El borne de transformador es una pieza pequeña que conduce toda la corriente de baja tensión: en un transformador de 630 kVA, más de 900 A por fase. Si está mal elegido, se calienta, se afloja y con el tiempo puede dañar el pasatapas. La elección se reduce a cuatro preguntas: qué corriente circula por el lado de BT, qué rosca tiene el espárrago del pasatapas, cuántos conductores se conectan y si el borne va en una fase o en el neutro.

1. Calcule la corriente de BT

La corriente asignada del lado de baja tensión se obtiene de la potencia asignada del transformador:

I = S / (√3 × U)

S es la potencia asignada en VA (kVA × 1000) y U, la tensión asignada del lado de BT; en transformadores de distribución, normalmente 400 V o 420 V. Ejemplo para 400 kVA y 420 V: 400 000 / (1,732 × 420) ≈ 550 A.

2. Compruebe la rosca del espárrago del pasatapas de BT

El borne se enrosca directamente en el espárrago del pasatapas, por lo que su rosca interior debe coincidir con la del espárrago. Los pasatapas de BT de los transformadores en aceite se fabrican según EN 50386 y el diámetro del espárrago crece con la corriente del pasatapas. En transformadores de distribución de hasta 630 kVA encontrará sobre todo tres tamaños:

La tabla muestra el caso típico, pero no todos los fabricantes la siguen; por eso comprobamos siempre la rosca en el propio espárrago o en la documentación del transformador (ficha técnica, plano de dimensiones). Por encima de 630 kVA la corriente supera los 1000 A y se utilizan espárragos mayores o conexiones por pletina: es una selección individual.

Borne TOC-1 enroscado en el espárrago del pasatapas de BT de un transformador MarkoEco2.

3. Cuente los conductores por fase

Los bornes horizontales admiten dos conductores principales y dos auxiliares por fase. En los bornes TOC:

• conductores principales: 2 × 95–240 mm² (conductores RE, RM, SM) o 2 × 300 mm² RMC, de aluminio o de cobre,
• conductores auxiliares: 2 × 2,5–50 mm², p. ej. para medida, servicios auxiliares del centro o un descargador de sobretensiones de BT.

Formas de conductor: RE – circular macizo, RM – circular cableado, SM – sectorial cableado. Los conductores se introducen directamente en los alojamientos y se aprietan con tornillos, sin terminales de compresión. Los operadores de red lo ven igual: el distribuidor polaco TAURON Dystrybucja, en su norma para transformadores MT/BT, prevé en el lado de BT bornes para conexión directa de conductores, sin terminales de compresión, en versión para cable o para pletina.

La sección y el número de cables los define el proyectista, según la intensidad admisible, el modo de instalación, la caída de tensión y las condiciones de cortocircuito. El borne debe poder alojarlos físicamente. Si necesita más de dos cables principales por fase o el transformador se conecta al cuadro de BT mediante pletinas, elija un borne para pletina. Vea nuestro repaso de los tipos de bornes de transformador.

4. Fase o neutro: versiones /U y /N

Un transformador necesita un juego de cuatro bornes: tres para las fases y uno para el neutro. En la serie TOC, /U es el borne de fase y /N lleva un espárrago adicional (dos en el TOC-2/N) para el conductor neutro o de tierra o una pletina de puesta a tierra. Algunos operadores exigen que al borne del neutro pueda conectarse una pletina de tierra de 25 × 4 mm; es el caso, por ejemplo, de los requisitos de Energa-Operator para transformadores MT/BT. Los bornes TOC en versión /N lo permiten.

¿TOC-1 o TOC-2?

Ambos bornes tienen la misma rosca, la misma corriente y la misma capacidad de conexión; se diferencian en la forma y en el espacio que ocupan sobre la tapa.

Fichas de producto: borne de transformador TOC-1 y borne de transformador TOC-2.

Selección en la práctica: tres ejemplos

• 160 kVA, dos cables de 120 mm² por fase: espárrago M12, aprox. 231 A → 3 × DP 5100 + 1 × DP 5100N (TOC-1).
• 400 kVA en un centro de transformación en contenedor, poco espacio entre pasatapas: M20, aprox. 577 A → 3 × DP 6200 + 1 × DP 6200N (TOC-2). Cómo elegir el propio transformador para un centro así lo explicamos en cómo elegir un transformador MT para una subestación en contenedor.
• 630 kVA, dos cables por fase según proyecto: M30, aprox. 909 A → 3 × DP 5300 + 1 × DP 5300N (TOC-1).

Qué indicar en su consulta

• potencia y tipo del transformador, o la rosca de los espárragos de BT,
• número y sección de los cables por fase y conductores auxiliares,
• versión: TOC-1 o TOC-2 (si tiene dudas, le asesoramos),
• si necesita cubiertas aislantes OZNN,
• número de juegos y plazo.

Toda la gama está en la categoría bornes de transformador. Enviamos los bornes desde nuestro almacén en Polonia, por separado o montados en un transformador MarkoEco2 antes del envío. Cómo montar un borne para que no se caliente lo explicamos en por qué se calientan los bornes del transformador.

Bornes de transformador Energeks – en stock en Polonia

TOC-1 – horizontalM12 / M20 / M30, 250–1000 A, 2 × 300 mm²TOC-2 – compactomisma capacidad de conexión, menor tamaño

Indíquenos la potencia del transformador y la sección de los cables: enviamos la oferta el mismo día.Solicitar oferta

La unión entre el cable y el espárrago del pasatapas de BT conduce cientos de amperios. Basta un pequeño aumento de la resistencia de contacto para que en un solo punto se disipen decenas de vatios, y ese calor va directamente al espárrago, al aislador del pasatapas y a su junta. A continuación: de dónde salen los bornes calientes, cómo evitarlos en el montaje y cómo detectarlos antes de que provoquen una avería.

Cuánto calor genera un mal contacto

La potencia perdida en una unión es P = I² × R. En un transformador de 630 kVA la corriente de fase de BT ronda los 900 A. Con esa corriente, cada 0,1 mΩ adicional de resistencia de contacto supone unos 81 W de calor continuo en un solo borne. Un contacto caliente se oxida más rápido, su resistencia sigue aumentando y el proceso se retroalimenta.

Causas más frecuentes del sobrecalentamiento de los bornes

Apriete insuficiente

Tornillos de apriete ajustados «a ojo» o nunca revisados tras la puesta en servicio. Los conductores, sobre todo los de aluminio, se asientan bajo presión y el apriete disminuye con el tiempo.

Apriete excesivo

Hilos aplastados, roscas dañadas, cuerpo agrietado. Los tornillos se aprietan con llave dinamométrica, de forma progresiva y alterna, no a pura fuerza ni con alargadera en la llave.

Contacto sucio u oxidado

Óxido en un conductor de aluminio, espárrago sucio, restos de pintura. Las superficies conductoras se limpian justo antes del montaje. Los bornes TOC admiten conductores de aluminio y de cobre: el cuerpo estañado limita la corrosión en el contacto con el aluminio, pero el conductor debe limpiarse igualmente.

Conductor mal preparado

Pelado demasiado corto (aislamiento bajo el tornillo) o demasiado largo (conductor desnudo fuera del alojamiento), una sección fuera del rango del alojamiento o una forma de conductor para la que el borne no está previsto.

Cables colgando del borne

Los cables de BT pesados sin soporte doblan y retuercen el espárrago. Aumenta el riesgo de que la unión se afloje, de daños en el pasatapas y de fugas de aceite por la junta.

Carga mayor que la prevista en la selección

Tras ampliar la instalación, la corriente suele ser mayor que aquella para la que se eligieron las conexiones, y no solo se calienta el borne. Más sobre el trabajo del transformador al límite de su potencia en nuestro artículo sobre el envejecimiento del transformador.

Montaje del borne de transformador paso a paso

1. Revise el pasatapas: grietas en la porcelana, rastros de aceite, estado de la rosca del espárrago.
2. Limpie el espárrago y los alojamientos del borne de suciedad y restos de pintura.
3. Enrosque el borne en el espárrago, oriente los alojamientos hacia la salida de los cables y bloquéelo con los tornillos de fijación (TOC-1: dos tornillos en el pie; TOC-2: tornillos en el lateral del vástago ranurado).
4. Prepare los conductores: pélelos hasta la profundidad del alojamiento, limpie el óxido del conductor de aluminio con un cepillo de alambre y, si lo recomienda el fabricante del cable, aplique pasta de contacto.
5. Introduzca los conductores hasta el fondo y apriete los tornillos con llave dinamométrica, de forma progresiva y alterna.
6. Sujete y apoye los cables para que no carguen el borne ni el espárrago.
7. Coloque la cubierta aislante del borne.
8. Tras la puesta en servicio y con la carga estabilizada, haga una termografía y vuelva a comprobar el apriete según las instrucciones de explotación del centro.

Juego de bornes TOC-1 en los pasatapas de BT, con los alojamientos orientados hacia la salida de los cables.

Termografía: cómo interpretar el resultado

La termografía detecta un mal contacto sin desconectar el transformador. Para que el resultado sea útil:

• mida con carga: cuanto más cerca de la carga típica del centro, más clara será la diferencia,
• compare el mismo punto en las tres fases; la diferencia entre fases con corrientes similares dice más que la temperatura por sí sola,
• cuidado con las superficies brillantes: el latón estañado tiene baja emisividad y la cámara subestima su temperatura; tome la lectura en el aislamiento del cable junto al borne o en un marcador mate.

Como referencia pueden servir los criterios de la norma estadounidense ANSI/NETA (tabla 100.18), que utilizan muchas empresas de inspección:

Si el operador o la planta tienen sus propias instrucciones de explotación con otros umbrales, se aplican esas.

Lista de control de las conexiones de BT

• decoloración, depósitos o aislamiento fundido junto al borne,
• rastros de aceite bajo los pasatapas de BT,
• estado de las cubiertas de los bornes, rastros de aves y roedores,
• fijación y soporte de los cables,
• termograma comparativo de las tres fases y del neutro,
• comprobación del apriete de los tornillos, solo con el transformador desconectado y puesto a tierra, según las instrucciones.

Una revisión periódica cuesta una fracción de la reparación; vea cómo es una revisión profesional de un transformador. Si hay que sustituir un borne, empiece por elegir el borne de transformador según la potencia; los juegos completos están en la categoría bornes de transformador.

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Un «borne de transformador» son en la práctica varios productos distintos. En el lado de BT conectan cables o pletinas a los espárragos de los pasatapas; en el lado de MT, conductores a los pasatapas de alta tensión, a veces junto con un descargador de sobretensiones. A continuación, un repaso de los tipos que encontrará en los centros de transformación MT/BT y consejos sobre cuándo elegir cada uno.

Dónde trabaja un borne de transformador

El borne se enrosca en el espárrago roscado del aislador pasatapas y se bloquea con uno o varios tornillos. Por el otro lado tiene alojamientos para los conductores del cable o una cara plana para una pletina. Las normas de los operadores, como la del distribuidor polaco TAURON Dystrybucja para transformadores MT/BT, prevén en el lado de BT dos variantes: bornes para conductores o cables y bornes para conexión por pletina, en ambos casos sin terminales de compresión, en un juego de tres bornes de fase y uno de neutro.

Bornes horizontales para cable (BT)

Es el tipo más habitual en centros con transformadores de hasta 630 kVA. Sacan los cables en horizontal desde el espárrago y admiten dos conductores principales y dos auxiliares por fase, de aluminio o de cobre. En Energeks es la serie TOC: rosca M12, M20 o M30, 250, 630 o 1000 A, conductores principales 2 × 95–240 mm² (RE, RM, SM) o 2 × 300 mm² RMC y auxiliares 2 × 2,5–50 mm².

TOC-1 – con pie desplazado

Dos tornillos de bloqueo en el pie, bajo la cabeza, y alojamientos más altos sobre la tapa. Cómodo con cables gruesos: es nuestro estándar para los transformadores MarkoEco2. Ficha del borne TOC-1.

TOC-2 – compacto

Alojamientos en una sola cabeza compacta, vástago ranurado y tornillos de bloqueo laterales. Ocupa menos espacio en la tapa, por lo que va bien cuando los pasatapas de BT están muy juntos. Ficha del borne TOC-2.

Bornes de neutro con puesta a tierra

El cuarto borne del juego va en el pasatapas del neutro. Además de los alojamientos para cable tiene un espárrago (o dos) para el conductor de tierra, N/PE o una pletina de puesta a tierra. En la serie TOC son las versiones /N: DP 5100N–5300N (TOC-1) y DP 6100N–6300N (TOC-2). Algunos operadores exigen que al borne del neutro pueda conectarse una pletina de tierra de 25 × 4 mm (p. ej. Energa-Operator); las versiones /N de la serie TOC lo permiten.

TOC-1/N: versión con espárrago adicional para el conductor neutro o de tierra.

Bornes para pletina (BT)

Cuando el transformador se conecta al cuadro de BT mediante pletinas, en lugar de alojamientos para cable se usan bornes con una cara plana para la pletina. Los bornes forjados para pletina tipo MK se enroscan en el espárrago y se bloquean con un tornillo (MK 1) o con dos (MK 2, MK 5). Admiten pletinas de hasta 40 mm de ancho (MK 1, MK 2) o de hasta 100 mm (MK 5), en espárragos de M12 a M30. Energeks suministra MK 1, MK 2 y MK 5 desde su almacén en Polonia.

Bornes para pasatapas de MT

En el lado de alta tensión, el borne conecta el conductor de MT con el pasatapas del transformador de distribución. Los bornes ZGU (rosca de conexión M12, conductor de 70 mm²) son de latón estañado con tornillos de acero inoxidable y se montan con una sola llave. La versión ZGU-OP permite montar un descargador de sobretensiones de MT directamente en el espárrago del pasatapas, sin piezas adicionales. El diseño limita la transmisión de esfuerzos de torsión a los componentes internos del transformador. ZGU y ZGU-OP están disponibles en stock.

Cubiertas para bornes

Una cubierta aislante colocada sobre el borne protege frente a contactos accidentales y cortocircuitos causados por aves y roedores. La norma de TAURON Dystrybucja exige cubiertas para los bornes de BT de material autoextinguible y flexible. La cubierta OZNN es de goma flexible autoextinguible, tiene tres tamaños —M12, M20 y M30— y sirve para los bornes TOC-1, TOC-2 y MK 1.

Comparativa en una tabla

Cómo elegir

• cables al cuadro de BT → borne para cable TOC-1 o TOC-2 (rosca y corriente según cómo elegir un borne de transformador),
• pletinas → borne MK del ancho de la pletina,
• neutro → versión /N,
• lado de MT con descargador en el pasatapas → ZGU-OP,
• centro expuesto a aves y roedores → cubiertas en todos los bornes de BT.

Todos los tipos en un solo lugar: bornes de transformador Energeks.

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Selección de un transformador de media tensión (MT) teniendo en cuenta futuras ampliaciones. Preguntas y respuestas sobre dimensionamiento, reserva de potencia y planificación de la inversión.

La decisión sobre la selección de un transformador de media tensión (MT) suele tomarse en una fase temprana del proyecto, cuando el inversor conoce la demanda de potencia actual, pero rara vez tiene certeza de cómo será la instalación en cinco o diez años.

Sin embargo, es precisamente el transformador de MT, como corazón de la subestación transformadora, el que determina en mayor medida si la futura ampliación de la fábrica, la planta fotovoltaica, el sistema de almacenamiento de energía o la línea de producción será una simple tarea de ingeniería o una costosa reconstrucción de toda la infraestructura eléctrica.

En este artículo respondemos a las preguntas más frecuentes sobre la selección de un transformador de MT con vistas a futuras ampliaciones de la instalación.

¿Qué es un transformador de MT y qué función desempeña en la instalación?

Un transformador de MT es un equipo que transforma la tensión de media tensión (generalmente 6, 10, 15 o 20 kV) a baja tensión (0,4 kV) utilizable por los receptores de la instalación, o viceversa — en el caso de instalaciones que generan energía, como las plantas fotovoltaicas o los sistemas de almacenamiento de energía (BESS), eleva la tensión del nivel de baja a media tensión antes de inyectar la energía en la red de distribución. El transformador de MT es, por tanto, el punto fronterizo entre la red del operador del sistema de distribución (OSD) y la instalación interna del consumidor o productor.

Desde el punto de vista de la planificación de ampliaciones, el transformador de MT actúa como un "cuello de botella": es él quien determina la potencia máxima que la instalación puede consumir o inyectar en la red en un momento dado. Mientras la demanda se mantenga dentro de la potencia nominal del transformador, la ampliación consiste principalmente en añadir nuevos receptores o fuentes. Cuando la demanda supera la potencia disponible, se hace necesaria la sustitución del transformador, la adición de otra subestación u otra intervención, generalmente costosa, en el sistema de alimentación.

¿Cómo seleccionar la potencia del transformador de MT para futuras ampliaciones?

La selección de la potencia del transformador de MT debe tener en cuenta no solo la carga actual, sino también el escenario real y justificable de desarrollo de la instalación en un horizonte de 10 a 15 años, que es el período típico de operación de este tipo de equipo antes de una primera revisión o sustitución importante.

En la práctica, los ingenieros utilizan varios enfoques:

• Análisis de los planes de inversión: si el inversor planea en los próximos años ampliar la nave de producción, añadir una línea tecnológica, una estación de carga de vehículos eléctricos o una instalación fotovoltaica, la potencia del transformador debería tener en cuenta estos escenarios desde el principio, incluso si la implementación se realiza por fases.

• Coeficiente de reserva de potencia: se suele adoptar una reserva del 20-40% por encima de la carga punta actual, aunque en instalaciones con un desarrollo dinámico (por ejemplo, centros de datos, plantas industriales en fase de expansión), esta reserva puede ser mayor.

• Análisis del carácter de la carga: las instalaciones con una alta proporción de cargas no lineales (inversores, accionamientos de frecuencia variable, cargadores de vehículos eléctricos) generan una carga armónica adicional que conviene tener en cuenta ya en la fase de selección de la potencia nominal, y no solo en la modernización.

• Modularidad de la subestación: cada vez se diseñan más subestaciones transformadoras de modo que la cimentación, la envolvente y el campo del cuadro de MT permitan la instalación futura de un segundo transformador en paralelo, sin necesidad de construir una nueva subestación desde cero.

Sin embargo, el sobredimensionamiento excesivo del transformador tiene sus desventajas, como veremos en el siguiente punto.

¿Merece la pena sobredimensionar el transformador de MT "por si acaso"?

Esta es una de las preguntas que los inversores formulan con más frecuencia, y la respuesta no es unívoca. Sobredimensionar el transformador de MT —es decir, elegir una potencia significativamente superior a la demanda actual— tiene tanto ventajas como importantes inconvenientes.

Ventajas del sobredimensionamiento:

• Posibilidad de conectar nuevos receptores o fuentes sin necesidad de sustituir el transformador.

• Menor coste total a largo plazo que una inversión doble (comprar un transformador más pequeño y luego sustituirlo).

• Menor riesgo de parada de la instalación durante una futura ampliación, ya que los trabajos se limitan a la conexión de nuevos circuitos, no a la sustitución del equipo principal.

Desventajas del sobredimensionamiento:

• Un transformador que funciona permanentemente con una carga baja (por debajo del 30-40% de su potencia nominal) tiene una eficiencia energética peor: las pérdidas en vacío (pérdidas en el núcleo) afectan al balance energético de la instalación independientemente del consumo de potencia.

• Mayor coste de inversión inmovilizado durante años hasta que se produzca realmente la ampliación.

• Mayores dimensiones y peso del equipo, lo que puede requerir una subestación más grande, una cimentación más resistente y un transporte más caro.

• En el caso de instalaciones de energías renovables, posibles limitaciones o condiciones de conexión diferentes por parte del OSD si la potencia declarada supera significativamente la demanda real inicial.

El compromiso recomendado suele ser la reserva del 20-40% mencionada anteriormente y, cuando sea posible, diseñar la subestación de forma que permita la instalación de un segundo transformador en el futuro, en lugar de sobredimensionar en exceso la primera unidad de una sola vez.

¿Cuáles son los costes de subestimar la potencia del transformador?

La situación contraria —seleccionar el transformador de MT ajustado exactamente a las necesidades actuales, sin ninguna reserva— también conlleva riesgos que se manifiestan en la fase de ampliación.

Entre las consecuencias más frecuentes de la subestimación de la potencia se encuentran:

• Necesidad de sustituir el transformador junto con toda la infraestructura asociada (cables de MT, protecciones, a veces también el cuadro de MT si sus parámetros nominales resultan insuficientes).

• Parada de la instalación durante el tiempo de la sustitución, lo que en las plantas de producción significa pérdidas financieras directas.

• Procedimiento de conexión prolongado: el aumento de la potencia de conexión ante el OSD implica una nueva solicitud, nuevas condiciones de conexión y, a menudo, también la modernización de la infraestructura de red en el lado del operador, lo que puede llevar muchos meses.

• Pérdida de valor de la inversión inicial: el transformador que no ha alcanzado el final de su vida útil debe ser desmontado y vendido o desechado, lo que rara vez permite recuperar una parte significativa de los costes incurridos.

• Costes adicionales de proyecto y administrativos: nuevo proyecto técnico, nuevas consultas con el perito en protección contra incendios, actualización de la documentación de ejecución.

