Ingeniería eléctrica moderna
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:
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.
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.
Acuerdos de protección contra incendios con el perito en protección contra incendios, especialmente importante en el caso de transformadores de aceite de mayor potencia.
Recepciones técnicas y mediciones realizadas por entidades autorizadas antes de la puesta en servicio de la subestación modernizada.
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.
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¡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).
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.
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Fuentes:
CIGRE – Online moisture monitoring of transformers for ageing assessment
IEC – The Establishment and Design of Standard for Condition Monitoring in Power Systems
Hitachi Energy – TXpert Ready CoreSense M10 online DGA analyzer
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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.
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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
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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:
La menor distancia posible entre el limitador y el pasatapas del transformador.
Conexiones cortas, rectas y sin bucles en el lado de fase y de tierra.
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.
Y si te gusta el sector energético contado con concreción, con técnica, experiencia y un toque de humor, síguenos en LinkedIn. Compartimos allí conocimientos sobre transformadores, subestaciones, energías renovables y todo lo que hace que la energía llegue exactamente donde se necesita.
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:
IEC 60071-1:2019, Insulation co-ordination, definitions, principles and rules
IEC 60099-4:2014, Metal-oxide surge arresters without gaps for AC systems
IEC 60076-3:2013 with Amendment 1:2018, Power transformers, insulation levels and dielectric tests
IEC 62305-1:2024, Protection against lightning, general principles
Hubbell Power Systems, The Importance of Lead Length for Arrester Applications
Transformadores en stock
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Documentación técnica del transformador. Qué debe contener la documentación de un transformador y por qué su ausencia puede detener toda una inversión.
A veces, toda una inversión se detiene por la falta de una sola hoja de papel.
La declaración de conformidad UE, el manual de instrucciones (DTR), el protocolo de ensayos de fábrica y la documentación de recepción no son un añadido al transformador, sino parte de toda la entrega. En este artículo mostramos qué documentos deben comprobarse antes de la puesta en marcha del equipo, quién es responsable de su integridad y cómo evitar la situación en la que una subestación transformadora ya terminada se detiene no por una avería técnica, sino por la falta de una firma, un número de serie o el protocolo adecuado.
Imaginemos una situación sencilla.
El transformador ya está sobre la cimentación. Los cables están preparados, las protecciones ajustadas, el equipo de montaje finaliza las últimas mediciones, y la fecha de puesta en tensión se acerca más rápido que un lunes después de un fin de semana tranquilo. Todo parece ir bien... hasta que durante la recepción surge la pregunta:
– ¿Podemos ver la declaración de conformidad, el protocolo de ensayos de fábrica y el manual de instalación actualizado?
Silencio.
Alguien empieza a revisar el correo. Otro llama al proveedor. Tras un momento, resulta que la documentación "creo que estaba en la caja", "debería estar en la oficina del jefe" o "el fabricante seguro que la envía".
Y es entonces cuando el transformador de varias toneladas deja de ser el mayor problema de la obra. El mayor problema pasa a ser la carpeta que nadie puede encontrar.
¿Suena trivial? Lamentablemente, solo hasta que la falta de documentación completa retrasa la recepción de la subestación, la puesta en marcha de una línea de producción, una planta fotovoltaica, un sistema de almacenamiento de energía o todo un edificio. La documentación técnica del transformador no es un extra incluido en la entrega por cortesía del fabricante. Es parte del producto, igual que la placa de características, los pasatapas, el cambiador de tomas, los sensores de temperatura o el sistema de refrigeración.
La regla más importante es simple: un transformador sin documentación completa puede ser un equipo funcional, pero para el inversor sigue siendo un riesgo técnico, contractual y financiero no identificado.
Este artículo está dirigido principalmente a inversores, proyectistas, contratistas generales, integradores de subestaciones transformadoras, jefes de mantenimiento y personas responsables de la recepción de equipos eléctricos.
Después de su lectura, sabrás:
qué es en la práctica la declaración de conformidad UE y qué demuestra realmente el marcado CE,
qué debe contener un buen manual de instrucciones (DTR) del transformador,
en qué se diferencian los ensayos de producto, los ensayos de tipo y los ensayos especiales,
dónde termina la responsabilidad del fabricante y comienza la del proyectista, el contratista y el usuario,
cómo verificar la documentación antes de firmar el protocolo de recepción.
