Además, se enfatiza la necesidad de seguir normativas internacionales (IEEE e IEC) y complementar el análisis eléctrico con parámetros fisicoquímicos del aceite y condiciones operativas. Este enfoque permite anticiparse a fallas, optimizar el mantenimiento y prolongar la vida útil del equipo.

Cómo abordar pruebas eléctricas en transformadores: enfoque técnico para diagnóstico y confiabilidad operativa

Los transformadores son activos estratégicos dentro del sistema eléctrico, cuya confiabilidad depende en gran medida de un correcto diagnóstico preventivo, predictivo y post-operacional. Las pruebas eléctricas permiten evaluar el estado del aislamiento, la integridad de los devanados, la continuidad de conexiones internas y la eficiencia en la transferencia de energía.

Abordar correctamente estas pruebas no solo implica aplicar procedimientos estandarizados, sino también interpretar los resultados en función del contexto operativo, histórico del equipo y condiciones de carga.

A continuación, se desarrolla una guía técnica para abordar eficientemente las pruebas eléctricas en transformadores de potencia y distribución.

1. Objetivos de las pruebas eléctricas

Las pruebas eléctricas tienen como finalidad:

• Verificar el estado del aislamiento entre devanados y a tierra.
• Detectar fallas incipientes por humedad, degradación térmica o contaminación.
• Corroborar continuidad, polaridad y relaciones de transformación.
• Evaluar pérdidas internas y resistencia óhmica.
• Prevenir fallas catastróficas mediante mantenimiento basado en condición.

Estas pruebas pueden ser realizadas:

• Antes de la puesta en servicio (pruebas de aceptación),
• Durante mantenimientos periódicos (predictivo/preventivo),
• Después de eventos anómalos como fallas de red, sobretensiones o sobrecargas prolongadas.

2. Clasificación de pruebas eléctricas en transformadores

Las pruebas se dividen en dos grandes grupos:

a) Pruebas de rutina (básicas)

Realizadas comúnmente en campo para verificar condiciones operativas normales:

• Relación de transformación (TTR)
• Prueba de resistencia de aislamiento (megger)
• Medición de resistencia óhmica de devanados
• Prueba de continuidad y polaridad
• Medición de corriente de excitación

b) Pruebas especiales o de diagnóstico profundo

Aplicadas ante sospechas de deterioro o como parte de mantenimientos mayores:

• Factor de potencia (dissipation factor / tan δ)
• Análisis de respuesta en frecuencia (FRA)
• Análisis de descarga parcial (PD)
• Impedancia de cortocircuito
• Medición de capacitancia entre devanados

3. Procedimiento técnico para abordar las pruebas

a) Planeamiento previo

• Verificar historial de pruebas anteriores.
• Evaluar condiciones ambientales y operativas.
• Confirmar estado de desconexión, puesta a tierra y bloqueo mecánico.
• Revisar que los instrumentos estén calibrados y certificados.

b) Ejecución de pruebas

1. Medición de resistencia óhmica de devanados
   Permite detectar falsos contactos, espiras en corto o uniones flojas. Se recomienda realizar con microhmímetros de alta precisión y temperatura corregida.

2. Relación de transformación (TTR)
   Verifica el cumplimiento de la relación nominal entre tensión primaria y secundaria. Desviaciones indican derivaciones incorrectas, cortocircuitos internos o errores de conexión.

3. Resistencia de aislamiento
   Se mide con megóhmetro entre devanados y hacia tierra. Valores bajos indican presencia de humedad, envejecimiento o contaminación del sistema aislante.

4. Factor de potencia/tan δ
   Permite evaluar la calidad dieléctrica del aislamiento sólido y líquido. Aumentos progresivos reflejan deterioro.

5. Análisis de respuesta en frecuencia (FRA)
   Método avanzado que compara la firma eléctrica del devanado con registros anteriores. Altamente sensible para identificar desplazamientos mecánicos por fallas internas o esfuerzos durante el transporte.

c) Interpretación de resultados

• Comparar con valores de fábrica o históricos.
• Evaluar tendencias y desviaciones.
• Determinar si se requiere mantenimiento correctivo, monitoreo continuo o aislamiento del equipo.

4. Estándares y normativas aplicables

Las pruebas deben ejecutarse siguiendo procedimientos definidos por estándares internacionales, tales como:

• IEEE Std C57.152 – Guía para pruebas de campo de transformadores eléctricos.
• IEC 60076-1/2/3 – Serie de normas para transformadores de potencia.
• IEEE Std 62 – Guía para pruebas de rutina en transformadores en servicio.

El cumplimiento de estas normas garantiza la reproducibilidad de resultados y la confiabilidad del diagnóstico.

5. Consideraciones adicionales

• Documentar todos los resultados en fichas normalizadas.
• Correlacionar pruebas eléctricas con análisis fisicoquímico del aceite (DGA, contenido de agua, índice de acidez).
• Implementar ensayos no invasivos como técnica complementaria a los análisis convencionales.
• Evaluar resultados en conjunto con condiciones operativas (cargas, ciclos térmicos, ubicación geográfica).

Conclusión

Abordar adecuadamente las pruebas eléctricas en transformadores requiere más que el dominio técnico de los equipos de medición: implica una visión sistémica, conocimiento del estado operativo del activo y capacidad analítica para correlacionar resultados.

La correcta planificación, ejecución e interpretación de estas pruebas permite extender la vida útil del transformador, reducir riesgos de fallas no programadas y mejorar la confiabilidad de todo el sistema eléctrico. Para profesionales del sector, este proceso se convierte en una herramienta clave dentro de la gestión eficiente de activos críticos.