En la práctica, el coste de sustituir un transformador de MT junto con los trabajos asociados puede ser varias veces superior a la diferencia en el precio de compra entre una unidad dimensionada "justa" y una unidad con una reserva razonable de potencia.

¿Cuánto cuesta sustituir un transformador de MT por uno de mayor potencia?

El coste de la sustitución de un transformador de MT depende de muchas variables, por lo que es difícil dar una cantidad universal. Sin embargo, vale la pena conocer la estructura de costes para compararla conscientemente con el coste de un sobredimensionamiento adecuado al inicio de la inversión.

El coste total de la sustitución suele incluir:

• el precio del propio transformador (dependiente de la potencia, el tipo —aceite o seco—, el fabricante y los parámetros adicionales, como el grupo de conexión o el nivel de ruido),

• los costes de desmontaje de la unidad antigua y de eliminación o reventa del aceite aislante (en transformadores de aceite),

• la posible modernización del campo del cuadro de MT y BT si los parámetros de corriente de la nueva unidad lo requieren,

• el coste de transporte y grúa — los transformadores de MT tienen pesos que van desde varios cientos de kilogramos hasta varias decenas de toneladas,

• los costes de proyecto, acuerdos con el OSD y, en muchos casos, la tasa por el aumento de la potencia de conexión,

• el coste de la parada de producción o de la interrupción de la generación de energía durante los trabajos.

Por esta razón, el análisis del coste total de propiedad (TCO) ya en la fase de diseño de la subestación transformadora debe tener en cuenta no solo el precio de compra, sino también la probabilidad y el coste de una posible sustitución futura.

¿Qué parámetros del transformador de MT son importantes al planificar una ampliación?

Además de la potencia nominal, al planificar una ampliación de la instalación conviene prestar atención a varios parámetros adicionales del transformador de MT:

• Tensión de cortocircuito (uk): influye en las caídas de tensión con cargas elevadas y en la selección de las protecciones; al planificar una ampliación, conviene comprobar si el valor típico de uk no limitará en el futuro la conexión de receptores adicionales sensibles a las fluctuaciones de tensión.

• Grupo de conexión: importante especialmente en instalaciones con generación distribuida (PV, BESS), donde una selección incorrecta puede provocar problemas de sincronización o de selectividad de protecciones al añadir nuevas fuentes.

• Tomas de regulación (cambiador de tomas): la posibilidad de ajustar la relación de transformación en un cierto rango facilita la adaptación de la tensión en el lado de BT a medida que cambia el perfil de carga durante la ampliación.

• Clase de aislamiento y tipo de refrigeración (ONAN, ONAF, AN, AF): los transformadores de aceite con refrigeración forzada (ONAF) pueden trabajar temporalmente con una potencia superior a la nominal ONAN, lo que a veces se utiliza como "amortiguador" durante la ejecución de la ampliación prevista.

• Dimensiones y peso: si la subestación transformadora debe albergar en el futuro una unidad más grande, ya en la fase de proyecto conviene planificar el espacio adecuado, la resistencia de la cimentación y las dimensiones de las puertas y vías de transporte.

¿Cómo afecta la ampliación de una instalación fotovoltaica o de un sistema de almacenamiento de energía a la selección del transformador de MT?

En las instalaciones de energías renovables y en los sistemas de almacenamiento de energía (BESS), el tema de la ampliación tiene un carácter algo diferente al de las plantas industriales clásicas, porque la potencia del transformador de MT determina no solo la posibilidad de consumir energía, sino, sobre todo, la posibilidad de inyectarla a la red.

Los aspectos clave en este contexto son:

• Condiciones de conexión emitidas por el OSD: la potencia nominal del transformador de MT debe ser coherente con la potencia de conexión especificada en las condiciones, y al mismo tiempo lo suficientemente flexible como para permitir en el futuro un aumento de la potencia generada sin necesidad de solicitar unas condiciones de conexión completamente nuevas.

• Ampliación por fases de la planta fotovoltaica: cada vez más instalaciones se diseñan pensando en añadir futuras secciones de paneles o inversores; un transformador de MT seleccionado con la reserva adecuada permite evitar la sustitución del punto principal de conexión en cada fase.

• Integración del BESS con una instalación fotovoltaica existente: la adición de un sistema de almacenamiento de energía a una planta fotovoltaica ya en funcionamiento aumenta la potencia total que debe transmitirse a través del transformador de MT, especialmente en el modo de descarga simultánea del sistema de almacenamiento y producción de los paneles.

• Requisitos de la IRiESD: la instrucción de operación y explotación de la red de distribución impone ciertos parámetros técnicos para las fuentes conectadas a la red de MT, incluyendo requisitos de regulación de tensión y potencia reactiva, lo que también debe tenerse en cuenta al seleccionar el transformador con vistas a futuras ampliaciones.

¿Cuáles son las diferencias entre un transformador de aceite y uno seco en el contexto de una ampliación?

La elección entre un transformador de aceite y uno seco (de resina) tiene importancia no solo para la operación actual, sino también para la flexibilidad de una futura ampliación de la instalación.

• Los transformadores de aceite suelen ofrecer una mejor relación potencia-dimensiones y un menor coste unitario para potencias mayores, lo que los convierte en una opción popular en instalaciones industriales y energéticas a gran escala. Sin embargo, requieren un compartimento dedicado, un sistema contra incendios y una cuba de retención de aceite, lo que limita la flexibilidad si en el futuro fuera necesario aumentar las dimensiones de la subestación.

• Los transformadores secos son preferidos en instalaciones donde priman la seguridad contra incendios y la posibilidad de instalación en el interior de edificios cerca de los receptores (por ejemplo, en naves de producción, edificios de oficinas, centros de datos). Su desventaja puede ser un mayor coste unitario para potencias grandes y una sensibilidad algo mayor a las condiciones ambientales (humedad, polvo), lo que, al planificar una ampliación en condiciones industriales más difíciles, conviene tener en cuenta ya en la fase de selección.

Desde la perspectiva de una futura ampliación, una buena práctica es elegir el tipo de transformador coherente con la estrategia de desarrollo a largo plazo de la instalación: si se prevé una expansión hacia instalaciones interiores, el transformador seco puede facilitar las fases posteriores de la inversión.

¿Cómo planificar una subestación transformadora de MT/BT para futuras ampliaciones?

La planificación de una subestación transformadora con vistas a la ampliación va más allá de la mera selección del transformador e incluye toda la infraestructura asociada:

• Reserva de espacio en el cuadro de MT: diseñar un campo de distribución adicional ya en la fase de construcción de la subestación facilita enormemente la conexión posterior de un segundo transformador o de un nuevo circuito de salida.

• Selección adecuada de los cables de alimentación: la sección de los cables de MT y BT conviene seleccionarla teniendo en cuenta la potencia final, y no solo la inicial, de la instalación, ya que la sustitución de los recorridos de cables puede ser tan costosa como la del propio transformador.

• Cimentación y estructura de la subestación: prever en el proyecto de construcción la posibilidad de albergar una unidad mayor o de añadir otro módulo contenerizado.

• Sistema de protecciones y automatización: las protecciones seleccionadas con cierto margen de ajuste son más fáciles de adaptar a una potencia mayor que reemplazarlas desde cero.

• Acceso para transporte y mantenimiento: planificar los accesos y el espacio de maniobra para las dimensiones del transformador final, y no solo del primero.

¿Qué trámites hay que cumplir al ampliar una instalación que requiere una mayor potencia del transformador?

La ampliación de una instalación que implique un aumento de la potencia del transformador de MT suele requerir la realización de varios pasos formales:

1. Solicitar unas condiciones de conexión nuevas o actualizadas al operador del sistema de distribución correspondiente, si la potencia prevista supera el valor especificado en el contrato de conexión existente.

2. Actualizar el proyecto técnico de la subestación transformadora, incluyendo la selección de protecciones, el estudio de selectividad y, si es necesario, el análisis de cortocircuito para los nuevos parámetros.

3. Acuerdos de protección contra incendios con el perito en protección contra incendios, especialmente importante en el caso de transformadores de aceite de mayor potencia.

4. Recepciones técnicas y mediciones realizadas por entidades autorizadas antes de la puesta en servicio de la subestación modernizada.

5. Actualización del contrato de servicios de distribución y, en el caso de instalaciones de generación, modificación del contrato de conexión con el OSD.

La planificación temprana de estos pasos —idealmente en paralelo a la fase de diseño de la ampliación, y no solo después de su inicio físico— permite evitar retrasos derivados de los largos plazos de tramitación de las solicitudes por parte de los operadores de red.

Cómo abordar la selección de un transformador de MT para futuras ampliaciones

La selección de un transformador de MT es una decisión que, en la práctica, va mucho más allá del balance de potencia actual de la instalación. Tener en cuenta conscientemente el escenario de ampliación —ya sea en forma de líneas de producción adicionales, una flota de vehículos eléctricos, la ampliación de una planta fotovoltaica o la integración de un sistema de almacenamiento de energía— permite evitar la situación en la que una inversión realizada unos años antes se convierte en una barrera para el desarrollo futuro.

Principios clave que conviene aplicar al planificar:

• Selecciona la potencia del transformador con una reserva razonable (generalmente del 20-40%), basada en los planes de inversión reales, y no solo en la demanda actual.

• Diseña la subestación transformadora de forma modular, pensando en la posibilidad de añadir otro campo de distribución o un segundo transformador.

• Analiza no solo el precio de compra, sino el coste total del ciclo de vida (TCO) , teniendo en cuenta el riesgo y el coste de una posible sustitución futura.

• Ten en cuenta la especificidad de la carga: la proporción de cargas no lineales, la generación distribuida prevista o la integración con sistemas de almacenamiento de energía.

• Inicia los procedimientos formales con el operador de red con la antelación suficiente, ya que son ellos quienes suelen marcar el calendario real de la ampliación.

Un transformador de MT adecuadamente planificado no es solo un elemento que cumple los requisitos técnicos actuales: es una inversión en la flexibilidad de toda la instalación para los próximos años de su operación.

Si han llegado hasta aquí, todo mi respeto, porque ha sido un buen repaso de conocimientos sobre el "hierro" que normalmente permanece en silencio en un rincón y simplemente funciona.

En Energeks nos gustan estos temas y nos gusta hablar de ellos, así que si están planeando la ampliación de una instalación y se están preguntando cómo seleccionar el transformador de MT, estaremos encantados de ayudarles a calcularlo y elegirlo con una reserva sensata para el futuro, sin sobredimensionar por si acaso y sin subestimaciones que duelen solo dos años después.

La oferta completa de transformadores de MT la encontrarán aquí,
y si necesitan una unidad disponible de inmediato, echen un vistazo a nuestra tienda de transformadores en stock. A veces, un buen transformador en almacén es mejor que uno ideal dentro de seis meses.

También los invitamos a seguirnos en LinkedIn Energeks, sin spam, pero con contenidos concretos sobre el mundo de la MT y la BT.

¡Hasta el próximo proyecto!

Fuentes:

• WAGO Polska, Punto de conexión a la red — descripción de las condiciones técnicas, el papel de la IRiESD y los requisitos para las instalaciones de MT al conectar consumidores y unidades de generación (PV, sistemas de almacenamiento de energía).

• Comisión Electrotécnica Internacional (IEC), IEC 60076-7:2018 — Power transformers, Part 7: Loading guide for mineral-oil-immersed power transformers.

• Technical Connection Rules explained

La monitorización online de transformadores es una solución especialmente útil en plantas industriales, subestaciones eléctricas, parques fotovoltaicos, centros de datos y en cualquier lugar donde una avería del transformador pueda detener un proceso clave. Este artículo muestra para qué sirve monitorizar un transformador online, qué parámetros son más importantes y cómo abordar el tema en el caso de una flota completa de equipos. Se presta especial atención a la temperatura, la humedad y la carga, porque estas tres áreas permiten conocer mucho sobre las condiciones reales de trabajo del transformador.

Tu transformador puede funcionar durante años sin llamar especialmente la atención.

Está en la subestación, alimenta una fábrica, un parque fotovoltaico, un centro logístico o un conjunto de cargadores.

Emite un característico zumbido uniforme, su carcasa permanece cerrada y el operador lo revisa durante las inspecciones y controles periódicos.

Todo parece estar en orden.

Sin embargo, en su interior están ocurriendo continuamente procesos que no se ven a simple vista. El aislamiento envejece debido a la temperatura. La carga varía según la hora del día y el tipo de trabajo de la instalación. La humedad puede migrar entre el aceite y el aislamiento de celulosa. El sistema de refrigeración puede perder eficacia gradualmente. Una desviación aislada no suele indicar un problema grave, pero una tendencia que se repite debería llamar la atención de los responsables del mantenimiento.

Una avería en un transformador rara vez aparece de la nada. Normalmente, antes envía señales de advertencia. Solo hay que recogerlas, compararlas e interpretarlas correctamente.

De eso se trata la monitorización online de transformadores.

En Energeks somos fabricantes y proveedores de transformadores de media tensión. Desde esta perspectiva, sabemos que la entrega del equipo a la operación cierra una etapa del trabajo.

Luego comienza la realidad diaria: cargas variables, altas temperaturas ambientales, trabajo en espacios reducidos, sobrecargas y decisiones que a menudo se toman bajo presión de tiempo.

La monitorización online del transformador permite controlar en tiempo real su temperatura, carga, humedad, nivel de aceite y otros parámetros de funcionamiento. Gracias al análisis de datos en tiempo real, se pueden detectar precozmente sobrecargas, sobrecalentamientos, problemas de refrigeración y signos de envejecimiento del aislamiento, reduciendo el riesgo de averías y paradas no planificadas. En este artículo analizamos este tema en profundidad.

Tiempo de lectura: aproximadamente 15 minutos.

¿Qué significa la monitorización online de un transformador?

La monitorización online de un transformador significa observar el equipo de forma continua durante su funcionamiento normal. El transformador no necesita ser apagado, abierto ni visitado por un técnico cada vez que se quiera comprobar su estado. Los sensores recogen datos, el sistema los transmite al software correspondiente, y el operador recibe una imagen del funcionamiento del equipo con su historial de cambios, tendencias y alarmas.

Suena sencillo, pero en la práctica se trata de algo más que mostrar unos cuantos números en una pantalla.

El transformador trabaja en condiciones variables. Por la mañana la carga puede ser baja, al mediodía la planta pone en marcha nuevas líneas de producción, y por la tarde el consumo vuelve a bajar. En el caso de un parque fotovoltaico, la situación depende de la irradiación solar. En un centro logístico, influye el ritmo de trabajo del almacén, y en la infraestructura de carga de vehículos eléctricos, la carga puede aumentar bruscamente en cuestión de minutos.

Al mismo tiempo, cambian la temperatura del aceite, la temperatura ambiente, la corriente que circula por los devanados y la carga del sistema de refrigeración. Si a esto se añade la humedad, la suciedad de los radiadores, el desequilibrio de cargas entre fases o el deterioro del aislamiento, una sola lectura deja de ser suficiente. Se necesita un historial de funcionamiento del equipo.

Y ese historial es precisamente lo que crea la monitorización online.

La temperatura del aceite muestra cómo el transformador maneja el calor

La temperatura del aceite es uno de los parámetros más importantes en los transformadores de aceite. El aceite aísla los elementos que están bajo tensión y disipa el calor generado durante el funcionamiento del núcleo y los devanados. En resumen: el transformador produce calor, y el aceite ayuda a evacuarlo del interior del equipo.

Si el transformador trabaja con una carga mayor, aumentan las pérdidas y la temperatura del aceite comienza a subir. El fenómeno en sí es completamente normal. La preocupación aparece cuando la temperatura sube demasiado rápido, se mantiene durante mucho tiempo o alcanza valores más altos que antes en condiciones de trabajo similares.

Imaginemos un transformador que durante varios meses ha estado funcionando con una carga del 70% y manteniendo la temperatura del aceite en torno a los 55–60 °C. Si pasado un tiempo, con la misma carga, la temperatura empieza a alcanzar los 68–70 °C, el sistema está dando al equipo de mantenimiento una señal muy concreta. La causa puede ser la suciedad del radiador, un flujo de aceite restringido, un problema con el ventilador, un aumento de la temperatura ambiente o un cambio en las condiciones de instalación.

Sin un historial, esa lectura es solo un número. Con historial, se convierte en información diagnóstica.

También es importante el tiempo durante el cual se mantiene una temperatura elevada. Un pico de carga de quince minutos y ocho horas de trabajo a alta temperatura tienen un significado muy diferente para el aislamiento. La monitorización registra ambos eventos y permite reconstruir el perfil real de funcionamiento del equipo.

La temperatura de los devanados y el punto más caliente

La temperatura del aceite indica mucho sobre las condiciones en el interior del depósito, pero no siempre muestra el punto más caliente del transformador. En los devanados pueden existir áreas locales con temperaturas más altas, conocidas como el punto más caliente (hot spot).

Precisamente la temperatura del punto más caliente es muy importante para evaluar el envejecimiento del aislamiento. Los materiales aislantes no envejecen de manera uniforme en todo el equipo. Las partes más solicitadas térmicamente trabajan en condiciones más duras que aquellas donde la temperatura es más baja.

Según el diseño del transformador, la temperatura de los devanados o del punto más caliente puede medirse directamente o calcularse a partir de la temperatura del aceite, la corriente de carga y el modelo térmico del equipo. En ambos casos, el sistema necesita datos de varias áreas para que la interpretación tenga sentido.

Si la temperatura del aceite parece correcta pero el modelo indica un nivel inusualmente alto en el punto más caliente, el equipo puede verificar la distribución de la carga, el estado de la refrigeración y las condiciones de trabajo. Esta información es especialmente valiosa en equipos que operan cerca del límite de su potencia nominal.

El transformador no tiene por qué desconectarse inmediatamente por una temperatura elevada. Sin embargo, el aislamiento puede estar envejeciendo más rápido, y las sucesivas sobrecargas irán reduciendo gradualmente su margen de seguridad. La monitorización permite observar este proceso, en lugar de descubrirlo solo después de una avería.

La temperatura ambiente da el contexto adecuado a las lecturas

La temperatura ambiente puede parecer un parámetro secundario. En realidad, sin ella es difícil evaluar correctamente el funcionamiento del sistema de refrigeración.

Un transformador que trabaja a una temperatura ambiente de 12 °C tiene condiciones de disipación de calor muy diferentes a las de un equipo situado en una nave caliente o en un contenedor donde la temperatura supera los 35 °C. La misma temperatura de aceite puede indicar un funcionamiento normal en un caso y una sobrecarga térmica en el otro.

La alta temperatura ambiente reduce la capacidad de refrigeración. Si además el transformador se encuentra en un local con ventilación limitada, el calor puede acumularse alrededor del depósito. En estas condiciones, el equipo se calentará más rápido y tardará más en volver a su temperatura de equilibrio.

La combinación de la temperatura ambiente con la temperatura del aceite y la carga permite evaluar si la reacción del transformador es adecuada a las condiciones. El sistema también puede detectar cambios estacionales. En verano las temperaturas serán más altas, en invierno más bajas, pero el equipo debería comportarse según un patrón predecible.

La corriente y la tensión muestran las condiciones eléctricas reales

La monitorización de la corriente permite comprobar cuánta energía fluye realmente a través del transformador. La documentación del proyecto muestra la potencia nominal y las condiciones de trabajo previstas. Solo las mediciones en operación revelan cómo es el día a día.

La corriente puede cambiar muy rápidamente. En una planta de producción, aumenta al arrancar máquinas y líneas tecnológicas. En una instalación con muchos inversores, depende de la producción de energía y del funcionamiento de los receptores. En la infraestructura de carga de vehículos eléctricos, varias sesiones de carga simultáneas pueden provocar un pico breve pero intenso.

El sistema registra estos eventos y permite determinar si ocurren esporádicamente o si se repiten cada día.

La tensión aporta información adicional. Sus fluctuaciones, asimetrías o valores atípicos pueden indicar problemas en la red, una configuración incorrecta de las cargas o condiciones que afectan a la carga del transformador. Al analizar la tensión, también se puede considerar la calidad de la energía, los armónicos y las perturbaciones transitorias.

No todas las instalaciones requieren un análisis de la calidad de la energía igualmente detallado. Sin embargo, en el caso de una fábrica con muchos accionamientos, rectificadores, inversores y convertidores, este tipo de mediciones puede proporcionar información muy valiosa sobre la carga del transformador.

La potencia activa y reactiva ayudan a entender el carácter de la carga

La corriente indica cuánta energía fluye a través del equipo. La potencia activa y la reactiva ayudan a entender cómo se utiliza esa energía.

La potencia activa es la que realiza el trabajo útil: mover motores, alimentar máquinas, iluminación, calefacción o carga de baterías. La potencia reactiva está relacionada, entre otros, con el funcionamiento de equipos inductivos y capacitivos. No realiza un trabajo útil de la misma manera que la activa, pero influye en la corriente que circula por la instalación y en la carga del transformador.

En una fábrica puede ocurrir que la potencia activa se mantenga en un nivel moderado, pero la potencia reactiva sea alta. El transformador debe entonces conducir una corriente mayor, lo que se traduce en pérdidas y calentamiento.