Tiempo de lectura: aproximadamente 11 minutos.
La documentación técnica no alimenta la instalación... hasta que su ausencia paraliza toda la inversión.
En los proyectos eléctricos, la atención se centra naturalmente en los parámetros del equipo. Analizamos la potencia nominal, las tensiones de los lados de media y baja tensión, el nivel de pérdidas en vacío y con carga, la tensión de cortocircuito, el grupo de conexión, el sistema de refrigeración, el nivel de ruido, la clase de aislamiento y las condiciones ambientales.
Es un enfoque correcto. El problema comienza cuando la documentación se trata como un elegante envoltorio de la técnica propiamente dicha.
Sin embargo, los documentos son necesarios en cada etapa de la vida del transformador.
El proyectista los utiliza para preparar la cimentación, la ventilación, las conexiones eléctricas y las protecciones.
El contratista los necesita durante el transporte, la descarga y el montaje.
La persona que realiza las mediciones verifica los parámetros de referencia.
Los servicios de mantenimiento se basan en ellos para programar las revisiones.
El servicio técnico compara los resultados de las inspecciones periódicas con los valores iniciales.
El asegurador o un perito puede analizar la documentación tras una avería.
Un paquete de documentos bien preparado crea algo así como una biografía técnica del equipo. Muestra cómo era el transformador cuando salió de fábrica, en qué estado llegó a la obra, cómo fue instalado y qué ha ocurrido con él a lo largo de los años.
Sin esta historia, diagnosticar un problema es como ir al médico sin resultados de análisis, información sobre medicamentos y un diagnóstico previo. Se puede empezar desde cero, pero suele ser más caro, más lento y mucho más estresante.
El marcado CE no es una medalla de calidad ni una pegatina mágica.
Uno de los elementos de la documentación más malinterpretados es el marcado CE.
CE no significa que el equipo haya recibido un premio a la calidad, que haya pasado una única prueba europea universal o que haya sido "aprobado por la oficina central de CE". Indica que el fabricante declara la conformidad del producto con la normativa de la UE que le sea aplicable y que ha llevado a cabo el procedimiento de evaluación de la conformidad correspondiente.
Esta es una diferencia fundamental.
El fabricante no puede simplemente pegar el símbolo CE porque queda bonito junto al número de serie. Debe determinar qué actos legales se aplican al producto, preparar la documentación técnica, realizar la evaluación requerida y emitir la declaración de conformidad. El marcado CE se refiere a la conformidad del producto en el momento de su comercialización en el mercado de la Unión Europea.
En el caso de los transformadores eléctricos, uno de los actos clave es el Reglamento (UE) nº 548/2014 de la Comisión, relativo a los requisitos de ecodiseño para transformadores de potencia pequeños, medianos y grandes. Fue modificado por el Reglamento (UE) 2019/1783.
Estas regulaciones establecen, entre otros, requisitos de eficiencia y pérdidas máximas de energía, y los requisitos de la segunda fase, denominada Tier 2, son aplicables desde el 1 de julio de 2021.
Sin embargo, esto no significa que se deba copiar automáticamente a cada transformador la misma lista de directivas encontrada en la primera plantilla de declaración de internet.
¿Qué normativa puede aplicarse a un transformador?
El alcance de la normativa depende de la construcción, las tensiones nominales, el equipamiento y la forma de comercialización del equipo.
La Directiva de baja tensión 2014/35/UE se aplica a los equipos eléctricos diseñados para trabajar con tensiones de 50 a 1000 V en corriente alterna y de 75 a 1500 V en corriente continua. El lado principal de media tensión de un transformador MT/BT queda, por tanto, fuera del ámbito de la LVD, pero la directiva puede ser relevante para determinados circuitos de baja tensión y equipos auxiliares.
Algo similar ocurre con la compatibilidad electromagnética (EMC). Un transformador clásico es un dispositivo básicamente pasivo, pero los indicadores electrónicos de temperatura, los controladores de ventilación, los módulos de comunicación, los sistemas de monitorización o los accionamientos de los cambiadores pueden requerir una evaluación EMC.
Las directivas RoHS o las relativas a máquinas tampoco deben incluirse en la declaración "por si acaso". Su aplicación requiere un análisis del alcance del producto, su equipamiento y el uso previsto.
Una buena declaración no es el documento con la lista más larga de actos legales.
Es el documento con la lista correcta.