La monitorización permite observar estas relaciones a lo largo del tiempo. Se puede comprobar si ciertos equipos o procesos provocan un aumento de la potencia reactiva, si el problema aparece a una hora concreta y si las medidas de compensación producen el efecto esperado.

El factor de potencia muestra la eficiencia con que se utiliza la infraestructura

El factor de potencia, representado como cos φ, describe la relación entre la potencia activa y la potencia aparente. Cuanto menor es su valor, mayor es la proporción de potencia reactiva en la carga eléctrica total.

Un factor de potencia alto significa un mejor aprovechamiento de la potencia disponible del transformador. Un factor de potencia bajo puede provocar un aumento de la corriente, mayores pérdidas y una reducción del margen de carga disponible.

Para el operador de una flota de transformadores, los datos de cos φ pueden ser útiles al comparar ubicaciones. Una planta puede consumir una potencia activa similar a otra, pero cargar más el transformador debido a una mayor proporción de potencia reactiva.

Este tipo de información ayuda a tomar decisiones sobre compensación de potencia reactiva, distribución de receptores y planificación de futuras ampliaciones de la instalación.

Asimetría de carga entre fases

En un mundo ideal, cada fase estaría cargada de manera uniforme. En las instalaciones reales, sin embargo, los receptores están distribuidos de forma diferente, algunos funcionan de manera cíclica y otros se ponen en marcha de forma independiente.

Si una fase está claramente más cargada que las demás, puede producirse un calentamiento desigual y un deterioro de las condiciones de trabajo. La asimetría prolongada también afecta a la calidad de la tensión y puede ser señal de un problema en el lado de los receptores.

La monitorización de cada fase permite detectar si el desequilibrio es puntual o permanente. En el primer caso, puede deberse al ciclo normal de trabajo. En el segundo, conviene revisar la distribución de la carga, la configuración de la instalación y los equipos conectados a cada fase.

Esto es especialmente importante en fábricas complejas, donde la carga cambia con el funcionamiento de muchos receptores independientes.

Nivel de aceite y estanqueidad del sistema

En un transformador de aceite, el nivel de aceite está directamente relacionado con la seguridad del aislamiento y la refrigeración. Una caída del nivel puede deberse a una fuga en el depósito, conductos, pasatapas, radiadores o en el sistema del conservador.

Un cambio pequeño no siempre significa un peligro inmediato. Si el nivel desciende gradualmente durante varias semanas, el sistema puede ayudar a determinar la tasa de pérdida. Si la caída es repentina, la alarma debería llevar a una inspección rápida.

También influye la temperatura. El aceite cambia de volumen con la temperatura, por lo que su nivel puede variar naturalmente según las condiciones de trabajo. La monitorización permite relacionar el nivel de aceite con la temperatura y distinguir un cambio normal de volumen de una posible fuga.

En transformadores equipados con conservador, los indicadores de nivel y el sistema de respiración también desempeñan un papel importante. Los datos de estos elementos pueden complementar la imagen general y facilitar la evaluación del comportamiento del equipo.

Humedad en el aceite y en el aislamiento

La humedad tiene un gran impacto en el estado del sistema aislante del transformador. Puede acelerar el envejecimiento del papel, reducir la rigidez dieléctrica del aceite y afectar al comportamiento del equipo con cargas elevadas.

La humedad puede entrar por fugas, el sistema de respiración, juntas dañadas, trabajos de mantenimiento incorrectos o condiciones inadecuadas de transporte y almacenamiento. El agua también puede moverse entre el aceite y los materiales de celulosa dentro del transformador.

La interpretación de la medición requiere tener en cuenta la temperatura. La humedad no se distribuye de manera completamente estable en el aislamiento. Al cambiar la temperatura y la carga, también cambian las condiciones de equilibrio entre el aceite y el papel.

Por eso, la monitorización de la humedad es más valiosa cuando los datos se analizan junto con la temperatura del aceite, la temperatura del punto más caliente y la carga. Así se puede observar si el nivel de humedad es estable, aumenta, reacciona a las sobrecargas o muestra variaciones estacionales.

Gases disueltos en el aceite

Los gases disueltos en el aceite se generan como resultado de los procesos que ocurren en el interior del transformador. Su presencia no siempre indica una avería grave, pero ciertos gases y su tasa de aumento pueden indicar sobrecalentamiento, descargas parciales, degradación de la celulosa o arco eléctrico.

El análisis DGA puede realizarse en laboratorio a partir de muestras de aceite. En transformadores de gran potencia o alta criticidad, se puede instalar un analizador online que observe ciertos gases de forma continua.

Este sistema no sustituye al laboratorio ni a la experiencia del ingeniero. Pero proporciona información entre análisis sucesivos. Si la concentración de un gas determinado empieza a aumentar más rápido que antes, el operador puede planificar un análisis adicional, una reducción de la carga o una inspección del equipo.

En el diagnóstico de transformadores, la velocidad de cambio es fundamental. Un solo resultado puede ser difícil de interpretar. Una serie de resultados que muestra una tendencia clara dice mucho más.

Estado de ventiladores y bombas

El sistema de refrigeración puede tener un excelente diseño y una capacidad adecuada, pero su eficacia depende del funcionamiento real de los ventiladores, bombas, termostatos, controladores y sistema de alimentación.

La monitorización puede mostrar cuándo se han puesto en marcha los ventiladores, cuánto tiempo han estado funcionando y si la temperatura cambia como se espera. Si los ventiladores funcionan durante mucho tiempo y la temperatura del aceite sigue subiendo, hay que buscar las causas más allá. Puede haber un problema con el flujo de aire, la suciedad del radiador, la bomba de aceite o el sensor.

En el caso de una flota de transformadores, la comparación del funcionamiento de la refrigeración puede ser muy reveladora. Si un transformador, con una carga similar, pone en marcha los ventiladores con mucha más frecuencia que los demás, el sistema muestra una diferencia que merece ser investigada.

Vibraciones y ruido anormal

El transformador emite un sonido característico relacionado, entre otros, con el funcionamiento del núcleo, la magnetostricción y la corriente de carga. Un cambio en el ruido o la aparición de vibraciones inusuales puede indicar problemas mecánicos, elementos sueltos, cambios en el funcionamiento del núcleo o anomalías en los devanados.

El ruido en sí mismo es difícil de evaluar basándose únicamente en la impresión subjetiva de una persona. Un operador puede decir que el transformador "zumba un poco más fuerte", mientras que otro considerará que todo suena normal. Los sensores de vibración y el análisis de frecuencia permiten comparar la señal actual con mediciones anteriores.

No todo cambio de sonido indica un daño. Lo que importa es la repetitividad, la dirección del cambio y la coherencia con otros parámetros.

Descargas parciales

Las descargas parciales son fenómenos eléctricos localizados que ocurren en puntos donde el aislamiento no funciona correctamente. Pueden estar asociadas a cavidades, contaminación, daños en el material aislante o una sobrecarga local del campo eléctrico.

Su detección requiere sensores adecuados y una interpretación avanzada. La monitorización de descargas parciales se aplica principalmente a equipos de alto valor, gran importancia para el sistema o con un riesgo elevado de avería.

La detección precoz de estos fenómenos permite una diagnosis más precisa y la planificación de actuaciones. En el caso de un transformador que alimenta un proceso industrial crítico, esto puede decidir si la desconexión se produce durante una parada planificada o en medio de la producción normal.

Alarmas de protecciones e historial de eventos

La monitorización también debe registrar las alarmas y las actuaciones de las protecciones. La mera información de que una alarma está activa es importante, pero el historial tiene un valor aún mayor.

Se puede comprobar si la alarma aparece por primera vez o si se repite desde hace meses. Se puede relacionar con la temperatura, la carga y el estado de la refrigeración. Se puede ver si, tras un evento determinado, los parámetros han vuelto a su nivel anterior.

De este modo, cada evento queda registrado y puede utilizarse en análisis posteriores. La memoria del equipo no depende de que alguien estuviera presente y anotara el resultado en una libreta.

El alcance de la monitorización debe corresponder al riesgo real

No todos los transformadores necesitan un sistema completo con análisis de gases, vibraciones y descargas parciales.

Un pequeño transformador de distribución que trabaja en una nave de fácil acceso puede requerir solo control de temperatura, carga y alarmas básicas. Para una unidad más grande que alimenta una línea de producción, merece la pena añadir nivel de aceite, estado de la refrigeración y análisis de tendencias. Un transformador que trabaja en un hospital, un centro de datos, una fundición o una gran subestación eléctrica puede necesitar un diagnóstico mucho más amplio.

Hay que tener en cuenta la potencia del equipo, su antigüedad, historial de trabajo, carácter de la carga, disponibilidad de reserva, plazo de entrega de un nuevo transformador, condiciones ambientales y coste de la parada.

En el caso de una flota, resulta especialmente útil un modelo gradual. Los equipos más críticos reciben una monitorización más completa, mientras que el resto se observa con un conjunto básico de parámetros. Todos los datos, sin embargo, van a parar al mismo sistema, lo que permite comparar el funcionamiento de las distintas unidades y detectar rápidamente aquellas que se comportan de forma diferente al resto.

La monitorización online tiene sentido cuando los datos conducen a una acción. El operador debe saber qué significa cada alarma, quién la analiza y qué pasos deben seguirse. Entonces, los sensores, la comunicación y el software forman una herramienta práctica de mantenimiento, y no una pestaña más en el sistema que nadie consulta.

¿Por qué las protecciones del transformador no son suficientes?

Las protecciones son imprescindibles.

Protegen al transformador y a la instalación en situaciones en las que continuar la operación podría provocar daños graves. Responden a estados de emergencia concretos: cortocircuitos, sobrecargas, temperatura excesiva, caída del nivel de aceite u otros fenómenos peligrosos.

Su actuación es de tipo interventivo.

La monitorización proporciona una imagen más amplia.

Registra las condiciones de trabajo antes de la alarma, durante la alarma y después de que se produzca. Muestra no solo que la temperatura ha superado un cierto nivel, sino también si eventos similares se han repetido en las últimas semanas. Se puede comprobar con qué carga aparece el problema, con qué rapidez sube la temperatura y si el sistema de refrigeración responde correctamente.

El transformador puede funcionar durante mucho tiempo en condiciones que no provocan una actuación inmediata de la protección. Las sobrecargas regulares, la refrigeración insuficiente o la humedad elevada pueden ir deteriorando gradualmente el estado del aislamiento. El equipo sigue alimentando los receptores, pero su margen de seguridad es cada vez menor.

Precisamente estos procesos son especialmente importantes desde el punto de vista de la monitorización online. Permiten reaccionar ante un cambio en el comportamiento del equipo antes de que la situación alcance un nivel que requiera una desconexión de emergencia.

Cómo afecta la temperatura al funcionamiento del transformador

La temperatura es uno de los parámetros más fáciles de medir y más útiles desde el punto de vista diagnóstico.

En un transformador de aceite, el aceite aísla los devanados y disipa su calor. La energía perdida en el núcleo y los devanados se convierte en calor, que debe ser transferido al entorno. Con una carga mayor, aumentan las pérdidas y con ellas la temperatura.

El aumento de temperatura durante una carga mayor es un fenómeno natural. Lo importante es la forma en que el equipo responde al cambio de condiciones.

Supongamos que un transformador trabajó el lunes con una carga del 70% y la temperatura del aceite se estabilizó en 58 °C. Una semana después, con una carga similar, la temperatura subió a 66 °C. Esto no tiene por qué significar una avería, pero es una información que requiere verificación. La causa podría ser una temperatura ambiente más alta, suciedad en el radiador, flujo de aceite restringido, un problema con el ventilador o un cambio en las condiciones de instalación.

La monitorización permite relacionar:

• carga,

• temperatura del aceite,

• temperatura ambiente,

• duración de la temperatura elevada,

• estado del sistema de refrigeración,

• historial de mediciones anteriores.

Este conjunto de datos proporciona una imagen mucho más completa que una única lectura realizada durante la visita de un técnico.

La alta temperatura acelera el envejecimiento del aislamiento. Cada transformador tiene unas condiciones de trabajo determinadas, pero una operación prolongada a temperatura elevada puede acortar su vida útil real. Por eso, el sistema debe registrar también la duración de la carga y la temperatura. Un pico de carga breve y un funcionamiento de varias horas a alta temperatura tienen un significado diferente para el equipo.

¿Es más importante la monitorización de la temperatura de los devanados que la del aceite?

Ambas mediciones son necesarias, porque muestran diferentes aspectos del mismo proceso.

La temperatura del aceite indica las condiciones térmicas en el depósito. La temperatura de los devanados, o la temperatura calculada del punto más caliente, permite evaluar mejor la carga del aislamiento y el calentamiento local.

En muchos transformadores, la temperatura del punto más caliente no se mide directamente. Se determina a partir de la temperatura del aceite, la corriente de carga, las características del equipo y el modelo térmico. En sistemas más avanzados se pueden utilizar sensores adicionales o soluciones específicas para una evaluación más precisa del estado de los devanados.

El punto más caliente tiene especial importancia porque la temperatura local puede ser superior al valor medido en otro lugar del depósito. Es precisamente en las partes más calientes donde el aislamiento envejece más rápido.

Si el sistema de monitorización conoce la temperatura del aceite, la carga y las condiciones ambientales, puede evaluar si el funcionamiento actual del equipo se ajusta al perfil térmico previsto. Una desviación de este perfil puede indicar un cambio en la eficiencia de la refrigeración, un problema mecánico o una distribución atípica de la carga.

Cómo afecta la carga al transformador

El transformador trabaja en condiciones que pueden cambiar de forma muy dinámica.

En una planta de producción, la carga aumenta al poner en marcha las máquinas. En un almacén automático, depende de la intensidad de trabajo de los sistemas de transporte. En una instalación con cargadores de vehículos, el consumo de energía puede variar según el número de vehículos que se estén cargando simultáneamente. En un parque fotovoltaico, la carga y el flujo de energía dependen de la producción de los inversores y de la configuración de la red.

Las suposiciones de proyecto sobre el consumo medio de energía pueden parecer razonables sobre el papel, pero la operación real puede traer un perfil completamente diferente.

La monitorización de la carga muestra:

• cuándo se producen los picos,

• cuánto duran,

• con qué frecuencia se repiten,

• si la carga es equilibrada entre fases,

• cómo responde térmicamente el transformador,

• si aparecen sobrecargas estacionales.

Por ejemplo, un transformador puede tener una carga media del 65%, pero cada día, durante dos horas, trabajar al 105%. El promedio diario parece seguro, pero los picos repetidos afectan a la temperatura y al envejecimiento del aislamiento.

Otro aspecto es la asimetría de fases. Una carga desequilibrada puede provocar un aumento local de la temperatura y empeorar las condiciones de trabajo. La monitorización de cada fase permite detectar que el problema afecta a una parte concreta de la instalación y no a todo el transformador.

Por qué la humedad en el transformador es tan importante

La humedad afecta al aceite, al papel aislante y a la resistencia general del sistema aislante.

Puede penetrar en el interior del transformador a través de fugas, el sistema de respiración, juntas dañadas, trabajos de mantenimiento incorrectos o condiciones inadecuadas de transporte y almacenamiento. El agua también puede generarse o moverse dentro de los materiales aislantes durante la operación.

El aislamiento de celulosa absorbe la humedad. Su presencia puede acelerar la degradación del papel, reducir la rigidez dieléctrica del aceite y aumentar el riesgo de fenómenos adversos durante una sobrecarga. A alta temperatura y con una concentración suficiente de humedad, también puede aparecer el riesgo de formación de burbujas de gas en el aceite.

La humedad no se comporta de manera completamente estática en el transformador. Su distribución depende de la temperatura, la carga, el tipo de aceite y el estado del aislamiento. El agua puede moverse entre el aceite y el papel. El resultado de un análisis realizado en un momento dado no siempre refleja el estado completo de todo el sistema aislante.

Por eso, la monitorización de la humedad debe analizarse junto con la temperatura y la carga. Solo así se puede ver si un cambio determinado es una tendencia constante, una reacción a un cambio en las condiciones de trabajo o el resultado de una medición errónea.

CIGRE señala que, al interpretar la humedad, deben tenerse en cuenta, entre otros, la temperatura del aceite, la temperatura del punto más caliente, la carga, el modo de refrigeración y el tipo de sistema de respiración. Este enfoque permite evaluar mejor el envejecimiento del aislamiento y el riesgo asociado a la sobrecarga.

Cómo se analizan los gases disueltos en el aceite

En el aceite del transformador pueden acumularse gases generados por los procesos que ocurren en el interior del equipo. Su tipo, concentración y tasa de aumento proporcionan información sobre posibles problemas.

El análisis DGA incluye, entre otros, hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Ciertos gases pueden estar relacionados con el sobrecalentamiento del aceite, la degradación de la celulosa, las descargas parciales o el arco eléctrico.

El análisis de laboratorio tradicional consiste en tomar muestras de aceite periódicamente. Es un método diagnóstico importante y sigue siendo la base de muchos procedimientos de mantenimiento de transformadores. La monitorización online permite observar los cambios entre análisis de laboratorio.

En el caso de un transformador grande que trabaja en una instalación crítica, el análisis continuo de gases puede ser especialmente importante. Un rápido aumento de un componente determinado puede activar un control adicional, la toma de una muestra, una reducción de la carga o la preparación de una desconexión planificada.

El DGA requiere una interpretación experta. No basta con mirar un número y decidir la sustitución inmediata del equipo. Se analiza el historial, la velocidad de cambio, las proporciones de gases, los resultados de laboratorio, la temperatura, la carga y otros síntomas.

Cómo funciona un sistema de monitorización de transformadores

Un sistema de monitorización se compone de varias capas que trabajan conjuntamente.

La primera son los sensores. Registran temperatura, corriente, tensión, humedad, nivel de aceite, gases o vibraciones.

La segunda capa se encarga de la recogida y transmisión de datos. Un módulo de comunicación o una pasarela industrial puede realizar un procesamiento preliminar de las mediciones, filtrar interferencias, almacenar datos localmente y transmitirlos al sistema superior. Según la infraestructura, se utilizan Ethernet, Modbus TCP, MQTT, red móvil o integración con el sistema SCADA.

La tercera capa es el análisis. El software compara los valores con los niveles de alarma, sigue las tendencias y puede detectar desviaciones del comportamiento típico de cada equipo.

La cuarta capa sirve para la presentación y gestión de alarmas. El operador puede recibir la información en un panel, por correo electrónico, SMS o aplicación. En instalaciones distribuidas, el acceso remoto es especialmente importante.

El sistema tiene más valor cuando la información que transmite es comprensible para el equipo de mantenimiento. Una alarma debe indicar el equipo, el parámetro, el momento de inicio del problema, la velocidad de cambio y el nivel de urgencia.

1. Sensores y mediciones

La primera capa del sistema se encuentra directamente junto al transformador. Los sensores registran sus parámetros operativos más importantes: la temperatura del aceite y de los devanados, la corriente, la tensión, la carga, la humedad, el nivel de aceite, los gases disueltos y las vibraciones. Es aquí donde se generan los datos que reflejan el estado real del equipo.

2. Recopilación y transmisión de datos

Las mediciones recopiladas se envían a un módulo de comunicación o a una pasarela industrial. El dispositivo puede filtrar inicialmente las interferencias, almacenar los datos de forma local y transmitirlos mediante Ethernet, Modbus TCP, MQTT, una red móvil o un sistema SCADA existente.

3. Análisis e interpretación

En la tercera capa, los datos comienzan a adquirir significado. El software compara los valores actuales con los umbrales de alarma, analiza las tendencias y comprueba si el transformador se comporta de manera similar a periodos anteriores. El sistema puede detectar un aumento gradual de la temperatura, una carga inusual o un cambio en los parámetros que todavía no haya superado el umbral de alarma.

4. Presentación y respuesta

La última capa transmite la información al operador. Los resultados pueden consultarse en un panel, una aplicación o un sistema SCADA, o enviarse por correo electrónico, SMS o notificación. Una alarma bien configurada identifica el equipo y el parámetro concretos, el momento en que comenzó el problema, la velocidad del cambio y el nivel de urgencia. De este modo, el equipo puede decidir si basta con mantener la situación bajo observación, si se requiere un diagnóstico adicional o si es necesario actuar inmediatamente.

¿Tiene sentido la monitorización online para toda una flota de transformadores?

En el caso de un gran número de equipos, la monitorización online permite organizar una enorme cantidad de información.

Con un solo transformador, las rondas de inspección regulares, los análisis de aceite, la termografía y las revisiones pueden proporcionar un control suficiente. Con una docena o varias decenas de unidades, aumenta el riesgo de que el equipo pase por alto un cambio que se está desarrollando entre visitas sucesivas.

La flota puede estar dispersa entre fábricas, subestaciones, parques fotovoltaicos y puntos de carga. Cada transformador puede tener una potencia, antigüedad, historial de trabajo e importancia para el proceso diferentes. Un sistema centralizado permite reunir la información en un solo lugar.

El operador puede comprobar el estado de toda la flota y luego pasar a una ubicación concreta y a un equipo específico. Es posible comparar transformadores de potencia y diseño similares. Se puede ver qué equipos tienen más alarmas, cuáles trabajan más cerca del límite de carga y dónde la temperatura sube más rápido que en unidades comparables.

Este sistema también ayuda a detectar problemas comunes a varios equipos. Si los transformadores de una misma ubicación tienen perfiles de temperatura similares, la causa puede ser la ventilación, la temperatura ambiente o las condiciones de instalación. Si solo una unidad se comporta de forma diferente, es más probable que su estado técnico individual sea el responsable.

Cómo diseñar la monitorización de una flota de transformadores

La monitorización de una flota de transformadores comienza con una pregunta sencilla: ¿qué equipos requieren realmente una atención constante y cuáles pueden trabajar tranquilamente con una supervisión básica?

Porque si conectamos todos los sensores posibles a cada transformador, generaremos una impresionante cantidad de datos. Pero, ¿de qué sirve si el operador tiene que mirar cientos de gráficos cada día, la mayoría de los cuales no cambian nada? Un sistema de monitorización debe ayudar a tomar decisiones, no convertir el mantenimiento en un maratón digital de paneles de control.

Un sistema de monitorización bien diseñado debe responder a la estructura de gestión de la infraestructura. La persona responsable de todos los activos energéticos necesita una imagen diferente a la del técnico que analiza un transformador concreto. Uno mira el mapa general, el otro se adentra en los detalles de un equipo específico.

Tres niveles de información

En el nivel más alto, el gestor debe ver toda la flota de forma rápida y clara. ¿Cuántos transformadores funcionan correctamente? ¿Dónde hay alarmas activas? ¿Qué ubicaciones requieren una respuesta? ¿El problema afecta a un solo equipo o a varios transformadores que trabajan en condiciones similares?

Esta vista no debería parecerse a la cabina de un avión a punto de despegar hacia Marte. Basta con un mapa de ubicaciones legible, el estado de los equipos, el número de alarmas, su nivel de urgencia y la información sobre qué unidades se desvían de su comportamiento típico.

Si noventa y nueve transformadores funcionan de forma estable y uno lleva varios días mostrando una temperatura elevada con una carga similar, el sistema debería resaltar esta información en primer plano. El operador no debería tener que buscarla entre cientos de indicadores verdes. El verde es agradable, pero en exceso puede ocultar eficazmente un pequeño problema rojo.

El segundo nivel corresponde a una subestación, fábrica o ubicación concreta. Aquí importa el trabajo conjunto de varios equipos. Se pueden comparar sus cargas, temperaturas, actividad de los sistemas de refrigeración e historial de alarmas. Esta vista ayuda a detectar si la carga se distribuye de forma equilibrada y si un transformador no está asumiendo una parte excesiva del trabajo.

Por ejemplo, tres transformadores en una fábrica trabajan a una temperatura ambiente similar. Dos mantienen la temperatura del aceite en torno a 55 °C, mientras que el tercero alcanza los 68 °C con una carga comparable. Esto no es aún un veredicto técnico, pero es una muy buena razón para comprobar la refrigeración, el flujo de aire, la limpieza del radiador, las indicaciones del sensor y las condiciones reales de trabajo.

En el tercer nivel se encuentra el transformador concreto. Aquí se necesitan detalles: gráficos de temperatura, corriente y carga, datos sobre el nivel de aceite, humedad, funcionamiento de los ventiladores, resultados de análisis de aceite, información sobre revisiones, averías registradas e historial de actuaciones realizadas.

El técnico debe poder comprobar no solo que se produjo una alarma, sino también cuándo comenzó, cuánto duró y qué ocurría con el equipo al mismo tiempo. Una alarma sin contexto es como un mensaje que dice: "algo falla". El historial permite formular una pregunta concreta: ¿qué ha cambiado exactamente y qué pudo haberlo provocado?

Primero la criticidad, luego los sensores

Antes de elegir el alcance de la monitorización, conviene realizar un análisis de criticidad de cada transformador. Suena muy formal, pero en la práctica se trata de determinar cuánto puede complicarle la vida a la empresa un equipo si deja de funcionar de repente.

¿El transformador alimenta una nave entera o toda una línea de producción? ¿Su avería detendría un proceso tecnológico, un centro de datos, un sistema de refrigeración o una infraestructura de carga? ¿Existe un transformador de reserva? ¿Cuánto tardaría en llegar un equipo nuevo? ¿Se podría instalar sin tener que modificar la cimentación y toda la instalación?

También hay que tener en cuenta la ubicación. Un transformador situado junto a la fábrica, donde el equipo de mantenimiento está disponible las 24 horas, se encuentra en una situación diferente a la de un equipo que trabaja en un parque fotovoltaico remoto, en un terreno difícil o en una subestación a la que el acceso requiere planificación y cortes de suministro.

También influye el historial. Si el equipo ha tenido anteriormente problemas de temperatura, humedad, fugas, cambiador de tomas o sistema de refrigeración, no debería tratarse igual que un transformador nuevo que lleva años funcionando de forma estable.

A esto se añade el coste de la parada. En un lugar, una hora de interrupción significa unas cuantas llamadas telefónicas y un desplazamiento del plan de trabajo. En otro, puede significar la detención de la producción, la pérdida de un lote de material, la interrupción del suministro eléctrico o la necesidad de poner en marcha un costoso suministro de respaldo.

No todos los transformadores necesitan la misma monitorización

Tras el análisis de criticidad, los transformadores pueden dividirse en varios grupos.

Los equipos más críticos reciben una monitorización completa. En su caso, puede estar justificado observar la temperatura del aceite y del punto más caliente, la carga, el nivel de aceite, la humedad, el estado de la refrigeración, las alarmas de protecciones y, con la potencia adecuada, también los gases disueltos, las vibraciones o las descargas parciales.

Un segundo grupo incluye equipos importantes para el proceso, pero que disponen de cierta reserva o de un acceso de mantenimiento más fácil. Aquí puede ser razonable monitorizar la temperatura, la corriente, la tensión, la carga, las alarmas básicas y el funcionamiento de la refrigeración. Si los datos muestran una tendencia preocupante, se puede ampliar el diagnóstico o planificar análisis adicionales.

Un tercer grupo lo forman equipos de menor criticidad, que trabajan en condiciones predecibles y son de fácil acceso para el personal. En este caso, suele ser suficiente el control de parámetros básicos, el registro de alarmas y el análisis periódico de tendencias.

Este enfoque permite evitar dos extremos. El primero consiste en equipar cada transformador con todo el catálogo de sensores, aunque luego nadie analice los datos obtenidos. El segundo reduce la monitorización a un solo indicador que permanece en verde durante cinco años hasta que un día se apaga junto con el transformador.

Lo que importa es la comparación, no solo el número

En el caso de una flota, la posibilidad de comparar equipos es especialmente valiosa. Un transformador no debe evaluarse únicamente según un límite universal. Conviene comprobar cómo se comporta en relación con su propio historial y en relación con unidades similares.

Si todos los transformadores de un grupo reaccionan de forma parecida al aumento de la temperatura ambiente, probablemente estemos ante un fenómeno normal. Si uno de ellos empieza a calentarse más rápido que los demás, la situación es diferente.

Algo similar ocurre con las alarmas. Dos equipos pueden tener cinco alarmas al mes, pero en un caso serán avisos breves relacionados con un pico momentáneo de carga, y en el otro, señales repetidas de aumento de temperatura y problemas de refrigeración. El simple número de alarmas no basta. Se necesita su contexto, duración y relación con otros parámetros.

La monitorización debe terminar en una decisión

El mejor sistema de monitorización no es el que muestra más datos. Es el que ayuda a decidir qué hacer a continuación.

Una alarma debe tener un nivel de urgencia definido. Ante una señal informativa, basta con registrar el evento y observar la tendencia. Un aviso puede requerir un análisis por parte del equipo de mantenimiento o la planificación de una medición adicional. Una alarma crítica debería activar un procedimiento claramente definido: reducción de la carga, inspección in situ, preparación de una desconexión o conmutación a la reserva.

Cada alarma debe indicar el equipo concreto, el parámetro, el momento de inicio del problema, la velocidad de cambio y las condiciones en las que se produjo. Es bueno que el sistema también sugiera qué acciones se han tomado anteriormente y si una situación similar se ha producido en el pasado.

La monitorización de una flota de transformadores debería funcionar, por tanto, como un equipo bien organizado. En la parte superior muestra una imagen de toda la infraestructura. En los niveles intermedios permite analizar una subestación concreta. Y al final lleva al técnico hasta un solo equipo, una sola tendencia y una sola decisión.

¿Sustituye la monitorización online a las revisiones y al análisis de aceite?

La monitorización online debe complementar los métodos de diagnóstico existentes.

Las inspecciones visuales permiten evaluar el estado del depósito, las conexiones, los pasatapas, los radiadores, las válvulas y los sellos. La termografía muestra la distribución de la temperatura en la superficie del equipo. Los análisis de aceite proporcionan información sobre sus propiedades, contenido de agua, rigidez dieléctrica y gases disueltos. Las mediciones eléctricas permiten evaluar ciertos elementos del sistema aislante.

Un sensor de temperatura no sustituye a una inspección visual. Una plataforma de monitorización no hará por el técnico la evaluación de las conexiones. Un DGA online no elimina la necesidad de realizar análisis de laboratorio, especialmente cuando aparece un cambio preocupante.

El mejor resultado se obtiene combinando los datos actuales con la documentación, el historial del equipo y los resultados de las revisiones. Así se puede saber si la desviación actual es algo nuevo o si se repite desde hace tiempo.

Cómo implementar la monitorización de un transformador paso a paso

Primero, hay que determinar qué problema debe resolver el sistema. En una fábrica, lo más importante puede ser el control de sobrecargas. En otra, la prioridad puede ser la observación remota de equipos dispersos. En un gran transformador de red, los gases disueltos, la humedad y la temperatura del punto más caliente pueden ser fundamentales.

A continuación, se seleccionan los sensores, el sistema de comunicación y el alcance de la integración con el sistema de automatización existente. En esta fase, conviene comprobar qué señales ya están disponibles y cuáles requieren instrumentación adicional.

Tras la puesta en marcha, el sistema debe recoger datos de referencia. Varias semanas de funcionamiento normal ayudan a establecer el perfil típico de temperatura, carga y funcionamiento de la refrigeración. Solo entonces se pueden ajustar correctamente las alarmas.

Otro elemento es el procedimiento de reacción. Cada alarma debe tener una persona responsable asignada y una forma de actuación definida. El equipo debe saber cuándo basta con observar, cuándo hay que realizar un análisis adicional y cuándo es necesario reducir la carga o preparar una desconexión.

Un sistema de monitorización sin un procedimiento de reacción sigue siendo solo una fuente de datos. Su valor aparece cuando los datos conducen a una decisión operativa concreta.

¿Es rentable la monitorización online de transformadores?

La rentabilidad depende de la relación entre el coste de implantación y las consecuencias de una avería.

Una parada puede significar la detención de la producción, la pérdida de la capacidad de vender energía, problemas con la ejecución de contratos, costes de alquiler de un transformador de sustitución, transporte, trabajos de mantenimiento y puesta en marcha de nuevo de la instalación.

La monitorización se justifica especialmente en el caso de transformadores que:

• alimentan procesos críticos,

• trabajan con cargas altas o variables,

• se encuentran en ubicaciones de difícil acceso,

• pertenecen a una flota dispersa,

• cuya sustitución conlleva un largo plazo de entrega,

• tienen un historial de averías,

• carecen de equipo de reserva.

En el caso de un transformador más pequeño y de baja criticidad, puede ser suficiente una monitorización básica de temperatura, corriente y alarmas. En el caso de un equipo grande que trabaja en una subestación clave, el alcance del diagnóstico será mucho mayor.

La mejor base para la decisión es un análisis de riesgos. El coste del sistema debe compararse con el valor del proceso protegido y el posible coste de una parada.

¿Qué parámetros monitorizar en primer lugar?

Para la mayoría de las instalaciones, un buen punto de partida son la temperatura, la carga y el estado del sistema de refrigeración.

La temperatura muestra las condiciones térmicas de trabajo del transformador. La carga explica de dónde vienen esas condiciones. El estado de los ventiladores, bombas y otros elementos de refrigeración permite evaluar si el equipo está disipando el calor correctamente.

En transformadores de aceite, también merece la pena considerar la monitorización del nivel de aceite y de la humedad. En unidades de gran potencia o alta criticidad, puede estar justificado el uso de DGA online, la medición de descargas parciales y el análisis de vibraciones.

La selección debe basarse en el diseño del equipo, el modo de operación y las consecuencias de una posible avería. Cada función adicional tiene sentido cuando los datos se van a utilizar en el proceso de mantenimiento.

Resumen y conclusiones

La monitorización online de transformadores ofrece la posibilidad de observar el equipo durante su funcionamiento real. Muestra la temperatura, la carga, la humedad y otros parámetros en el tiempo, permitiendo reconocer tendencias y reaccionar a los cambios con la antelación suficiente.

En el caso de un solo transformador, el sistema ayuda a organizar el diagnóstico y a reducir el riesgo de pasar por alto un problema. En el caso de una flota completa, se convierte en una herramienta de gestión de activos energéticos. Facilita la comparación de unidades, el establecimiento de prioridades, la planificación de revisiones y la toma de decisiones sobre la operación futura.

El transformador puede funcionar correctamente durante muchos años, pero su estado cambia con la temperatura, la carga, la humedad y las condiciones ambientales. Cuanto más sepamos sobre estos cambios, más fácil será planificar el mantenimiento, reducir las paradas y utilizar el equipo de forma segura.

Energeks suministra transformadores de aceite y de resina, seleccionados para la carga real, las condiciones de trabajo y la importancia de la instalación. Al elegir un equipo, se pueden tener en cuenta, entre otros, los requisitos de refrigeración, la resistencia a la humedad y al polvo, la seguridad contra incendios, el nivel de ruido, el espacio disponible y el sistema de monitorización previsto.

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Fuentes:

1. CIGRE – Online moisture monitoring of transformers for ageing assessment

2. IEC – The Establishment and Design of Standard for Condition Monitoring in Power Systems

3. Hitachi Energy – TXpert Ready CoreSense M10 online DGA analyzer

Un transformador de media tensión puede emitir un suave zumbido durante su funcionamiento normal. El sonido característico se genera principalmente por las vibraciones del núcleo magnético, a través del cual fluye un flujo magnético variable. El zumbido constante y uniforme no suele indicar una avería. Deberían ser motivo de preocupación un cambio brusco en el nivel de ruido, un zumbido metálico, chasquidos, golpes, vibraciones excesivas o un aumento simultáneo de la temperatura del equipo. En tales casos, es necesario verificar la tensión, la carga, la calidad de la energía, el estado de las fijaciones, la ventilación y la forma de asentamiento del transformador.

El transformador de media tensión rara vez trabaja en silencio absoluto. Incluso un equipo moderno, fabricado con materiales de alta calidad y correctamente instalado, puede emitir un característico sonido grave. Para unos será un ligero murmullo apenas perceptible. En otra sala, con paredes duras, una gran superficie metálica en la carcasa y una ventilación inadecuada, el mismo sonido puede convertirse en el elemento dominante de la acústica de toda la subestación.

Aquí es donde comienza el problema. El zumbido en sí mismo no indica un fallo, pero su carácter puede revelar mucho sobre las condiciones de trabajo del transformador. A veces el sonido es una consecuencia natural del funcionamiento del núcleo. Otras veces señala una sobrecarga, una tensión incorrecta, un elemento estructural flojo, una resonancia de la carcasa o una sala mal diseñada.

¿Por qué zumba un transformador de media tensión?

¿Cómo reconocer el sonido típico de un funcionamiento correcto?

¿Cuándo es necesaria una reacción inmediata?

¿Y se puede reducir el ruido sin riesgo de sobrecalentar el equipo?

En este artículo analizamos el problema desde una perspectiva técnica y práctica.

Empezaremos por la fuente del sonido, luego pasaremos a las causas más comunes del ruido excesivo, los métodos de diagnóstico y las soluciones que conviene considerar ya en la fase de diseño de la subestación transformadora.

¿Por qué zumba un transformador de MT?

El zumbido más típico de un transformador proviene de su núcleo magnético. El núcleo realiza un trabajo fundamental: conduce el flujo magnético y permite la correcta transformación de la tensión entre el lado de media y baja tensión.

Está fabricado con chapas delgadas de material ferromagnético, aisladas entre sí. Su función es limitar las pérdidas causadas por las corrientes parásitas (de Foucault). Cuando la corriente alterna circula por los devanados del transformador, se genera un flujo magnético variable en el núcleo. El material del núcleo, bajo la influencia de este flujo, cambia ligeramente sus dimensiones.

Este fenómeno se denomina magnetostricción.

Las deformaciones son muy pequeñas, a menudo invisibles a simple vista, pero se repiten muchas veces por segundo. A la frecuencia de red de 50 Hz, se generan vibraciones que pueden percibirse como un sonido grave y uniforme. En la práctica, la frecuencia audible suele estar relacionada con la componente de 100 Hz, ya que el núcleo responde al cambio del campo magnético en cada semiciclo de la tensión alterna.

Se podría decir que el transformador "canta" bajo la influencia del campo magnético. Pero no es un canto aleatorio. Su volumen y carácter dependen de muchos factores: el tipo de chapas utilizadas, la precisión de fabricación del núcleo, su método de ensamblaje, las tensiones mecánicas, el nivel de tensión y el diseño del tanque o la carcasa.

Si el núcleo se ha diseñado correctamente y el transformador funciona en condiciones acordes con la documentación, el sonido debe ser estable y predecible. Puede ser audible, pero normalmente no presenta cambios bruscos ni ruidos adicionales preocupantes.

¿Es normal el zumbido del transformador?

Sí: un zumbido suave y uniforme del transformador es un fenómeno normal.

Sin embargo, conviene precisar qué significa "normal". No se trata de un nivel de sonido concreto que sea idéntico para todas las unidades. Un transformador de aceite de gran potencia, un transformador de resina encerrado en una carcasa y una pequeña unidad instalada en una sala bien insonorizada pueden sonar de manera completamente diferente.

Lo más importante es si el sonido corresponde a los parámetros previstos para ese equipo y si se mantiene estable en el tiempo.

Un transformador que desde el día de su puesta en marcha emite un tono grave y uniforme, y cuya temperatura, carga y parámetros eléctricos se mantienen correctos, no suele ser motivo de preocupación. El sonido puede ser más perceptible durante un aumento de la carga, especialmente si cambia la corriente de carga o las condiciones de refrigeración.

Hay que considerar de forma diferente un transformador que ha estado funcionando tranquilamente durante muchos meses y de repente empieza a zumbar con más intensidad. Aún más atención requieren los sonidos que antes no existían: zumbidos metálicos, chasquidos irregulares, golpes rítmicos, ruidos de rozamiento o vibraciones de los elementos de la carcasa.

En estas situaciones, vale la pena hacerse una pregunta sencilla: ¿el transformador suena igual que antes?

Esta es una de las preguntas más importantes en el diagnóstico práctico. Un cambio en el sonido no indica aún la causa concreta, pero es una señal de que el equipo o su entorno deben ser revisados.

¿Cuándo debe preocupar el ruido del transformador?

Lo más importante no es la mera existencia del sonido, sino su cambio. Un transformador puede funcionar durante años emitiendo un zumbido suave que se mantiene en un nivel similar. Si de repente empieza a resonar, vibrar o emitir sonidos metálicos, debe tratarse como una información diagnóstica.

Puede ser preocupante un sonido que aparece solo con una carga determinada. Por ejemplo, un transformador que funciona silenciosamente durante la noche empieza a zumbar intensamente después de arrancar grandes motores, convertidores de frecuencia u otros receptores de potencia variable. Este síntoma puede indicar un problema con la calidad de la energía, los armónicos o las condiciones de carga.

También debe generar inquietud un ruido acompañado de otros síntomas. Si al aumentar el volumen también sube la temperatura de los devanados o del aceite, aparece olor a aislamiento sobrecalentado, se activan ventiladores de alarma o el sistema de monitorización registra anomalías, continuar la operación sin investigar la causa puede ser arriesgado.

También hay que prestar atención al lugar de donde proviene el sonido. Si el transformador funciona de forma estable pero una de las tapas, la puerta de la carcasa o las rejillas de ventilación resuenan con fuerza, la fuente del problema puede ser mecánica. Un pequeño juego puede convertir un zumbido tranquilo en un molesto sonido metálico.

En el entorno de media tensión, no se debe subestimar ningún sonido que haya aparecido de repente. La evaluación final corresponde siempre al personal cualificado, pero una notificación rápida del cambio puede ayudar a detectar un problema antes de que provoque una avería más grave.

¿Qué causa un zumbido más fuerte en el transformador?

Una de las causas más frecuentes de un funcionamiento más ruidoso es una tensión de alimentación demasiado alta. Cada transformador está diseñado para funcionar con unos parámetros determinados. Si la tensión en el lado de media tensión supera el valor nominal, el núcleo puede trabajar con un flujo magnético mayor.

En estas condiciones, aumenta la corriente de magnetización, crecen las pérdidas en vacío y las vibraciones del núcleo pueden hacerse más pronunciadas. El transformador empieza a zumbar con más intensidad y, al mismo tiempo, puede trabajar a una temperatura más elevada.