Es como sazonar una sopa. Más no siempre es mejor, y echar todo el arsenal de especias rara vez demuestra el profesionalismo del cocinero.
Declaración de conformidad UE: ¿qué debe contener realmente?
La declaración de conformidad UE debe responder a tres preguntas muy simples: quién es responsable del transformador, qué equipo concreto cubre el documento y sobre qué base el fabricante confirma su conformidad con los requisitos.
Suena trivial, pero durante las recepciones es precisamente en estos aspectos donde es más fácil tropezar.
En la placa de características figura un modelo, en el protocolo de ensayos otro ligeramente diferente, y la declaración de conformidad describe de forma genérica "transformadores de la serie X".
Cada documento por separado parece profesional.
Solo al ponerlos juntos empiezan a parecerse a una foto familiar en la que nadie está seguro de quién es la persona de la última fila.
Por eso, la declaración debe indicar claramente:
el fabricante y su dirección,
si en el proceso participa un representante autorizado, también sus datos,
debe permitir identificar inequívocamente el producto (por ejemplo, mediante tipo, modelo, lote, serie o número de serie),
debe contener la declaración de que ha sido emitida bajo la exclusiva responsabilidad del fabricante,
debe indicar las directivas y reglamentos aplicables,
debe hacer referencia a las normas o especificaciones técnicas utilizadas.
Al final, se necesitan el lugar y la fecha de emisión, los datos de la persona autorizada y su firma.
El número de serie merece una atención especial.
En muchos proyectos, se espera que aparezca no solo en la placa de características, sino también en la declaración, el protocolo de ensayos del producto, la tarjeta de garantía y los documentos de transporte.
Así, queda claro de inmediato que todos los papeles corresponden exactamente a la unidad que está sobre la cimentación, y no a su primo de la misma serie, fabricado tres semanas antes.
Esto no significa que una declaración sin número de serie sea siempre automáticamente inválida. Lo clave es que el producto pueda ser identificado inequívocamente. Según el modo de producción, también puede servir para ello el tipo, la serie, el lote u otro identificador coherente.
Desde el punto de vista del inversor, lo mejor es no dejar espacio para acertijos legales.
El mismo número en la placa, la declaración, el protocolo de ensayos, la garantía y los documentos de entrega significa menos preguntas, una recepción más rápida y un riesgo mucho menor de que alguien durante la puesta en marcha pregunte: "¿pero estos documentos son de este transformador?".
Cinco documentos, un número y cero suposiciones. En el sector energético, así es el lujo.
Ensayos de fábrica, protocolos de tipo, ensayos rutinarios... un mismo papel, muchas denominaciones.
Imaginemos que llega a la obra un transformador.
Tiene un aspecto imponente: pintura fresca, placa de características legible, pasatapas protegidos, documentos de entrega firmados. El jefe de proyecto mira el equipo con satisfacción porque esta vez todo ha llegado a tiempo.
Pero llega la pregunta inocente:
– ¿Y el protocolo de ensayos de esta unidad?
El conductor se encoge de hombros. El proveedor busca en los mensajes. El fabricante envía un informe, pero el número de serie no coincide. La potencia es similar, las tensiones casi las mismas, y la fecha de producción difiere solo en unas semanas. Casi un éxito.
Lamentablemente, en el sector eléctrico, "casi el mismo transformador" funciona como "casi la misma llave de la casa". Puede tener el aspecto adecuado, pero la puerta sigue cerrada.
La declaración de conformidad UE confirma que el fabricante asume la responsabilidad de la conformidad del producto con los requisitos aplicables. No es, sin embargo, una prueba de que el transformador que tenemos delante haya alcanzado los parámetros indicados en su placa de características.
Para eso se necesita el informe de ensayos de la unidad concreta, normalmente denominado Routine Test Report (protocolo de ensayos de producto). Puede formar también parte de la documentación FAT (Factory Acceptance Test), es decir, la recepción en fábrica.
La declaración dice: "este tipo de equipo ha sido diseñado según los requisitos". El protocolo de ensayos añade: "y este ejemplar concreto ha sido realmente verificado".
Es una pequeña diferencia lingüística, pero una gran diferencia técnica.