Un efecto similar puede aparecer con un ajuste incorrecto del cambiador de tomas. Las tomas permiten ajustar la relación de transformación a las condiciones de la red, pero su posición debe corresponder a los parámetros reales de la tensión y a la documentación del equipo. Cambiar la posición de las tomas no es una tarea que deba hacerse por intuición. Requiere la desconexión del equipo, el aseguramiento de la zona de trabajo y la aplicación del procedimiento adecuado.

Otra causa puede ser la distorsión de la forma de onda de la tensión. Las plantas industriales modernas utilizan muchos equipos de electrónica de potencia. Los convertidores de frecuencia, rectificadores, fuentes de alimentación conmutadas, sistemas SAI e instalaciones fotovoltaicas pueden influir en la calidad de la energía en la red.

Los armónicos aumentan las pérdidas en el transformador y pueden provocar vibraciones adicionales. El equipo empieza a reaccionar a una forma de onda que se desvía de la sinusoide ideal. Por eso, en caso de ruido atípico, conviene realizar un análisis de la calidad de la energía, y no limitarse a una simple medición de la tensión nominal.

¿Puede un núcleo flojo causar ruido?

Sí. Un paquete de chapas del núcleo flojo es una de las posibles causas de un característico zumbido metálico.

El núcleo del transformador debe mantener la rigidez adecuada. Las distintas piezas se ensamblan y fijan con precisión para limitar su movimiento mutuo y la transmisión de vibraciones. Si con el tiempo cambia la presión, se aflojan los elementos de fijación o aparece desgaste mecánico, las vibraciones pueden intensificarse.

Entonces, el sonido a menudo deja de ser un zumbido suave y uniforme. Aparece un tono más duro, metálico, a veces parecido al traqueteo de una chapa fina. Las vibraciones pueden ser perceptibles en la carcasa o en los elementos estructurales, aunque no siempre es una regla.

El diagnóstico del núcleo requiere especial precaución. Un transformador de MT no debe abrirse ni inspeccionarse internamente en funcionamiento. Es necesario desconectar, asegurar y poner a tierra el equipo según los procedimientos vigentes. La inspección visual y las posibles tareas de ajuste deben ser realizadas por personal con la cualificación y experiencia adecuadas.

Es importante recordar que no todo sonido metálico proviene del núcleo. Una tapa suelta, una rejilla, un soporte, una cubierta o un elemento de la estructura de soporte pueden comportarse de manera muy similar. Por eso, el diagnóstico debe realizarse de forma metódica, empezando por las causas más simples posibles.

¿Puede la carcasa amplificar el sonido del transformador?

La carcasa puede actuar como una caja de resonancia. El transformador emite un cierto nivel de vibraciones, pero la forma en que el sonido se propaga por la sala depende de la construcción de toda la subestación.

Una gran superficie metálica, una tapa delgada o una pared insuficientemente rígida pueden empezar a vibrar bajo la influencia del funcionamiento del equipo. Como resultado, pequeñas vibraciones se amplifican y se vuelven mucho más audibles.

A veces, un pequeño juego en una bisagra, un tornillo mal apretado o un elemento que roza la carcasa es suficiente para que aparezca una resonancia molesta. El sonido puede ser entonces audible principalmente en un lugar específico de la sala, por ejemplo, junto a una de las paredes o cerca de un canal de cables.

Un efecto similar ocurre en salas vacías y con superficies duras. Las paredes de hormigón, el techo y el suelo reflejan las ondas sonoras en lugar de absorberlas. El transformador no necesariamente trabaja más ruidosamente, pero el oído humano percibe su sonido como más intenso.

Por esta razón, el nivel de ruido debe evaluarse junto con las condiciones de medición. El mismo transformador sonará de forma diferente en una subestación contenerizada abierta, en una nave industrial grande y en una pequeña sala técnica situada junto a oficinas.

¿Influye el lugar de montaje en el ruido del transformador?

El lugar de montaje tiene una importancia muy grande. El transformador genera vibraciones que pueden propagarse tanto por el aire como a través de la estructura del edificio.

Si el equipo se coloca sobre una cimentación mal preparada, las vibraciones pueden transmitirse a las paredes, el techo, los canales de cables y los elementos estructurales vecinos. Entonces, las personas que se encuentran en las salas contiguas pueden oír un sonido grave o notar vibraciones sutiles, incluso si en la propia sala del transformador el nivel de ruido no parece especialmente alto.

También es importante el nivelado. Una superficie irregular puede provocar una distribución desigual de la carga y tensiones adicionales en la estructura del equipo. En los transformadores de aceite, hay que prestar atención al apoyo correcto del tanque. En los transformadores de resina, son importantes la estabilidad de la estructura, el tendido de los cables y la fijación adecuada de la carcasa.

En la fase de proyecto, conviene prever cómo limitar la transmisión de vibraciones. Se pueden utilizar soluciones de aislamiento vibratorio adecuadas, pero deben estar dimensionadas para la masa del equipo y las condiciones de trabajo. Colocar cualquier material amortiguador bajo el transformador no es una solución técnica y puede empeorar la estabilidad del equipo.

¿Por qué los ventiladores pueden generar ruido?

En los transformadores secos y en las instalaciones equipadas con refrigeración forzada, parte del ruido puede provenir de los ventiladores.

La forma más fácil de identificar esta causa es observar el momento en que aparece el sonido. Si el transformador funciona en silencio hasta que se ponen en marcha los ventiladores, y entonces aparece un zumbido, una vibración o un traqueteo rítmico, hay que revisar el sistema de refrigeración.

Un ventilador puede hacer ruido por un rodamiento desgastado, un rotor desequilibrado, las palas sucias o una fijación incorrecta. El sonido también puede ser amplificado por las rejillas, los conductos de ventilación y los elementos de la carcasa.

En el caso de los conductos de aire, el problema pueden ser las turbulencias. Si el flujo de aire está mal dirigido, cambia de dirección bruscamente o encuentra un obstáculo, se genera ruido aerodinámico adicional. La sala puede ser ruidosa aunque el transformador en sí funcione correctamente.

No se deben tapar las rejillas ni limitar el flujo de aire para reducir el sonido. El transformador necesita una refrigeración adecuada, y cualquier interferencia en la ventilación puede provocar un aumento de la temperatura de los devanados y la activación de las protecciones.

Cómo comprobar de dónde viene exactamente el ruido

El primer paso es la observación. Conviene determinar si el sonido es continuo o varía con la carga. Hay que comprobar si su nivel aumenta al poner en marcha determinadas máquinas, ventiladores o sistemas de compensación de potencia reactiva.

También es útil la localización de la fuente. El sonido debe evaluarse junto al transformador, junto a la carcasa, junto a las puertas, junto a las rejillas de ventilación y en los puntos donde la estructura contacta con el edificio. En la práctica, a menudo resulta que el punto más ruidoso no está directamente junto al transformador.

Para una evaluación profesional, se pueden utilizar mediciones del nivel de sonido y un análisis de espectro. El espectro permite comprobar si predominan las componentes relacionadas con el funcionamiento del núcleo, los ventiladores, las vibraciones mecánicas o los equipos auxiliares.

Si se sospecha que las vibraciones se transmiten a través de la estructura, pueden ser útiles las mediciones de vibraciones. La termografía, por su parte, permite comprobar si el ruido va acompañado de un sobrecalentamiento en las conexiones, bornes, cables o elementos de la aparamenta.

La simple medición de decibelios no responderá a todas las preguntas. Dos equipos pueden tener un nivel de ruido similar, pero causas completamente diferentes y un riesgo operativo distinto. Por eso, el resultado debe interpretarse junto con la temperatura, la carga, la tensión, la calidad de la energía y el historial de funcionamiento del transformador.

Cómo medir correctamente el ruido del transformador

La medición debe realizarse en condiciones definidas y repetibles. Influyen la distancia del micrófono al equipo, la altura de la medición, el nivel de ruido de fondo, la temperatura ambiente y la carga del transformador.

Si una medición se realiza con carga mínima desde una distancia de dos metros, y otra con carga completa desde un metro, la comparación directa de los resultados puede ser engañosa.

En la recepción de una nueva unidad, conviene anotar las condiciones en las que se realizó la medición. Este resultado se convierte en un punto de referencia para futuras inspecciones. Si después de uno o dos años el nivel de ruido aumenta significativamente, será una información importante para el equipo de mantenimiento y el servicio técnico.

La medición debe incluir también el fondo acústico. En una sala pequeña, el sonido se refleja en las paredes, y cerca pueden estar funcionando otros equipos. Sin tener en cuenta estos factores, el resultado no siempre reflejará la emisión real del transformador.

Cómo reducir el ruido del transformador

El mejor método para reducir el ruido es eliminar su causa. Si la fuente del problema es una tensión demasiado alta, hay que analizar los parámetros de la red. Si la culpa es de una tapa suelta, hay que eliminar el juego. Si el ruido lo causa un ventilador, hay que revisar su estado técnico y su fijación.

El aislamiento vibratorio puede limitar la transmisión de vibraciones a la cimentación y a la estructura del edificio. Pero debe estar dimensionado para el peso del transformador y para las cargas que se producen durante el transporte, el montaje y el funcionamiento. Unos elementos mal elegidos pueden empeorar la estabilidad del equipo.

En las salas técnicas, se pueden utilizar soluciones acústicas en las paredes y en los conductos de ventilación. Su función es absorber o limitar las reflexiones del sonido. Sin embargo, los materiales deben cumplir los requisitos contra incendios, medioambientales y operativos.

En los transformadores que trabajan en el interior de edificios, ya en la fase de compra conviene definir el nivel de ruido requerido. Intentar "insonorizar" una instalación ya terminada puede ser mucho más caro y complicado que elegir un equipo con parámetros adaptados a la instalación.

También hay que recordar que el material fonoabsorbente no resolverá el problema de un transformador que se sobrecalienta, un núcleo flojo o una tensión incorrecta. La insonorización puede reducir el nivel de sonido percibido en la sala, pero no debe utilizarse para ocultar síntomas técnicos.

¿Es un transformador de aceite más silencioso que uno de resina?

No hay una respuesta única que sea válida para todos los modelos.

El transformador de aceite y el de resina tienen una construcción diferente, un sistema de refrigeración distinto y diferentes condiciones de montaje. En el transformador de aceite, el sonido puede ser amplificado por el tanque. En el equipo de resina, la carcasa, la fijación de los devanados y el funcionamiento de los ventiladores pueden tener un papel más importante.

El nivel de ruido lo determinan las soluciones constructivas específicas, la calidad de fabricación y las condiciones de instalación. Por eso, al elegir un transformador, hay que analizar los datos de cada modelo, y no basarse en la creencia general de que un tipo siempre será más silencioso que el otro.

En instalaciones interiores, también pueden ser relevantes otras características. El transformador de resina puede ser preferible por su menor riesgo de incendio y la posibilidad de instalación cerca de los receptores, mientras que el transformador de aceite puede adaptarse mejor a los requisitos de grandes subestaciones exteriores e instalaciones industriales. Cada caso requiere una selección individual.

Cómo prevenir problemas de ruido

Lo más que se puede hacer es antes de la entrega del transformador. El proyectista y el inversor deben definir dónde va a trabajar el equipo, quién va a estar cerca y qué requisitos acústicos son aplicables en esa instalación.

Una subestación para una planta de producción se diseña de forma diferente que para un edificio de oficinas, un hospital, un centro comercial, un hotel o un centro de datos. En cada uno de estos lugares, el transformador tiene la misma función básica, pero las consecuencias del ruido son diferentes.

Conviene verificar el nivel de potencia acústica declarado, las condiciones de medición, el sistema de refrigeración y los requisitos de la cimentación. También hay que analizar la ubicación de los conductos de ventilación y los recorridos de cables, ya que el sonido puede transmitirse lejos del propio equipo.

Un proyecto bien ejecutado también tiene en cuenta el acceso de mantenimiento. Si el transformador queda instalado de forma que dificulte la inspección, cualquier diagnóstico posterior será más lento y costoso, y será más fácil pasar por alto un elemento suelto, el deterioro de un ventilador o un cambio de temperatura.

Qué hacer cuando el transformador empieza a hacer ruido de repente

Si el transformador empieza a zumbar con fuerza de repente, lo primero que hay que hacer es anotar las circunstancias. Conviene comprobar cuándo apareció el sonido, con qué carga se produce y si va acompañado de otros síntomas.

No se debe abrir el equipo ni tocar sus elementos sin la debida formación y autorización. Los equipos de media tensión requieren procedimientos de seguridad específicos. La inspección, las mediciones y cualquier tarea de mantenimiento deben ser realizadas por personal cualificado.

Hasta que se aclare la causa, hay que prestar atención a la temperatura, las indicaciones de las protecciones, la carga y el funcionamiento de los ventiladores. Si aparece olor a quemado, fugas de aceite, signos de sobrecalentamiento, vibraciones fuertes, chasquidos o alarmas, la situación debe tratarse como urgente.

En algunos casos, la causa resultará ser una pequeña resonancia de una tapa. En otros, un problema de tensión, calidad de la energía o estado mecánico del núcleo. Sin mediciones, no merece la pena hacer suposiciones.

Ruido del transformador y acústica de toda la subestación de MT

El transformador no trabaja aislado del resto de la infraestructura. En la sala de la subestación también hay cuadros de distribución, aparamenta de protección, ventilación, cables, barras y elementos estructurales.

Cada uno de estos componentes puede emitir vibraciones o amplificar el sonido. En el cuadro de distribución, la fuente de ruido pueden ser, entre otras, las vibraciones electromagnéticas, elementos sueltos, accionamientos, ventilación y paneles resonantes.

Por eso, la acústica de la subestación debe tratarse de forma integral. Una estructura bien diseñada, bastidores rígidos, fijaciones correctas, tabiques adecuados y un control de la transmisión de vibraciones pueden mejorar tanto el confort de trabajo como la durabilidad de los equipos.

Un transformador silencioso comienza con la selección adecuada

El nivel de ruido debe ser uno de los parámetros analizados antes de la compra del transformador. No conviene dejar este tema para el final, cuando el equipo ya está pedido y la sala está lista.

Al elegir, hay que tener en cuenta la tensión, la potencia, el grupo de conexión, la impedancia de cortocircuito, el sistema de refrigeración, las dimensiones, el peso, las condiciones de montaje y el nivel de ruido declarado. También son importantes las condiciones reales de trabajo: el número de horas en carga, el tipo de receptores, la presencia de armónicos y la posibilidad de futuras ampliaciones.

En la oferta de Energeks se encuentran transformadores de aceite y de resina de media tensión, destinados al sector eléctrico, la industria, la infraestructura y las instalaciones que requieren un suministro fiable.

Si la realización del proyecto requiere una entrega rápida, también conviene consultar los transformadores disponibles en stock. Antes de elegir un modelo concreto, es necesario confirmar que todos los parámetros coinciden con la documentación del proyecto y las condiciones de trabajo de la subestación.

Un sonido que no debe ignorarse

El zumbido de un transformador de MT es una consecuencia natural del funcionamiento del núcleo magnético. El sonido en sí mismo no indica una avería. Mucho más importante es su estabilidad, su carácter y su relación con el resto de parámetros del equipo.

Un tono uniforme que ha acompañado al transformador desde el principio suele estar dentro de las condiciones normales de operación. Un zumbido metálico repentino, un aumento del nivel de ruido, golpes, chasquidos, vibraciones o un ruido que aparece junto con una temperatura elevada requieren una verificación.

A veces el problema está en el núcleo. Otras veces en la tensión, la calidad de la energía, el ventilador, la cimentación o una cubierta suelta. Por eso, el diagnóstico correcto comienza con la observación y termina con mediciones realizadas por personal debidamente preparado.

Un transformador bien seleccionado, una subestación correctamente diseñada y un control regular de los parámetros permiten mantener el ruido en un nivel predecible. Y la previsibilidad en el sector energético tiene un gran valor: significa mayor seguridad, un mantenimiento más sencillo y un menor riesgo de paradas no planificadas.

Gracias por la lectura. Si estás planeando una inversión, la modernización de una subestación o la sustitución de un transformador, te invitamos a contactar con nosotros para hablar de una solución adaptada a las condiciones reales de trabajo. También estaremos encantados de conversar sobre las posibilidades de colaboración y asociación en proyectos energéticos, industriales e infraestructurales.

Te animamos a consultar la oferta de transformadores Energeks y, en caso de necesidades urgentes, también los transformadores disponibles en stock.

Te invitamos también a nuestro perfil de LinkedIn de Energeks, donde publicamos información sobre transformadores, proyectos, soluciones para el sector energético y cuestiones prácticas relacionadas con la operación de infraestructuras eléctricas.

Fuentes:

• IEC 60076-10:2016 – Power transformers: determination of sound levels

• IEC 60076-1:2011 – Power transformers: general

• Why Transformers Hum: Magnetostriction, Electromagnetic Forces and Cooling Sources

Descargas parciales en transformadores. Qué son, cómo detectarlas y por qué los picoculombios no siempre cuentan toda la historia.

En este artículo explicamos qué son las descargas parciales, por qué se producen, qué síntomas pueden dar y cómo se miden. Mostraremos también por qué el valor en picoculombios por sí solo no es suficiente para evaluar el riesgo.

La luz funciona.
La nevera enfría.
El hervidor hierve el agua.
Nada chispea, nada humea, nadie corre a buscar un extintor.

Se podría pensar que todo está en orden.

Ahora imagina que en un enchufe aparece una chispa muy pequeña, casi imperceptible. No siempre. A veces con una carga mayor.
A veces cuando hay humedad en la casa. A veces solo durante una fracción de segundo.

¿Seguirías pensando que no hay problema?

Probablemente no.

En un transformador, un papel similar pueden desempeñar las descargas parciales (DP), también conocidas como partial discharges (PD). Son pequeñas, de corta duración y a menudo invisibles durante una inspección estándar.

No provocan de inmediato una perforación espectacular ni una desconexión instantánea del equipo.

En cambio, debilitan gradualmente el aislamiento.

Es como una pequeña gotera en el tejado. Una gota no destruirá el edificio. Pero si gotea a diario, durante muchos meses, la estructura empieza a empaparse. Aparece humedad, moho, daños en el material y una factura de reparación cada vez mayor.

Con las descargas parciales ocurre algo similar. Un impulso aislado no tiene por qué significar una catástrofe. Sin embargo, impulsos repetidos pueden indicar que en el interior del transformador está funcionando un pequeño e invisible mecanismo de degradación.

Y es precisamente por eso por lo que las descargas parciales merecen ser detectadas cuando el transformador todavía está funcionando.

Este material está dirigido a quienes son responsables del mantenimiento de transformadores, subestaciones transformadoras, cuadros de distribución e instalaciones industriales. También será útil para proyectistas, inversores y todos aquellos que quieran comprender mejor lo que ocurre en el aislamiento de los equipos de alta y media tensión.

Después de la lectura, será más fácil responder a preguntas como:

• ¿Toda descarga parcial significa una avería?

• ¿Qué síntomas deben encender las alarmas?

• ¿En qué se diferencia la medición en desconexión del monitoreo en línea?

• ¿Por qué el análisis de aceite no sustituye a la medición de DP?

• ¿Cómo distinguir una descarga real de una interferencia?

• ¿Qué hacer cuando los resultados empiezan a empeorar?

Tiempo de lectura: aproximadamente 9 minutos.

Descarga parcial: una pequeña chispa con un gran potencial

El transformador funciona gracias al flujo controlado de energía entre los devanados. El aislamiento separa los elementos que se encuentran a diferentes potenciales y se asegura de que la corriente fluya por donde debe.

En condiciones ideales, el campo eléctrico se distribuye de manera uniforme. El aislamiento mantiene sus propiedades y el equipo trabaja sin fenómenos no deseados.

La realidad es menos elegante.

En el material aislante pueden existir pequeñas cavidades gaseosas. Pueden aparecer delaminaciones, microfisuras, contaminantes o puntos con una geometría incorrecta. A veces el problema surge del envejecimiento, la humedad, las tensiones mecánicas o las condiciones de trabajo desfavorables.

En tal punto, la intensidad del campo eléctrico puede volverse localmente demasiado alta. Se produce entonces una descarga breve.

No abarca todo el camino entre los electrodos. Por eso se llama descarga parcial.

Es como una chispa que salta en un cargador desgastado. Todavía no se produce un cortocircuito total, pero el material ya recibe la señal de que sus mejores años pueden estar pasando lentamente a la historia.

En un transformador, una sola descarga dura muy poco. El problema es la frecuencia de repetición y el lugar donde ocurre el fenómeno. Si los impulsos aparecen en una zona crítica del aislamiento, pueden ir deteriorando el material y creando caminos por los que luego se propagan más fácilmente nuevas descargas.

¿Dónde pueden aparecer descargas parciales en el transformador?

Las descargas parciales no necesitan una gran cavidad ni un daño visible.

A veces basta un espacio microscópico donde las condiciones eléctricas locales difieren de las del resto del aislamiento.

Uno de los lugares típicos son las cavidades gaseosas en el aislamiento sólido.

El gas tiene una rigidez dieléctrica menor que un buen aislamiento de papel, resina o aceite. En una pequeña cavidad puede producirse una descarga, aunque toda la estructura aislante siga aparentemente funcionando correctamente.

Se puede comparar con una acera.
La mayor parte de su superficie es estable, pero bajo un fragmento se ha hundido un pequeño espacio. El peatón puede no notarlo. El coche también pasará sin problema. Sin embargo, cada nueva carga irá agravando el daño.