El punto de referencia básico para los transformadores de potencia es la serie de normas IEC 60076. Su primera parte establece los requisitos generales para transformadores monofásicos y trifásicos. La mera indicación de que el equipo se ha fabricado "según IEC 60076" no dice, sin embargo, qué ensayos se han realizado, si se han aplicado a cada ejemplar o si el inversor recibirá los resultados de su unidad.
Por eso, conviene distinguir tres grupos de ensayos.
Ensayos de producto: verificamos el ejemplar concreto.
Los ensayos de producto (también llamados rutinarios) se realizan para cada unidad fabricada, en el alcance establecido por la norma aplicable y la especificación del pedido. Su objetivo es confirmar que el transformador concreto ha sido fabricado correctamente y alcanza los parámetros declarados.
El informe puede incluir, entre otros:
la medición de la resistencia de los devanados,
la verificación de la relación de transformación y el desplazamiento de fase,
la medición de las pérdidas en vacío y con carga,
la corriente de vacío,
la tensión de cortocircuito,
y las pruebas dieléctricas correspondientes.
Para el inversor, es especialmente importante que el informe contenga la identificación de la unidad, preferiblemente el número de serie coincidente con la placa de características. Sin ello, se obtienen resultados de ensayos de algún transformador. Quizás muy bueno. Pero no necesariamente el nuestro.
Ensayos de tipo: ¿puede esta construcción cumplir lo que promete?
Los ensayos de tipo confirman determinadas propiedades de la construcción o de toda una familia de equipos. No es necesario realizarlos por separado para cada transformador fabricado.
Pueden referirse, por ejemplo, al aumento de temperatura, al nivel de ruido u otras características cuyo ensayo individual sería costoso, requeriría mucho tiempo o unas instalaciones especiales.
Se podría decir que los ensayos de producto verifican un ejemplar concreto, mientras que los ensayos de tipo preguntan si una construcción determinada, como conjunto, ha superado un examen más importante.
Es un poco como con los coches. Cada ejemplar debe pasar una inspección final, pero no todos los vehículos recién fabricados son estrellados contra una pared en una prueba de choque. Sería un enfoque muy minucioso, aunque bastante perjudicial para los plazos de entrega.
Ensayos especiales: cuando el paquete estándar es insuficiente.
Los ensayos especiales se realizan cuando lo exigen las condiciones del contrato, el estándar del operador, el tipo de instalación o las condiciones especiales de trabajo.
Pueden incluir, por ejemplo:
ensayos ampliados de resistencia al cortocircuito,
mediciones de la respuesta en frecuencia (Sweep Frequency Response Analysis),
pruebas ambientales adicionales,
mediciones especializadas de ruido,
o un diagnóstico más profundo de la construcción.
Estos requisitos aparecen especialmente en proyectos donde el transformador trabajará en un entorno atípico, con una alta presencia de armónicos, con convertidores de electrónica de potencia o en una instalación con requisitos excepcionalmente altos de continuidad de suministro.
Un sistema de almacenamiento de energía, una planta fotovoltaica, un centro de datos y una pequeña planta de producción pueden necesitar transformadores de la misma potencia, pero eso no significa que necesiten el mismo alcance de ensayos.
"Paquete completo de ensayos": dos palabras, cinco interpretaciones diferentes.
Los problemas suelen empezar ya en la especificación de la licitación.
El inversor escribe: "Se requiere un paquete completo de ensayos del transformador".
El fabricante entiende los ensayos de producto estándar.
El proyectista se refiere a los ensayos de producto y los informes de ensayos de tipo actualizados.
El operador espera pruebas adicionales según su propio estándar.
El laboratorio, por su parte, pregunta si el "paquete completo" incluye también los ensayos especiales.
Todos usan la misma expresión, pero cada uno pide algo diferente.
Es una forma extraordinariamente eficaz de generar disputas posteriores.
Por eso, en la documentación del pedido no basta con exigir que el transformador tenga un "paquete completo" o "ensayos completos".
Hay que indicar claramente:
qué ensayos deben realizarse para cada unidad,
qué informes de ensayos de tipo debe presentar el fabricante,
si se requieren ensayos especiales,
según qué norma y parte deben realizarse las pruebas,
si el inversor participará en la FAT (Factory Acceptance Test),
en qué formato e idioma deben entregarse los resultados,
con qué número de serie debe estar vinculado el informe.
Así, el transformador llega no solo con la declaración de que todo debería estar bien, sino también con resultados concretos que demuestran que realmente lo está.