El problema también puede aparecer en bordes afilados, conexiones mal ejecutadas y puntos donde el campo eléctrico se concentra más de lo debido.

En el diseño de sistemas de alta tensión, la geometría tiene una importancia enorme.
Un elemento conductor con una punta afilada puede actuar como la punta de un alfiler al presionar. La fuerza no se distribuye uniformemente. Se concentra en una superficie muy pequeña.
En el campo eléctrico, esto significa un aumento local del esfuerzo.

Las descargas también pueden estar relacionadas con delaminaciones.
Si aparece una fisura entre elementos del aislamiento, cambia la forma en que se distribuye el campo. El material ya no trabaja como una barrera homogénea.
Con el tiempo, puede formarse un punto donde la actividad DP se repita en cada ciclo de tensión.

La humedad también tiene mucho que decir aquí. El aislamiento de papel, al absorber humedad, pierde parte de sus propiedades, y los procesos de envejecimiento pueden acelerarse.

En los transformadores de aceite, la humedad se mueve entre el aceite y el aislamiento sólido en función de la temperatura y las condiciones de trabajo.

Por eso, el transformador no siempre se comporta igual en todas las condiciones.
El mismo sistema puede mostrar una actividad diferente a baja temperatura, otra a alta carga, y otra aún después de un largo periodo de trabajo en un ambiente húmedo.

¿Por qué las descargas parciales pasan desapercibidas durante mucho tiempo?

Las descargas parciales tienen una característica especialmente incómoda: pueden desarrollarse sin síntomas espectaculares.

El transformador puede seguir transmitiendo energía correctamente.
Las tensiones pueden estar dentro de los límites admisibles. La temperatura puede parecer normal. Las protecciones no tienen por qué reaccionar.

Es como un coche que pierde aire de un neumático muy lentamente.
Durante varios días, el conductor no nota nada. El coche circula. El volante responde. La radio suena. Solo con el tiempo aparece la información de que algo no va bien.

En el caso del transformador, la primera señal puede ser un cambio en los resultados del análisis de aceite, un aumento del número de impulsos registrados por el sistema de monitorización o la aparición de un patrón inusual en la medición de fase.

A veces se puede observar un sonido característico, vibraciones locales o cambios en los parámetros de los equipos auxiliares. Pero no son síntomas que siempre aparezcan. La ausencia de ruido audible no significa ausencia de descargas parciales.

El ser humano oye una parte de las frecuencias. Los equipos de medición pueden registrar fenómenos que duran nanosegundos. Es un poco como intentar evaluar el funcionamiento de un servidor escuchando si el ordenador emite el sonido adecuado. Si no se oye nada, no significa que todo funcione a la perfección.

Lo más valioso no son, por tanto, las observaciones aisladas, sino los datos recogidos a lo largo del tiempo.

Si el resultado de la medición se mantiene estable, la situación puede ser menos preocupante que en el caso de un equipo donde la actividad aumenta gradualmente. La tendencia muestra la dirección. Un solo número muestra solo un instante.

Análisis DGA, o qué se puede aprender del aceite

En los transformadores de aceite, una herramienta importante es el análisis de gases disueltos en el aceite, conocido como DGA.

Durante algunos procesos que ocurren en el interior del transformador se generan gases. Su tipo y proporciones pueden proporcionar información sobre posibles sobrecalentamientos, arcos eléctricos, envejecimiento del aislamiento o actividad de descargas.

El aceite puede considerarse en este caso como la crónica del equipo.
No describe cada evento con precisión de minuto, pero conserva rastros de los procesos que han tenido lugar en el interior de la cuba.

El DGA es muy útil, pero no debe tratarse como un sustituto directo de la medición de DP.

El análisis de aceite puede sugerir que en el transformador está ocurriendo un fenómeno eléctrico.
Pero no siempre mostrará su ubicación exacta. Tampoco lo dirá todo sobre la frecuencia de los impulsos, su distribución en fase ni si la fuente está en el pasatapas, el devanado, una conexión u otra parte del aislamiento.

Los mejores resultados se obtienen combinando datos. Si el DGA indica actividad eléctrica y la medición de DP muestra un patrón repetitivo de impulsos, el diagnóstico es más fiable. Si además un método acústico o UHF señala un área concreta, se puede planificar con más precisión el siguiente paso.

Una sola prueba es una indicación. Varias pruebas convergentes empiezan a construir una historia.

¿Cómo se miden las descargas parciales?

La base de las mediciones clásicas es el método eléctrico descrito en la norma IEC 60270. La versión actual, IEC 60270:2025, se refiere a la medición de carga de descargas parciales en tensiones alternas de hasta 500 Hz y en tensión continua. Describe, entre otros, las magnitudes de medición, los sistemas de ensayo, la calibración y los métodos para distinguir las descargas de las interferencias externas. (IEC 60270:2025)

Uno de los parámetros más utilizados es la llamada carga aparente, expresada en picoculombios (pC).

Conviene ser prudente aquí. La carga aparente no es una medición simple de la energía total del proceso. Es un valor determinado a partir de la respuesta de un sistema de medición específico al impulso de la descarga.

Se puede comparar con la medición del ruido en un edificio. Un micrófono colocado junto a una pared registrará un valor diferente que uno situado directamente junto a la fuente del sonido. Si además se cambia la acústica de la sala, los resultados también variarán.

Algo similar ocurre con la medición de DP. El resultado depende del diseño del transformador, la distancia a la fuente, la forma de conectar el equipo, el blindaje, la impedancia del sistema y el nivel de interferencias.

También es importante el diagrama PRPD (Phase Resolved Partial Discharge), es decir, la distribución de los impulsos en función de la fase de la tensión. Permite analizar en qué partes del ciclo de tensión aparecen las descargas.

Esta imagen puede ayudar a reconocer el tipo de fenómeno. Las descargas internas, superficiales, de corona y las interferencias externas suelen crear patrones diferentes.

Sin embargo, no se debe tratar el diagrama PRPD como un automatismo que emite un veredicto con solo mirarlo. La interpretación requiere comparar con otros parámetros y conocer el equipo específico.

Medición en desconexión y en línea: inspección programada y monitorización en tiempo real

La medición en desconexión (offline) se realiza tras apagar el transformador. El equipo está aislado de la red y las condiciones de la prueba pueden controlarse.

Es como una revisión del coche en el taller. El mecánico puede levantar el vehículo, comprobar los elementos desde abajo, conectar el equipo y realizar la prueba en unas condiciones donde muchas variables están controladas.

En la medición en desconexión se puede aumentar gradualmente la tensión, determinar la tensión de inicio de DP, observar la intensidad de las descargas y comprobar la tensión a la que la actividad cesa.

Esta prueba aporta información valiosa, especialmente después de la fabricación del transformador, tras una reparación o antes de poner el equipo en servicio.

Sin embargo, tiene una limitación. El transformador no trabaja entonces en su entorno habitual. No hay carga real, las interferencias de red pueden ser diferentes, y la temperatura y las condiciones de trabajo difieren de las que se dan durante la operación.

La medición en línea (online) permite observar el transformador durante su funcionamiento normal. Los sensores pueden registrar impulsos de alta frecuencia, señales en los conductores de puesta a tierra u ondas electromagnéticas.

Es como observar el coche durante la conducción diaria. Se puede ver cómo se comporta al acelerar, bajo carga, en el tráfico y en un viaje largo. La prueba en el taller es importante, pero el trabajo diario revela a veces cosas que no se ven en el banco de pruebas.

La monitorización en línea permite registrar cambios de actividad durante el aumento de carga, maniobras, cambios de temperatura e interferencias en el sistema.

Su desafío es el ruido de medición. Cerca del transformador trabajan cuadros de distribución, inversores, transformadores de medida, sistemas de automatización y otros equipos. Cada uno puede generar señales que se asemejan a las DP.

Por eso, un sistema en línea debe analizar no solo la amplitud, sino también el momento de aparición del impulso, la repetitividad, la dependencia de la fase, las diferencias entre sensores y la dirección de los cambios.

UHF, mediciones acústicas y HFCT

La medición eléctrica clásica informa de que en el sistema hay una determinada actividad. Sin embargo, en muchos casos necesitamos saber dónde se encuentra exactamente su fuente.

Uno de los métodos que ayudan en la localización es el UHF. Las descargas generan impulsos electromagnéticos de alta frecuencia. Los sensores adecuados pueden registrar estos impulsos en diferentes puntos del transformador.

Si la señal llega a los sensores en tiempos diferentes, es posible estimar la posición de la fuente. Es como determinar el lugar de un fuego artificial a partir de la diferencia entre el momento en que se vio el destello y el instante en que llegó el sonido. En el transformador todo ocurre mucho más rápido, pero el principio de comparar tiempos sigue siendo similar.

Otro método son las mediciones acústicas. La descarga parcial puede generar una onda mecánica que se propaga a través del aceite y la estructura del transformador. Los sensores colocados en la cuba registran las señales, y su comparación ayuda a señalar el área de actividad.

Aquí se puede usar el ejemplo de golpear una pared. Si alguien golpea desde un lado del edificio, el sonido será más fuerte cerca de la fuente y más débil a mayor distancia. El transformador es, por supuesto, un objeto mucho más complejo que una pared, ya que las señales se reflejan en los elementos estructurales y pueden atenuarse en el camino.

También se utilizan sensores HFCT montados en los conductores de puesta a tierra. Registran impulsos de alta frecuencia asociados a la actividad de descargas.

CIGRE señala que los métodos convencionales y no convencionales pueden complementarse.
Un método puede detectar la señal, otro confirmar su carácter, y un tercero ayudar a determinar la localización.

¿Un valor alto de DP siempre significa un peligro grave?

Esta es una de las preguntas más frecuentes y, al mismo tiempo, una de las más difíciles de responder con una sola frase.

Las descargas parciales se evalúan en contexto. El nivel en picoculombios es importante, pero no lo dice todo.

Influyen el diseño del transformador, el tipo de aislamiento, la tensión nominal, el lugar donde aparecen las descargas y el comportamiento de la señal al cambiar la tensión.

Imagina la temperatura corporal. Un resultado de 38 grados puede significar una cosa en un adulto después de un esfuerzo, otra en un niño, y otra aún en combinación con otros síntomas. El número en sí es relevante, pero sin contexto sigue siendo incompleto.

Algo similar ocurre con las DP.

Un transformador con un nivel de actividad moderado y estable puede requerir observación y pruebas adicionales. Un transformador con un nivel más bajo que, en unos meses, empeora claramente, puede plantear un mayor desafío diagnóstico.

Deberían preocupar las situaciones en las que la actividad aumenta, aparece un nuevo patrón de fase, cambia la localización de la señal o los resultados de DP son coherentes con cambios desfavorables en el análisis de aceite.

También hay que recordar que no todo impulso es una descarga interna real. La fuente de la señal puede ser una interferencia externa, una puesta a tierra incorrecta, un elemento suelto, el funcionamiento de equipos cercanos o un error de configuración de la medición.

Por eso, la interpretación del resultado debería parecerse al trabajo de un buen detective. Una pista es interesante. Varias pistas que apuntan al mismo lugar empiezan a construir una prueba.

¿Cómo deteriora el aislamiento la descarga parcial?

La descarga parcial es breve, pero puede ser agresiva.

Los impulsos repetidos provocan efectos térmicos, químicos y mecánicos locales. En el aislamiento aparecen microdaños, productos de descomposición y áreas con menor rigidez dieléctrica.

El proceso puede compararse con una grieta en el parabrisas. Al principio es pequeña y no molesta al conducir. Pero si el coche circula regularmente por carreteras irregulares, la grieta puede alargarse y ramificarse.

En el aislamiento, un papel similar lo desempeñan los ciclos de tensión, la temperatura, las vibraciones y los esfuerzos electromagnéticos.

En un momento dado, aparecen caminos por los que las siguientes descargas pueden propagarse con mayor facilidad. El daño puede abarcar un área cada vez mayor, hasta que finalmente se produce la perforación.

En los transformadores de aceite, las descargas pueden provocar la descomposición del aceite y la generación de gases. En el aislamiento de papel, puede desarrollarse un proceso de envejecimiento que afecta a su resistencia mecánica y eléctrica.

Lo más importante es que la avería a menudo no comienza el día en que actúa la protección. La protección puede ser el último capítulo de una historia que empezó muchos meses antes con pequeños impulsos ignorados.

¿Qué hacer tras detectar actividad de DP?

El primer paso es confirmar el resultado. La medición debe repetirse o complementarse con otro método, especialmente si el nivel de interferencias era alto.

A continuación, se debe comparar el resultado con mediciones anteriores. Si no se dispone del historial del equipo, conviene tomar la primera medición como punto de referencia para futuras pruebas.

El siguiente paso es determinar el carácter y la localización de la actividad. Según la situación, se puede recurrir a la medición UHF, el método acústico, HFCT, un DGA adicional o una prueba especializada en desconexión.

Solo entonces se pueden tomar decisiones operativas.

• A veces será suficiente aumentar la frecuencia de las mediciones.

• En otros casos, puede ser necesario limitar la carga, planificar una revisión, verificar los pasatapas, analizar el sistema de puesta a tierra o preparar una reparación.

Si la fuente se encuentra en una zona crítica del aislamiento y muestra una actividad creciente, el uso continuado del transformador requiere una evaluación especialmente cuidadosa.

No vale la pena esperar al humo, al olor a quemado ni a un destello espectacular. Entonces, el diagnóstico se convierte en un análisis de las causas de la avería, y las posibilidades de planificación son mucho menores.

Diagnóstico y práctica

Las descargas parciales recuerdan que el estado del transformador debe evaluarse antes de que el problema se convierta en una avería.

Un solo impulso no siempre significa que haya que desconectar el equipo de inmediato. Pero siempre merece atención, especialmente si su nivel aumenta, cambia el carácter de la señal o el resultado encuentra confirmación en el análisis de aceite y otras pruebas de diagnóstico.

La decisión correcta requiere contexto, historial de mediciones y conocimiento del equipo específico. Importan el nivel de DP, su tendencia, la dependencia de la fase de la tensión, la localización y la influencia de las condiciones de trabajo.

El transformador puede seguir funcionando y, al mismo tiempo, enviar señales de advertencia.

Como un coche que puede circular aunque el neumático pierda aire lentamente.
Como un tejado que puede tener buen aspecto aunque en un punto empiece a filtrar agua.

El diagnóstico profesional permite reaccionar antes y planificar los pasos siguientes con mayor tranquilidad.

Aquí es donde empieza el valor de una buena colaboración.

Si estás planificando una nueva subestación transformadora, la modernización de una infraestructura existente o una inversión que incluya fotovoltaica, almacenamiento de energía o electromovilidad, vale la pena empezar la conversación por los parámetros técnicos y las necesidades reales del proyecto.

Consulta los transformadores de media tensión disponibles.

La disponibilidad del equipo puede acortar el camino desde la decisión de inversión hasta la puesta en marcha.

Echa un vistazo a los transformadores disponibles en nuestro almacén.

Un buen transformador no debería ser un elemento aleatorio del pedido.
Debería encajar en todo el sistema, su carga, su modo de trabajo y su desarrollo previsto.

Porque en el sector energético, la alarma más valiosa es la que llega con la suficiente antelación para poder planificar la respuesta con tranquilidad.

Y la mejor colaboración comienza incluso antes, con la selección adecuada del equipo.

Fuentes:

IEC 60270:2025, High voltage test techniques, Charge based measurement of partial discharges

CIGRE, Guidelines for partial discharge detection using conventional and unconventional methods

IEEE Guide for the Electrical Measurement of Partial Discharges in High Voltage Bushings and Instrument Transformers

Los errores más comunes en la instalación de transformadores. Cómo evitarlos y por qué la mayoría se puede prevenir en la fase de proyecto.

Los errores más comunes en la instalación de un transformador afectan a la cimentación, la ventilación, el acceso de mantenimiento, la puesta a tierra, los recorridos de cables, las protecciones, la protección contra incendios, la retención de aceite y las condiciones ambientales. La mayoría de ellos pueden eliminarse aún en la fase de proyecto, antes de que el equipo de varias toneladas llegue a la obra y se niegue amablemente a cooperar con el espacio preparado.

El transformador puede trabajar durante décadas. Pero no puede desplazar la cimentación, ensanchar las puertas ni convencer a los cables para que se doblen según los deseos del proyectista.

En Energeks hemos vendido ya cientos de transformadores.

Nuestros equipos se destinan, entre otros, a proyectos que apoyan la infraestructura de los mayores operadores de sistemas de distribución polacos, plantas industriales e instalaciones de generación distribuida.

Sabemos que las correcciones más caras suelen empezar con frases aparentemente inocentes:

• "El local debería ser suficiente".

• "La ventilación de alguna manera funcionará".

• "El pasatapas solo está un poco desplazado".

• "El mantenimiento ya cabrá en algún momento".

El problema es que los centímetros pueden convertirse más tarde en horas de parada, y una temperatura, humedad o peso subestimados pueden acortar la vida de una instalación diseñada para muchos años de trabajo.

En este artículo recorreremos la instalación de un transformador desde cero, literalmente.

Empezaremos por la cimentación y las condiciones de transporte, luego revisaremos la ventilación, la temperatura, la humedad, el ruido y el acceso de mantenimiento.

Analizaremos la puesta a tierra, los recorridos de cables, los radios de curvatura y las protecciones.

Al final, ordenaremos la protección contra incendios, la retención de aceite, la documentación y las recepciones.

Este artículo está dirigido a proyectistas, inversores, contratistas, jefes de obra y equipos de mantenimiento. Después de su lectura, será más fácil reconocer las decisiones que se ven bien en el plano, pero que requieren una verificación adicional antes del montaje.

Porque una buena instalación de un transformador no comienza con la grúa.

Comienza con un proyecto que recuerda que el papel lo acepta todo, pero el transformador ya tiene sus propias dimensiones, peso y opinión sobre la ventilación.

Tiempo de lectura: 11 minutos.

1. Error número uno: tratar el espacio para el transformador como un simple hueco libre

En el plano todo se ve ordenado.

El rectángulo del transformador cabe en el local. Hay puertas. Hay paredes. Las distancias parecen "más o menos". Y aquí comienza el primer clásico.

El transformador no solo necesita la superficie para su propia carcasa. Necesita espacio de trabajo, espacio de ventilación, espacio de mantenimiento, espacio para los radios de curvatura de los cables, espacio para el acceso seguro y espacio para el futuro.

Es como colocar un armario grande en un piso. En el plano, el armario encaja a la perfección. El problema empieza cuando hay que abrir la puerta, sacar un cajón, pasar a su lado con la aspiradora y no golpearse la cadera con el borde cada mañana. En el sector eléctrico, esa "cadera" es el mantenimiento, las mediciones, la termografía, la limpieza, la inspección de los bornes, el acceso a la placa de características y la posibilidad de sustituir un elemento sin desmontar media subestación.

En la documentación de los fabricantes suelen aparecer requisitos concretos sobre distancias a rejillas de ventilación, paredes u otros obstáculos. Eaton señala que las distancias requeridas pueden variar según el diseño del transformador y deben obtenerse de las indicaciones e instrucciones del fabricante, y que en muchos equipos ventilados se debe mantener un espacio libre junto a las aberturas de ventilación.

Un error de proyecto aparentemente inocente consiste en dejar espacio "para las dimensiones", pero no espacio "para la vida del equipo". Luego resulta que la cámara termográfica no ve el punto crítico, la puerta no se abre en su totalidad, los cables entran en la dirección incorrecta, y solo se puede acceder a los bornes con la expresión de alguien que acaba de perder una apuesta con la geometría.

El mejor proyecto no solo resuelve la cuestión de:

¿cabe el transformador?

Explica cómo planificar la instalación para que el transformador pueda ser introducido de forma segura, conectado, puesto en marcha, inspeccionado, mantenido y, en el futuro, también sustituido.

2. Error número dos: ventilación calculada por intuición, no por pérdidas térmicas

El transformador trabaja en silencio, pero todo el tiempo está emitiendo calor.

Las pérdidas en vacío y con carga no desaparecen mágicamente en el aire. Se convierten en temperatura, y la temperatura es uno de los adversarios más pacientes del aislamiento.

El error más inocente es: "el local es grande, así que estará bien".

No tiene por qué ser así.

La ventilación en subestaciones de media tensión sirve principalmente para evacuar el calor generado por los transformadores y otros equipos, y para ayudar a la deshumidificación tras periodos de humedad. Al mismo tiempo, una ventilación excesiva también puede ser un problema, porque puede aumentar el riesgo de condensación, especialmente con cambios bruscos de temperatura.

La ventilación de una subestación de MT debe mantenerse en el nivel mínimo requerido, y las aberturas de ventilación deben favorecer la convección natural, con la entrada y salida dispuestas de manera que el calor pueda salir realmente del espacio del transformador.

Esto es importante, porque muchas personas piensan en la ventilación como una rejilla en la pared. Y el transformador piensa en la ventilación como un balance térmico.

Si el proyecto no tiene en cuenta las pérdidas del transformador, las condiciones ambientales, la insolación de la envolvente, el funcionamiento de los cuadros, los posibles estados de sobrecarga, la temperatura local y el flujo de aire, la rejilla de ventilación se convierte en una decoración técnica. Se ve bien, pero no necesariamente hace su trabajo.

En el caso de los transformadores secos, el problema es especialmente engañoso, porque la ausencia de aceite puede dar una falsa sensación de simplicidad. Sin embargo, los transformadores secos también requieren condiciones de refrigeración adecuadas, pureza del aire y el mantenimiento de las distancias requeridas. Si las aberturas están obstruidas, el canal de flujo de aire es aleatorio y el polvo se acumula en el local, el equipo comienza a trabajar en un entorno que el proyectista no planeó, pero que se ha diseñado a sí mismo. Solo que peor.

Una buena ventilación no es "un agujero más grande en la pared". Una buena ventilación es un diálogo entre la física, la documentación del fabricante y las condiciones reales de la instalación.

3. Error número tres: ignorar la humedad, la condensación y el microclima de la subestación

La humedad no es un problema menor.

Es un problema que se pone un traje invisible y actúa en silencio.

En el proyecto a menudo vemos paredes, techo, puertas, rejillas, cimentación y la disposición de los equipos. Rara vez vemos el microclima.

Es decir, lo que ocurre por la mañana, cuando la temperatura cambia rápidamente.
Lo que ocurre tras lluvias intensas.
Lo que ocurre en invierno, cuando el equipo está temporalmente desconectado.
Lo que ocurre cerca del mar, de plantas industriales, de campos, de carreteras o de áreas con alto nivel de polvo.

Los fabricantes de equipos señalan que el flujo de aire no debe provocar cambios bruscos de temperatura que lleven a alcanzar el punto de rocío. En la práctica, esto significa que "más aire" no siempre significa "mejor".

A veces significa "más condensación en elementos que no toleran la condensación". El proyectista prevé la ventilación, pero no prevé el comportamiento de la humedad. La subestación debe respirar, pero no debe aspirar problemas. Las rejillas de ventilación, las persianas, los tabiques, la disposición de los cuadros respecto al transformador, la calefacción anticondensación y la protección contra el polvo no son detalles estéticos. Son elementos para mantener el entorno de trabajo.

En el caso de instalaciones exteriores, también influye la exposición al sol, al viento y a la lluvia. La carcasa calentada en verano actúa como un termo metálico, solo que en una versión menos divertida. En invierno, los cambios bruscos de temperatura pueden crear condiciones para la condensación, especialmente cuando los equipos no funcionan con una carga continua.

Una instalación de transformador bien diseñada no lucha heroicamente contra el clima. Lo prevé. Esa es una estrategia más tranquila y más barata.

4. Error número cuatro: cimentación "suficiente", pero no para la masa real y la operación

La cimentación para un transformador no es un podio.

Es un elemento del sistema técnico.

Debe soportar la masa del equipo.
Debe mantener el nivel.
Debe cooperar con la vía de transporte y descarga.
Debe permitir el drenaje, la puesta a tierra, la posible retención de líquidos, el paso de cables y el acceso a los puntos de montaje.
También debe no agrietarse cuando termina la teoría y empiezan la grúa, el gato, los rodillos, el carro y la presión real.

Un error inocente es: en el proyecto se asumió una capacidad de carga, pero no se pensó en el proceso de colocación. O se diseñó el terreno para el estado estático, pero no se verificaron las cargas transitorias durante el transporte interno. O se ejecutó una cimentación resistente, pero con pendientes incorrectas. O no se previeron tolerancias de montaje y el transformador acaba colocado de tal manera que todo parece funcionar, pero cada conexión de cable requiere una pequeña oración a la geometría.

Para los transformadores de aceite, se añade el tema de la cuba de retención, la estanqueidad, el drenaje y el control de posibles fugas. Para los transformadores secos, es importante la estabilidad del terreno, la ausencia de vibraciones excesivas transmitidas y la limpieza del entorno. En ambos casos, la cimentación es la primera declaración de calidad del proyecto.

Una buena práctica consiste en diseñar la cimentación no solo para "aquí estará el transformador", sino para todo el escenario: entrega, descarga, desplazamiento, colocación, conexión, puesta en marcha, inspecciones, mantenimiento y sustitución.

En el sector energético, muy a menudo no gana el proyecto que se ve más elegante en el plano. Gana el que ofrece al equipo de montaje más sentido común en la obra.

5. Error número cinco: recorridos de cables diseñados sin respeto por los radios de curvatura

Los cables de potencia no son espaguetis.

No se pueden "colocar de alguna manera" sin consecuencias.

Uno de los errores más subestimados es la mala ubicación de los pasatapas, canales de cables y puntos de entrada al transformador. En el plano, un desplazamiento de 20 cm parece inofensivo.

En la realidad, puede significar un radio de curvatura demasiado pequeño, tensiones en las terminaciones de los cables, un montaje difícil, un mayor riesgo de errores en la conexión y un acceso pésimo para la inspección.

El fabricante del transformador especifica los puntos de entrada de los conductores permitidos, los requisitos de espacio dentro de la carcasa y la forma de realizar las conexiones. Schneider Electric, en sus instrucciones para transformadores secos, indica, entre otras cosas, que se deben utilizar las áreas de entrada previstas en la carcasa, emplear guías flexibles cuando sea posible y usar una llave dinamométrica calibrada para las conexiones eléctricas.

Esto no es burocracia. Es la mecánica del contacto eléctrico.

Una conexión demasiado apretada puede dañar el componente. Una conexión demasiado floja puede calentarse. Un cable mal tendido puede trabajar mecánicamente donde debería estar en reposo. La falta de espacio para colocar los conductores puede hacer que el instalador luche contra el material en lugar de realizar un trabajo preciso.

Un error de proyecto inocente: "pondremos el pasatapas aquí porque queda bien con la pared".

Una mejor pregunta es: "¿el cable tendrá su camino natural, sin tensiones, sin lucha y con acceso para la inspección?"

Un recorrido de cables bien diseñado se parece a una buena coreografía. Nada tira. Nada se esfuerza. Cada movimiento tiene sentido.

Los cables de alimentación no son pasta ;)

Si su disposición empieza a parecerse a un plato típico italiano, es hora de replantear el diseño del recorrido del cableado. CC: ENERGEKS 2026

6. Error número seis: puesta a tierra tratada como una formalidad

La puesta a tierra es uno de esos temas en los que no conviene ser creativo en el mal sentido.

Una puesta a tierra y unas conexiones equipotenciales mal diseñadas pueden causar problemas de seguridad, funcionamiento de las protecciones, sobretensiones, perturbaciones electromagnéticas y fiabilidad de toda la instalación. Y sin embargo, en muchos proyectos el tema se trata como el último punto de la lista: "poner a tierra según norma".

Pero el transformador no lee esos atajos mentales. Trabaja en un sistema de red concreto, con una impedancia de cortocircuito concreta, un punto neutro concreto, un cuadro de distribución concreto, unas condiciones de cortocircuito concretas y una protección contra contactos indirectos concreta.

IEC 61936-1:2021 se refiere al diseño y la ejecución de instalaciones eléctricas de potencia por encima de 1 kV en corriente alterna e indica los requisitos para garantizar la seguridad y el funcionamiento adecuado de la instalación según su propósito. Es un buen ejemplo de pensamiento sistémico: el transformador no es una isla solitaria, sino un elemento de una instalación que debe comportarse de forma predecible también en estados de perturbación.

Un error inocente consiste en que el proyecto muestra un punto de puesta a tierra, pero no muestra la lógica completa de las conexiones. No analiza el flujo de las corrientes de cortocircuito. No tiene en cuenta la compatibilidad con la protección contra sobretensiones. No prevé la calidad de las conexiones equipotenciales entre la carcasa del transformador, los cuadros, las estructuras, los canales y la barra de tierra.

Una buena puesta a tierra no es una línea en el esquema. Es el comportamiento de la instalación en el peor momento posible.

7. Error número siete: protección contra incendios añadida después de elegir la ubicación

En el caso de los transformadores de aceite, el tema de la protección contra incendios y medioambiental debe entrar en el proyecto temprano.

No cuando el edificio ya está construido, las distancias están fijadas y el inversor pregunta si "se puede solucionar de alguna manera".

El aceite de transformador cumple una función aislante y refrigerante, pero en las soluciones minerales clásicas puede ser un material combustible.

Los transformadores de aceite son un elemento importante de la infraestructura eléctrica, y el aceite utilizado en estos equipos puede suponer un riesgo de incendio, por lo que requieren una protección bien pensada.

Un error inocente es: "pondremos el transformador aquí, porque es lo más cerca del cuadro".

Lo más cerca no siempre es lo mejor.

La ubicación del transformador debe tener en cuenta las distancias a edificios, tabiques, vías de evacuación, otros equipos, almacenes de materiales, instalaciones auxiliares e infraestructura crítica. Para los transformadores de aceite, se añade la retención de aceite y la posibilidad de retener contaminantes en caso de fuga.

IEEE Std 980 es una guía sobre la limitación y control de fugas de aceite en subestaciones, y su objetivo incluye el diseño de soluciones que ayuden a contener el aceite y limitar los impactos ambientales.

Esto es especialmente importante en plantas fotovoltaicas, sistemas de almacenamiento de energía, plantas industriales y subestaciones donde un transformador no es solo un equipo, sino un nodo de todo el proceso. Un incendio o una fuga no significan entonces solo la reparación de un elemento. Pueden significar una parada, procedimientos ambientales, pérdida de producción, retrasos y conversaciones difíciles con el asegurador.

Una buena ubicación del transformador no es la elección del recorrido de cable más corto. Es la elección de la arquitectura de trabajo más segura.

8. Error número ocho: ruido y vibraciones dejados "para más tarde"

El transformador zumba. Es normal.

El problema empieza cuando el proyecto asume que "normal" significa "irrelevante".

El ruido y las vibraciones pueden transmitirse a través de la estructura del edificio, los canales de cables, las conexiones rígidas y las superficies reflectantes del sonido. Como resultado, un transformador que por sí mismo cumple los requisitos puede convertirse, después del montaje, en una fuente de molestias, porque el entorno actúa como una caja de resonancia.

La ubicación del transformador influye en el nivel de sonido percibido, y la instalación en una esquina, un pasillo estrecho o cerca de superficies lisas puede provocar la reflexión y amplificación del ruido. También se recomiendan medidas para limitar la transmisión de vibraciones, como almohadillas aislantes adecuadas, el guiado flexible de los conductores y la fijación sólida de los paneles de la carcasa.

Un error inocente: "lo pondremos en la esquina, así molestará menos".

A veces, en la esquina molesta más.

Si el transformador está cerca de oficinas, salas de control, viviendas, el límite de la parcela o lugares de trabajo, el tema de la acústica debe aparecer antes del montaje. Y no se trata de dramatizar. Se trata de respetar el confort de los usuarios y de evitar costosas correcciones que luego se parecen a tratar un dolor de muelas cambiando de silla.

El ruido se diseña con el espacio. Las vibraciones se diseñan con el detalle. Y la tranquilidad operativa se diseña antes, no después de la primera queja.

9. Error número nueve: protecciones seleccionadas por separado, sin coordinación con toda la instalación

El transformador es paciente, pero no está solo.

Trabaja con el cuadro de MT, el cuadro de BT, las protecciones, los limitadores de sobretensiones, el sistema de medida, la automatización, las cargas y el carácter de la demanda.

Un error de proyecto parece inofensivo cuando cada elemento "por sí mismo" es correcto. La protección está bien seleccionada. Los transformadores de medida están bien seleccionados. Los cables están bien seleccionados. El cuadro está bien seleccionado. Pero luego resulta que juntos no suenan como una orquesta, sino como cinco personas afinando instrumentos en un ascensor.

La coordinación de protecciones debe tener en cuenta las corrientes de cortocircuito, la corriente de conexión del transformador, la selectividad, las sobrecargas admisibles, el carácter de las cargas, la presencia de inversores, sistemas de almacenamiento de energía, compensación de potencia reactiva, sistemas de automatización y los requisitos del operador de red. En las instalaciones modernas con fotovoltaica, cargadores de vehículos eléctricos y sistemas de almacenamiento de energía, la carga ya no es la historia simple de un motor y la iluminación. Es un ecosistema dinámico.

Este es el meollo: la instalación del transformador no termina en el transformador.

Si las protecciones se diseñan sin dialogar con toda la instalación, pueden actuar con demasiada nerviosismo, demasiado tarde o en el lugar equivocado. Y entonces, incluso un transformador excelente se ve arrastrado a problemas que no creó.

10. Error número diez: ausencia de un escenario de recepción y puesta en marcha ya en la fase de proyecto

La recepción técnica no debería ser un final lleno de sorpresas.

Debería ser la confirmación de lo que el proyecto previó desde el principio.

Un error inocente: la documentación prevé el montaje, pero no prevé una puesta en marcha ordenada. No hay una lista clara de mediciones. No hay espacio para acceder a los puntos de control. No se ha previsto el orden de las operaciones. No se sabe quién es responsable de la verificación de los ajustes, quién de las pruebas, quién de la documentación final, quién de la conformidad con el manual del fabricante y quién de la decisión de conexión.

Eaton, en su material sobre buenas prácticas para transformadores secos, indica que los transformadores nuevos deben ser inspeccionados en la recepción para detectar daños de transporte, y antes de la conexión se debe verificar, entre otras cosas, los equipos auxiliares, la selección de tomas, las conexiones de la relación de transformación y el apriete y las distancias de las conexiones eléctricas.

Suena simple. Y precisamente por eso a veces se omite.

La puesta en marcha del transformador no es el corte de una cinta. Es el momento en que el proyecto, el suministro, el montaje, las mediciones, las protecciones y la operación se encuentran en un solo punto. Si antes cada uno trabajaba en su propio silo, la puesta en marcha lo mostrará.

En un buen proyecto, ya en la fase de documentación se sabe qué mediciones serán necesarias, qué condiciones deben cumplirse, qué protocolos se generarán y qué elementos deben verificarse antes de aplicar la tensión. Así, la puesta en marcha es un proceso tranquilo, y no una sala de escape técnica con un reloj marcando el tiempo.

11. Error número once: falta de previsión para una futura ampliación

El momento más barato para prever una ampliación es antes de la construcción.

Después, cada metro adicional, cada pasatapas, cada reserva de espacio y cada cambio de recorrido de cable empieza a costar más, porque entra en conflicto con la infraestructura en funcionamiento.

En los proyectos con transformadores, este error aparece a menudo. Hoy basta un transformador. Hoy basta una determinada potencia. Hoy no hay sistema de almacenamiento de energía. Hoy no hay cargadores. Hoy la planta fotovoltaica tiene una configuración determinada. Hoy la fábrica opera con el perfil de carga actual.

Pero el sector energético cambia más rápido que antes. Las empresas electrifican sus procesos. Se añaden estaciones de carga para vehículos eléctricos. Aumentan los requisitos de calidad del suministro. Aparecen sistemas de almacenamiento de energía, inversores, compensación, automatización, monitorización y nuevos modelos de trabajo.

Un error de proyecto inocente consiste en diseñar la instalación perfecta para hoy, pero sin margen para mañana.

No siempre se trata de sobredimensionar el transformador. A veces se trata de reserva de espacio, un pasatapas adicional, una disposición sensata de la subestación, la posibilidad de añadir equipos, un recorrido de cables sin trampas y una arquitectura que no cierre las puertas al inversor.

Un buen proyecto no adivina el futuro. Le deja un lugar razonable.

Cómo diseñar la instalación de un transformador para no pagar dos veces

La mejor estrategia es simple, aunque requiere disciplina: diseñar el transformador como parte de un sistema, y no como un equipo para colocar.

1. Primero, recopilar los datos.
   Potencia, tipo de transformador, pérdidas, masa, dimensiones, requisitos del fabricante, condiciones ambientales, acceso de mantenimiento, parámetros de cortocircuito, configuración de la red, perfil de carga, requisitos del operador, escenario de ampliación y limitaciones de la instalación.

2. Luego, verificar la geometría.
   No solo las dimensiones, sino el acceso, la apertura de puertas, los recorridos de cables, los radios de curvatura, los canales, los pasatapas, las rejillas, las zonas de mantenimiento, el acceso de la grúa o del equipo de transporte y la posibilidad de sustituir el equipo en el futuro.

3. Después, calcular el calor.
   El transformador cede sus pérdidas al entorno, por lo que la ventilación debe adaptarse a las condiciones reales. No debe ser ni simbólica ni excesiva. Debe funcionar de forma estable, sin crear problemas de condensación.

4. El siguiente paso es la seguridad.
   La puesta a tierra, las conexiones equipotenciales, la protección contra contactos indirectos, las protecciones, la protección contra incendios, la retención de aceite, las vías de evacuación y el acceso para los servicios de emergencia no pueden ser un añadido al final.

5. Por último, la documentación.
   Las instrucciones del fabricante, los protocolos, las mediciones, los ajustes, los esquemas y la documentación final deben estar preparados de manera que la operación no tenga que adivinar lo que el proyectista quiso decir.

Un buen proyecto de instalación de un transformador tiene algo muy elegante: no grita.
Simplemente funciona.

Un buen proyecto deja al transformador trabajar con tranquilidad

La instalación de un transformador no es una etapa que comienza el día de la entrega.

Los errores de instalación más aparentemente inocentes tienen una característica común: al principio ahorran unos minutos, y luego pueden llevar semanas. Por eso, vale la pena comparar a tiempo el proyecto con la documentación del fabricante, los requisitos técnicos, las condiciones de la instalación y el modo de operación previsto.

El transformador realmente no espera lujos.

Necesita un soporte estable, la cantidad adecuada de aire, buenas conexiones, una protección bien pensada y un poco de respeto por la física. A cambio, puede realizar su trabajo de forma fiable durante muchos años.

Gracias por acompañarnos hasta el final.

Cientos de transformadores vendidos y la participación en proyectos que alimentan la infraestructura eléctrica polaca confirman que las buenas soluciones comienzan con una selección adecuada y una colaboración técnica.

Conoce los transformadores Energeks, consulta las unidades disponibles en almacén y únete a Energeks en LinkedIn, donde compartimos conocimientos técnicos, proyectos y la actualidad del sector energético.

Referencias:

1. Schneider Electric, Electrical Installation Guide (Schneider Electric)

2. Eaton, Best practices for the installation and inspection of dry type distribution and power transformers . (Eaton)

3. NFPA, Transformer Fire Protection (nfpa.org)

Protección contra sobretensiones en transformadores.

Cómo proteger un transformador de las sobretensiones atmosféricas y por qué los microsegundos deciden el estado del aislamiento.

El calor abrasa a las personas. Las tormentas ponen a prueba a los transformadores.

Y lo hacen en microsegundos.

La temporada de calor tiene su propia física. El aire se estanca, el asfalto se ablanda y todos nosotros cambiamos lentamente de estado de agregación. La persona empieza a tratar la sombra como una propiedad premium, y cada apertura de la nevera suena como una decisión estratégica.

Y entonces llega la tormenta.

Por un momento da un respiro. La temperatura baja, el viento se mueve, el aire recupera el sentido. Solo que para la red eléctrica, esa misma tormenta no es un agradable descanso del calor. Es una prueba cuyo resultado puede decidirse en un tiempo más corto que un parpadeo. Mucho más corto.

0,000001 segundos. Eso dura un microsegundo.

Precisamente en esta escala se desarrolla el frente de una onda de rayo. ¿Tiene el transformador alguna posibilidad de sobrevivir? Sí, siempre que las decisiones correctas se hayan tomado antes de que aparezca el primer destello en el cielo.

La sobretensión que llega al transformador se desarrolla en microsegundos. El operador no tendrá tiempo de reaccionar. El controlador no convocará una reunión. El transformador tampoco tiene un momento para "preparar" su aislamiento. El resultado lo deciden las soluciones elegidas con antelación: la coordinación del aislamiento, el tipo y los parámetros del limitador de sobretensiones, su ubicación, la longitud de las conexiones y la calidad de todo el camino de derivación de la corriente de impulso.

Por eso, la protección contra rayos del transformador es un tema adecuado precisamente ahora. No porque la tormenta sea espectacular, sino porque recuerda una regla simple de la ingeniería eléctrica: las protecciones más importantes realizan su trabajo cuando nadie tiene tiempo para tomar decisiones.

¿Qué amenaza realmente al transformador durante una tormenta?

Un rayo no tiene que impactar directamente en el transformador para causar una sobretensión peligrosa. El impulso puede entrar en el sistema por varios caminos.

• Una descarga directa en una línea aérea introduce en ella una corriente de muy alto valor y una pendiente muy pronunciada.

• Un impacto cerca de la línea puede inducir una tensión en los conductores.

• Otra posibilidad es una descarga en una estructura, en la instalación de protección contra rayos o en el terreno, que provoca un cambio brusco de potencial en el sistema de puesta a tierra.

• La onda de sobretensión también puede llegar desde otra parte de la red, viajando a lo largo de los conductores y cables.

El transformador, por tanto, no ve tanto el destello en el cielo como la onda de tensión que aparece en sus bornes.

Si el valor y la pendiente de esa onda superan la capacidad del aislamiento para soportar el esfuerzo eléctrico, puede producirse un salto en el pasatapas, una perforación del aislamiento principal o un daño en el aislamiento entre espiras.