DTR del transformador, manual o instrucciones de funcionamiento: ¿en qué se diferencian realmente estos documentos?
En nada.
En los proyectos polacos, a menudo aparece el requisito: "el transformador debe entregarse con DTR". El fabricante extranjero responde que no tiene ninguna "DTR", pero puede enviar el Installation, Operation and Maintenance Manual, las Operating Instructions o, en alemán, la Betriebsanleitung.
Y comienza el ping-pong de papel.
El inversor espera la DTR, el fabricante vuelve a enviar el manual, y alguien en medio intenta determinar si hay que pedir un documento más.
La mayoría de las veces no hace falta, porque DTR es el nombre, un tanto antiguo y arraigado en Polonia, para la documentación que describe el transporte, montaje, puesta en marcha, operación y mantenimiento del equipo.
Actualmente, la normativa y los documentos técnicos utilizan con más frecuencia términos como "manual de instrucciones", "manual de usuario" o "instrucciones de explotación".
La normativa polaca sobre equipos eléctricos también utiliza el concepto de "instrucciones de explotación" y no exige un documento que se titule obligatoriamente "DTR".
Por tanto, lo que cuenta no es el nombre en la portada, sino el contenido.
El manual del fabricante debe permitir identificar inequívocamente el transformador e indicar sus parámetros más importantes. También debe explicar cómo transportar, elevar, almacenar, colocar, conectar y preparar el equipo para la primera puesta en tensión. También se necesita información básica sobre las condiciones de trabajo, la puesta a tierra, la refrigeración, los pares de apriete, las comprobaciones previas a la puesta en marcha y las revisiones posteriores.
No tiene que ser una saga de 400 páginas sobre la vida del aceite de transformador y sus descendientes.
Debe ser un documento del que el proyectista, el instalador y el usuario puedan aprender qué hacer para no dañar el equipo y operarlo con seguridad.
Si el manual en el idioma original (inglés, alemán, etc.) contiene esta información, es, en la práctica, el equivalente de la DTR del fabricante tal como se entiende tradicionalmente. No tiene sentido exigir un segundo documento solo para que aparezcan tres letras familiares en la portada.
Sin embargo, hay que distinguir el manual del fabricante de las instrucciones de explotación de toda la subestación o instalación, preparadas por el usuario para la instalación concreta.
Dicho documento puede tener en cuenta la red local, la organización del trabajo, las protecciones, los procedimientos de maniobra y las normas de actuación en caso de emergencia.
Entonces, efectivamente, ya no es solo el manual del transformador traducido.
En resumen: la DTR del transformador, el manual y la Betriebsanleitung pueden ser el mismo documento. Solo se necesita una instrucción de explotación separada cuando describe no solo el equipo, sino también su funcionamiento en una instalación concreta.
El nombre es secundario.
El transformador no se ofenderá si su manual se llama "manual".
Quien lo recibe, en cambio, puede enfadarse con razón si bajo una portada elegante no encuentra la información necesaria para el montaje y la puesta en marcha.
Fabricante, importador, proyectista, contratista y usuario: cada uno sostiene una pieza diferente del rompecabezas.
Cuando el transformador funciona correctamente, los límites de responsabilidad rara vez son objeto de conversaciones emocionantes. La situación cambia tras una avería, un retraso en la recepción o una disputa de garantía.
Entonces, de repente, todos empiezan a leer con mucha atención las especificaciones, los protocolos y los correos electrónicos de hace dos años.
Fabricante
El fabricante es responsable del diseño y la fabricación del equipo de acuerdo con los requisitos aplicables.
Sus obligaciones incluyen:
realizar el procedimiento de evaluación de la conformidad adecuado,
preparar la documentación técnica,
ejecutar los ensayos requeridos,
emitir la declaración,
y entregar las instrucciones que permitan un uso seguro.
Su responsabilidad puede referirse, entre otros, a defectos de materiales, errores de diseño, discrepancias de parámetros con el pedido, devanados mal ejecutados, fugas en la cuba o información incorrecta en la documentación.
Si el manual indica un esquema de conexiones incorrecto o unos pares de apriete erróneos, el problema no deja de ser del fabricante solo porque esté en papel en lugar de en el acero.
Importador y distribuidor
El importador que introduce un producto desde fuera de la Unión Europea no debe limitar su papel a organizar el transporte y emitir la factura.