No todo evento termina en un cortocircuito inmediato. A veces, el impulso deja un debilitamiento, un daño local o el inicio de un proceso de degradación que se manifestará más tarde.

Por eso, la ausencia de una avería inmediatamente después de una tormenta no es automáticamente una prueba de que el sistema de protección haya funcionado a la perfección. El aislamiento puede recordar el estrés eléctrico, aunque no lleve un diario de eventos.

¿Por qué hablamos de microsegundos?

En la técnica de alta tensión, la resistencia de los equipos a las sobretensiones atmosféricas se evalúa, entre otros, mediante una onda de tensión normalizada. La designación 1,2/50 µs describe una forma de onda cuyo tiempo de subida convencional es de 1,2 microsegundos y cuyo tiempo de caída a la mitad del valor es de 50 microsegundos.

Es un modelo de ensayo, no un retrato fotográfico de cada rayo. Permite, sin embargo, comparar la rigidez dieléctrica de los equipos y establecer principios coherentes de coordinación del aislamiento.

Un microsegundo es la millonésima parte de un segundo. En 1,2 microsegundos, una onda electromagnética puede recorrer cientos de metros, dependiendo del medio de propagación. Desde el punto de vista humano, aún no ha ocurrido nada. Desde el punto de vista del transformador, la tensión ya ha alcanzado un nivel que puede decidir el estado de su aislamiento.

La pendiente del impulso es tan importante como su valor de pico. Para corrientes que varían rápidamente, cada tramo de conductor tiene inductancia. La tensión en tal conexión puede describirse mediante la relación:

UL = L × (ΔI / Δt)

Cuanto más rápido aumenta la corriente y mayor es la inductancia de la conexión, mayor es la caída de tensión adicional. Esta tensión puede sumarse a la tensión residual del limitador y aparecer en los bornes del equipo protegido.

El ejemplo es ilustrativo. Si una conexión tiene una inductancia de aproximadamente 1 µH y la corriente de impulso cambia a una velocidad de 10 kA/µs, la propia conexión puede aportar unos 10 kV. Esto no significa que cada metro de conductor siempre "cueste" exactamente 10 kV. Pero muestra la escala del fenómeno y explica por qué, en la protección contra sobretensiones, un camino corto es un parámetro eléctrico, y no una preferencia estética del instalador.

¿El pararrayos protege al transformador?

Sí, pero no por sí solo y no contra todos los escenarios.

El sistema externo de protección contra rayos debe interceptar la descarga directa sobre el objeto protegido, conducir la corriente por un camino definido y dispersarla en el suelo. De este modo, se reduce el riesgo de daños físicos a la estructura y de peligro para las personas. El alcance de esta protección se describe en la serie IEC 62305.

El limitador de sobretensiones trabaja en otro punto del problema. Su función es limitar la sobretensión en el equipo y derivar la corriente de impulso al sistema de puesta a tierra. En redes de media tensión, protege, entre otros, a transformadores, pasatapas y aparamenta de maniobra contra sobretensiones atmosféricas y de maniobra.

La coordinación del aislamiento une ambos mundos con el propio transformador. Consiste en seleccionar la rigidez del aislamiento, el nivel de protección de los limitadores y la configuración del sistema, de modo que el esfuerzo que llega al equipo se mantenga por debajo de su nivel de tensión soportada, con el margen adecuado.

Así, se puede tener una instalación de protección contra rayos correcta y, al mismo tiempo, dejar el transformador con una protección insuficiente contra la onda que llega por el conductor. También se puede elegir un buen limitador y reducir su eficacia con conexiones demasiado largas. La protección funciona como un sistema. El logotipo en un solo elemento no sustituye a la física de todo el recorrido del impulso.

¿Cómo funcionan los pararrayos, es decir, los limitadores de sobretensiones de óxidos metálicos?

En las redes modernas de corriente alterna, se utilizan ampliamente los limitadores de sobretensiones sin explosor con resistencias de óxidos metálicos. Sus requisitos se establecen en la IEC 60099-4 para sistemas con tensión máxima del equipo superior a 1 kV.

En el lenguaje cotidiano, a menudo se les llama pararrayos. Técnicamente, el término más preciso es limitador de sobretensiones, porque el dispositivo no atrapa el rayo como un guante de béisbol. Limita la tensión y crea un camino controlado para la corriente de impulso. Es una pequeña diferencia lingüística, pero detrás está todo el principio de funcionamiento.

El corazón del limitador son los bloques no lineales, generalmente basados en óxido de zinc (ZnO). En condiciones normales, el limitador tiene una resistencia muy alta y solo conduce una pequeña corriente de fuga. Cuando la tensión aumenta bruscamente, su característica cambia de forma muy intensa. El limitador comienza a conducir la corriente de impulso, derivándola a tierra y limitando la tensión en el equipo protegido.

Tras la desaparición de la sobretensión, vuelve a un estado de alta resistencia. No "traga" todo el rayo y no hace que la tensión desaparezca. La limita a un nivel determinado, denominado tensión residual o nivel de protección, y parte de la energía la absorbe y disipa.

Todo el proceso incluye la aparición de la sobretensión, el rápido aumento de la conductividad del limitador, el flujo de la corriente de impulso y el retorno del dispositivo a su estado de alta resistencia. Para que realmente proteja al transformador, la tensión residual, junto con las caídas adicionales en las conexiones, debe mantenerse seguramente por debajo de la rigidez dieléctrica al impulso del aislamiento.

ZnO, explosor o solución especial

En el mercado y en instalaciones más antiguas se pueden encontrar diferentes construcciones. No todas deben meterse en el mismo saco.

• El estándar moderno para la protección de transformadores son los limitadores sin explosor con bloques de ZnO. Reaccionan gracias a la fuerte no linealidad del material y pueden soportar sucesivos impulsos dentro de su capacidad declarada.

• Las construcciones más antiguas con explosor, a menudo con resistencias de carburo de silicio, siguen funcionando en parte de las instalaciones. En una modernización, se suele considerar el ZnO, pero la sustitución "uno por uno" sin verificar los parámetros de la red y la coordinación del aislamiento no es un buen atajo.

• También existen soluciones especiales, como limitadores con explosor externo utilizados en líneas, y construcciones para GIS (subestaciones encapsuladas). Su aplicación la decide la función, el sistema de aislamiento y el análisis de sobretensiones, no una clasificación por potencia de catálogo.

El más eficaz, por tanto, no significa el más impresionante en el catálogo. Significa adecuadamente seleccionado para la tensión, el sistema de puesta a tierra de la red, la energía esperada, el nivel LI del transformador y las condiciones ambientales.

Coordinación del aislamiento: la conversación más importante entre el transformador y el limitador

La norma IEC 60076-3 establece los requisitos de aislamiento, las pruebas dieléctricas y los niveles mínimos de ensayo para los transformadores. La serie IEC 60071 organiza los principios de coordinación del aislamiento para equipos e instalaciones por encima de 1 kV.

En la práctica del proyecto, hay que combinar al menos dos niveles:

• el nivel de tensión soportada al impulso atmosférico del transformador, a menudo abreviado LI,

• el nivel de protección proporcionado por el limitador en condiciones concretas de corriente y forma de impulso.

Entre ambos debe quedar un margen que tenga en cuenta las incertidumbres, la configuración de la instalación, la distancia al transformador, la inductancia de los conductores, los fenómenos de onda y las condiciones reales de trabajo.

No basta con comprobar si el número de la ficha del limitador es inferior al número de la documentación del transformador. La tensión que ve el aislamiento puede ser superior a la propia tensión residual. Se suman las caídas inductivas y el efecto de la distancia al equipo.

La versión más corta de esta regla es: el limitador no protege el catálogo del transformador. Protege a un transformador concreto en una instalación concreta.

Cómo seleccionar un limitador de sobretensiones para un transformador

La selección comienza con los datos del sistema, no con una sola tensión impresa en la carcasa.

✅ Tensión de trabajo continua (Uc)
El valor de Uc, es decir, la tensión de trabajo continua admisible, debe corresponder a la tensión más alta que pueda presentarse de forma duradera en el limitador. Influye el sistema de puesta a tierra del punto neutro y el aumento de tensión de las fases sanas durante un fallo a tierra.

• Un Uc demasiado bajo puede exponer al limitador a una sobrecarga durante una sobretensión temporal.

• Un Uc demasiado alto suele significar un nivel de protección más elevado, lo que puede reducir el margen para el aislamiento del transformador.

✅ Tensión nominal y resistencia a sobretensiones temporales (Ur y TOV)
Los parámetros Ur y TOV deben evaluarse junto con la duración de la posible sobretensión. El limitador debe sobrevivir al escenario real de un cortocircuito u otra perturbación en esa red concreta, y no solo al punto de trabajo nominal.

✅ Nivel de protección
La tensión residual debe compararse con el nivel de tensión soportada al impulso del transformador. Hay que añadir la influencia de las conexiones y la ubicación. Un valor bajo en la tabla es útil solo si la instalación permite aprovecharlo.

✅ Capacidad de absorción de energía y carga
La exposición depende de la configuración de la red. Una subestación alimentada por una línea aérea larga en una zona de alta actividad tormentosa tendrá requisitos diferentes a los de un equipo que trabaja en un sistema de cables. También influyen las sobretensiones de maniobra, la repetitividad de los impulsos y el carácter del objeto protegido.

✅ Condiciones ambientales y mecánicas
La altitud, la contaminación, la radiación UV, la temperatura, la humedad y las cargas mecánicas influyen en la selección del modelo. La elección de una carcasa de silicona o porcelana debe basarse en las condiciones del proyecto.

✅ Comportamiento en caso de fallo
Hay que tener en cuenta la clase de cortocircuito, la forma segura de despresurización o desconexión, y el riesgo para las personas y los equipos vecinos. La protección del transformador no debe crear un nuevo problema en el momento en que el propio limitador llegue al final de su capacidad operativa.

¿Por qué el lugar de montaje es tan importante como la selección?

El mejor limitador, colocado demasiado lejos del transformador, puede ofrecer una protección más débil que un dispositivo correctamente seleccionado e instalado junto al borne protegido.

Tres reglas deciden:

1. La menor distancia posible entre el limitador y el pasatapas del transformador.

2. Conexiones cortas, rectas y sin bucles en el lado de fase y de tierra.

3. Evitar bucles, cambios bruscos de dirección y tramos innecesarios de conductor.

Durante el flujo de la corriente de impulso, importa la impedancia de todo el recorrido, no solo la resistencia de puesta a tierra medida a la frecuencia de red o con un método adecuado para condiciones estáticas. Un impulso rápido "ve" la inductancia de los conductores, la geometría del sistema y la posición relativa de las conexiones.

Por eso, un conductor de mayor sección no corrige automáticamente el problema de una longitud excesiva. La sección sigue siendo importante por razones térmicas, mecánicas y de cortocircuito, pero con un impulso muy pronunciado, la geometría del recorrido puede decidir la tensión inducida.

Aquí es donde la teoría se encuentra con el detalle de ejecución. Un metro adicional de conductor puede parecer inocente. Para un impulso medido en microsegundos, es un elemento de pleno derecho del circuito.

Puesta a tierra: ¿dónde debe fluir realmente la energía?

El limitador de sobretensiones no elimina la energía del sistema. Le proporciona un camino controlado. Si ese camino tiene una alta impedancia al impulso o está trazado de forma que crea diferencias de potencial significativas, la tensión en el equipo protegido puede seguir alcanzando un nivel peligroso.

Un sistema eficaz requiere:

• continuidad de las conexiones,

• conexión correcta de la cuba del transformador, la estructura, las pantallas de los cables y el resto de elementos incluidos en el proyecto de puesta a tierra.

También es importante la igualación de potenciales. Durante una descarga, el potencial de la puesta a tierra local puede aumentar bruscamente. El objetivo no es mantener mágicamente toda la subestación a un potencial de cero ideal, sino limitar las diferencias de potencial peligrosas y garantizar un camino predecible para la corriente.

El valor de la resistencia de puesta a tierra por sí solo no cuenta toda la historia. También se necesitan una geometría adecuada, conexiones con la durabilidad apropiada, control de la corrosión y conformidad con el proyecto de protección contra rayos y los requisitos de la red.

La puesta a tierra es como una vía de evacuación. Saber que existe no es suficiente.
Debe llevar a donde debe, estar despejada y funcionar precisamente cuando hay aglomeración.

¿Una línea de cable elimina el riesgo de sobretensiones atmosféricas?

No. Cambia el perfil de riesgo, pero no lo anula.

El cable es menos vulnerable a un impacto directo que una línea aérea. Sin embargo, la onda puede entrar en el punto de transición de la línea aérea al cable, generarse por un aumento del potencial de tierra o llegar desde otra parte de la red. Las reflexiones en los límites de diferentes impedancias también modifican la tensión. Por eso, se analizan las terminaciones, la longitud del cable, las pantallas, la puesta a tierra y los puntos de limitación de sobretensiones. Un cable subterráneo no recibe inmunidad frente a las tormentas.

¿Basta con proteger el lado de media tensión?

El limitador en el lado de media tensión protege al transformador de la onda que llega de esa red, pero el impulso puede transmitirse entre los devanados. En el lado de baja tensión trabajan hoy en día controladores, inversores, equipos de medición, comunicación y automatización. Por eso, la protección debe ser en capas: incluir la MT, SPD coordinados en el lado de BT, circuitos auxiliares y de señalización, y la igualación de potenciales. La protección del transformador y de la electrónica son tareas relacionadas, pero no idénticas.

7 errores en la protección contra rayos del transformador

Un limitador mal seleccionado es como una puerta sólida instalada al lado de la entrada.

Parece profesional, pero el rayo no está obligado a usarla.

❌ Primer error: seleccionar únicamente por la tensión nominal de la red. Pasar por alto la puesta a tierra del punto neutro, el tiempo de fallo a tierra y la TOV puede dar un valor de Uc incorrecto. Un Uc demasiado bajo expone al dispositivo a una sobrecarga, y uno demasiado alto puede empeorar el nivel de protección.

❌ Segundo error: instalar el limitador lejos del pasatapas. En un impulso, no hay "solo un trozo de cable". Cada tramo aporta inductancia.

❌ Tercer error: tender conexiones largas y con bucles a la puesta a tierra. Un conductor bien colocado no siempre significa un buen camino para el impulso.

❌ Cuarto error: tratar la resistencia de puesta a tierra como la única medida de la calidad de la protección. El resultado de la medición es importante, pero no sustituye la evaluación de la continuidad, la geometría y la impedancia para los transitorios rápidos.

❌ Quinto error: falta de coordinación con el nivel de aislamiento del transformador. El limitador no puede seleccionarse al margen del LI, los pasatapas, los cables y la aparamenta de maniobra.

❌ Sexto error: omitir el lado de baja tensión y los circuitos auxiliares. El impulso normalmente no lee el alcance del suministro.

❌ Séptimo error: asumir que el limitador es eterno. Múltiples impulsos, humedad, daños y el deterioro de las conexiones pueden cambiar su estado.

Esto no significa cambiarlo después de cada tormenta, sino una inspección regular en lugar de la desiderativa "todavía parece que está bien".

Rayo contra presupuesto: por qué la protección simplemente vale la pena

El precio del limitador y de su instalación correcta es fácil de ver en el presupuesto. El coste de una avería del transformador tiene muchas más partidas, y algunas de ellas aparecen solo cuando el equipo deja de funcionar.

En la cuenta pueden entrar:

• el diagnóstico,

• el transporte del equipo pesado,

• el trabajo del servicio técnico,

• el alquiler de equipos,

• la reparación o sustitución del transformador,

• las actuaciones de emergencia,

• y la pérdida de continuidad del suministro.

En una planta de producción, se suma el coste del proceso detenido. En una instalación de infraestructura, importa la disponibilidad del servicio. En una planta fotovoltaica, cada hora de parada puede significar energía que ya no se podrá producir después.

Según la potencia del transformador y las consecuencias de la parada, el coste total del evento puede alcanzar rápidamente decenas o cientos de miles de euros, y en unidades grandes, mucho más. Sin embargo, no es prudente prometer que cualquier pararrayos resolverá el problema. El ahorro se produce solo cuando el dispositivo es parte de un sistema correctamente coordinado.

La inversión, por tanto, no incluye solo la compra del dispositivo. Incluye la selección, la ubicación adecuada, las conexiones cortas, una puesta a tierra eficaz, la protección de los niveles siguientes y el control posterior. Es menos espectacular que un vídeo de un rayo a cámara lenta. Pero tiene un aspecto mucho mejor en el informe de disponibilidad de la instalación.

Cómo controlar la protección después de la puesta en marcha de la subestación

La protección contra sobretensiones requiere inspecciones adaptadas al tipo de equipos, las recomendaciones del fabricante y la importancia de la instalación.

Durante la inspección, conviene tener en cuenta:

• el estado de la carcasa del limitador, la suciedad, los rastros de descargas y los daños mecánicos,

• la calidad de los bornes, las conexiones de fase y de tierra,

• la continuidad de las conexiones equipotenciales y el estado de la puesta a tierra,

• las indicaciones de los contadores de operaciones, si se han instalado,

• la tendencia de la corriente de fuga o de su componente resistiva en instalaciones con monitorización,

• la conformidad de la configuración de la subestación con el proyecto tras las modernizaciones.

El contador de impulsos informa de los eventos, pero no diagnostica el limitador. La monitorización de la corriente de fuga tampoco se interpreta por sí sola. El mayor valor lo da la tendencia y la comparación con los criterios del fabricante. Tras una tormenta fuerte o la actuación de las protecciones, conviene realizar una inspección específica, basada en el estado del dispositivo y el historial de exposiciones.

Una buena protección no lucha contra la tormenta. Gestiona sus efectos.

No podemos detener las descargas atmosféricas y difícilmente convenceremos a julio de que baje la temperatura por respeto a la infraestructura. Pero podemos decidir cómo la energía del impulso atravesará la subestación y qué tensión verá el aislamiento del transformador.

Una protección eficaz se crea cuando el transformador, el limitador, las conexiones, la puesta a tierra y los demás niveles de protección se tratan como un sistema único.

• El limitador debe tener los parámetros adecuados para la red.

• Debe estar cerca del borne protegido.

• El camino de la corriente debe ser corto y diseñado conscientemente.

• El nivel de protección debe mantener un margen adecuado respecto a la rigidez dieléctrica del aislamiento.

Son muchas dependencias para un evento que dura unas decenas de microsegundos.

Precisamente por eso, vale la pena resolverlo con tranquilidad en la fase de proyecto, antes de que aparezca la primera tormenta de verano sobre la subestación. Si estás seleccionando un transformador, una subestación transformadora o un sistema de protección contra sobretensiones, pongamos en común los parámetros de los equipos y la configuración de la red como un todo. Las buenas preguntas hechas hoy pueden hacer un trabajo muy concreto durante el próximo destello.

La energía merece un buen camino

No detendremos la tormenta. No pediremos a la descarga que espere a que termine la revisión, y difícilmente convenceremos a agosto de que baje la temperatura por respeto a la infraestructura. Pero podemos decidir qué ocurrirá en el momento en que la onda de sobretensión llegue a la subestación.

Podemos darle un camino corto y predecible a tierra. Podemos seleccionar el nivel de protección para la resistencia real del aislamiento. Podemos mirar el transformador, el limitador, los pasatapas, los conductores, los cables y la puesta a tierra como un sistema único, y no como siete partidas separadas en el pedido.

Y esa es una buena noticia. En el sector energético no tenemos control sobre todo, pero tenemos un enorme control sobre la calidad de las decisiones de diseño.

Gracias por dedicar tiempo a adentrarnos con nosotros en el mundo de los microsegundos. Sabemos que la protección contra sobretensiones no suena tan espectacular como el propio rayo. En la práctica, es precisamente ella la que permite que, tras el destello, el transformador siga haciendo su trabajo: sin drama, sin parada y sin una improvisación costosa.

Si estás seleccionando un transformador para una nueva subestación, modernizando un sistema existente o quieres verificar los parámetros antes de hacer una solicitud, consulta los transformadores de aceite y secos en la oferta de Energeks. Vale la pena empezar la conversación no solo por la potencia en kVA, sino también por las tensiones, el nivel LI, el modo de trabajo de la red, las condiciones ambientales y todo el concepto de protección.

¿Tienes un proyecto en el que el limitador, el cable y el transformador deben empezar a entenderse de una vez? Ponte en contacto con el equipo de Energeks. Revisaremos los datos, ordenaremos las preguntas técnicas y buscaremos una solución adaptada a la instalación real.

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Gracias por la confianza, las preguntas y cada conversación técnica.

Son ellas las que ayudan a crear mejores proyectos.

La tormenta puede tener el último destello.
Pero no tiene por qué tener la última palabra.

Fuentes:

1. IEC 60071-1:2019, Insulation co-ordination, definitions, principles and rules

2. IEC 60099-4:2014, Metal-oxide surge arresters without gaps for AC systems

3. IEC 60076-3:2013 with Amendment 1:2018, Power transformers, insulation levels and dielectric tests

4. IEC 62305-1:2024, Protection against lightning, general principles

5. Siemens Energy, High voltage surge arresters product guide

6. Hubbell Power Systems, The Importance of Lead Length for Arrester Applications

7. Hitachi Energy, Medium voltage surge arrester MWK