Debe verificar:
si el fabricante ha realizado la evaluación de la conformidad requerida,
si el equipo tiene el marcado adecuado,
y si los documentos requeridos están disponibles.
Esto no significa automáticamente que el importador "se convierta en el fabricante" en todos los casos. Sin embargo, puede ser tratado como tal si comercializa el producto bajo su propio nombre o marca, o si lo modifica de forma que pueda afectar a la conformidad.
El distribuidor también debe actuar con la diligencia debida.
Si observa que la documentación está incompleta, los marcajes son incoherentes o los números del equipo no coinciden con el protocolo de ensayos, no debe fingir que el transformador ha tenido un pequeño hipo de papel.
Las obligaciones de fabricantes, importadores y distribuidores, así como los principios de trazabilidad de los productos, se describen en la «Guía Azul» de la UE sobre la aplicación de la normativa de productos.
Proyectista
El proyectista es responsable de la selección del equipo para la red, la carga y las condiciones ambientales. Debe tener en cuenta, entre otros, los niveles de tensión, las corrientes de cortocircuito, las protecciones, la ventilación, la resistencia al fuego, la carga del suelo, el acceso de mantenimiento y los requisitos del operador.
El transformador puede estar perfectamente fabricado y, aun así, funcionar incorrectamente si se coloca en un compartimento demasiado pequeño, mal ventilado, o si se selecciona sin tener en cuenta los armónicos generados por inversores, rectificadores y convertidores.
Un buen equipo no corrige automáticamente un mal proyecto.
Contratista e instalador
El contratista es responsable de cómo se ha transportado el equipo hasta la obra, descargado, colocado, conectado, puesto a tierra y preparado para la puesta en marcha.
Entre los problemas más frecuentes se encuentran:
daños durante la descarga,
apoyo incorrecto,
tensión en los pasatapas por conexiones rígidas con barras,
omisión de conductores de protección,
conexión incorrecta de sensores,
o falta de pruebas funcionales de las protecciones.
El contratista también debe entregar al inversor la documentación as-built (de ejecución): protocolos de mediciones, resultados de pruebas, esquemas modificados y confirmación de la verificación de las protecciones.
Sin ello, la recepción es como comprar una casa sin saber dónde pasan los cables, las tuberías y las válvulas. En teoría se puede vivir en ella. En la práctica, la primera avería se convierte en una búsqueda del tesoro.
Inversor y usuario
Tras la recepción del equipo, la responsabilidad de su correcta operación recae en gran parte en el usuario.
Debe garantizar:
personal debidamente cualificado,
llevar la documentación de explotación,
realizar las revisiones,
controlar las condiciones de trabajo,
y reaccionar ante temperaturas anormales, ruido, fugas, suciedad o el funcionamiento de las protecciones.
El manual (DTR) no puede permanecer durante veinte años en un armario en estado de fábrica, aún oliendo a imprenta. Debe ser un documento utilizado, complementado con los resultados de las inspecciones y accesible para los responsables del equipo.
¿Y qué ocurre con los organismos de control, la distribuidora y la aseguradora?
Estas tres partes suelen aparecer juntas en los artículos técnicos, aunque cumplen funciones muy distintas. Una interviene en la seguridad reglamentaria de determinadas instalaciones, otra establece las condiciones para la conexión a la red y la tercera revisa la documentación cuando ya se ha producido un siniestro.
Autoridades de industria y organismos de control
En España no existe un equivalente único y directo del organismo polaco Urząd Dozoru Technicznego – UDT.
Las competencias en materia de seguridad industrial corresponden en gran medida a las comunidades autónomas, mientras que determinadas inspecciones reglamentarias son realizadas por Organismos de Control, conocidos habitualmente como OCA.
En el caso de instalaciones eléctricas de alta tensión y centros de transformación, el marco principal se encuentra en el Real Decreto 337/2014 y en sus Instrucciones Técnicas Complementarias. La ITC-RAT 23 regula las verificaciones e inspecciones de estas instalaciones antes de su puesta en servicio y durante su explotación.
Esto no significa que cada transformador deba registrarse o inspeccionarse individualmente como si fuera una grúa o un recipiente a presión. Normalmente debe analizarse la instalación completa, su tensión, su configuración, su titularidad y los requisitos de la comunidad autónoma correspondiente.
Por tanto, no conviene afirmar automáticamente que todo centro de transformación está “sujeto a una OCA” en las mismas condiciones. El alcance de la inspección debe comprobarse para cada proyecto concreto.
Empresa distribuidora
En el mercado español se utilizan las expresiones empresa distribuidora, distribuidora eléctrica o, en un lenguaje más regulatorio, gestor de la red de distribución. En inglés corresponde al término Distribution System Operator – DSO.
La distribuidora puede establecer requisitos técnicos para la conexión, protecciones, equipos de medida, ensayos, certificados y documentación. El alcance depende de la empresa distribuidora, la tensión de conexión, la propiedad del centro de transformación y las condiciones particulares del punto de suministro.
La ausencia de un certificado exigido o una incompatibilidad con las normas particulares de la distribuidora puede retrasar la puesta en servicio. Por eso, la documentación debe acordarse con el proyectista, el instalador y la distribuidora antes de pedir el transformador, no cuando el equipo ya está instalado y alguien descubre que falta “un pequeño documento” de treinta páginas.
Aseguradora
La aseguradora no autoriza la conexión ni realiza la inspección reglamentaria de la instalación. Sin embargo, después de una avería puede revisar detalladamente cómo se explotaba y mantenía el transformador.
En esa evaluación pueden influir las condiciones de la póliza, la causa del daño, los registros de mantenimiento, los informes de inspección y la relación entre una posible negligencia y el siniestro.
La ausencia de una única anotación no implica automáticamente que la indemnización sea rechazada. No obstante, una documentación incompleta puede debilitar considerablemente la posición del asegurado y dificultar la demostración de que la instalación se mantenía correctamente.
En resumen: las autoridades y los organismos de control se ocupan de la seguridad reglamentaria, la distribuidora de la conexión a la red y la aseguradora de las consecuencias económicas del siniestro.
Todos pueden pedir documentos, pero ninguno los solicita por el mismo motivo.
Dos transformadores, dos averías y desenlaces completamente diferentes.
Consideremos dos fábricas hipotéticas.
En la primera, un transformador de aceite funciona desde hace seis años. Desde el día de su entrega, se lleva un historial de resultados de ensayos, temperaturas, revisiones y pequeñas reparaciones. Durante un análisis periódico del aceite, aparece un cambio preocupante. El servicio técnico lo compara con resultados anteriores, amplía el diagnóstico y detecta un problema en desarrollo antes de que ocurra una avería grave.
El transformador se desconecta en una fecha planificada. La fábrica prepara el suministro de respaldo. La reparación es costosa, pero controlada.
En la segunda fábrica, un transformador similar también lleva seis años en funcionamiento. La documentación está en varios lugares, parte de los protocolos se han perdido tras un cambio de empresa de mantenimiento, y el último análisis de aceite "probablemente se hizo".
Aparece una alarma de temperatura, pero nadie sabe si el sensor ya había mostrado valores similares antes. No hay tendencia, valores de referencia ni historial completo de carga. Cada decisión requiere pruebas adicionales, y la fábrica no sabe si puede continuar con la producción de forma segura.
En ambos casos, el equipo puede tener la misma potencia, el mismo fabricante y el mismo año de fabricación. La diferencia la crea la información.
En el sector energético, los datos históricos suelen ser más baratos que el acero, el cobre y el aceite. El problema es que su valor solo se aprecia cuando ya faltan.
Qué verificar antes de la recepción del transformador.
Antes de firmar el protocolo de recepción, hay que asegurarse de que los documentos se refieren realmente al equipo que tenemos delante.
El tipo, modelo, potencia, tensiones, grupo de conexión, tensión de cortocircuito, rango de tomas y, sobre todo, el número de serie deben coincidir con la placa de características, el proyecto, la declaración de conformidad UE, el protocolo de ensayos y la tarjeta de garantía.
El paquete también debe incluir:
un plano de dimensiones actualizado,
el esquema de conexiones,
el manual del fabricante que describa el transporte, montaje, puesta en marcha y las normas básicas de explotación.
Si el pedido incluía ensayos de tipo o ensayos especiales adicionales, sus informes también deben entregarse.
En la fase de puesta en marcha, deben recopilarse:
los protocolos de mediciones,
la confirmación del ajuste correcto de las tomas,
los resultados de las pruebas de protecciones, alarmas y señalización.
También conviene registrar los valores iniciales que servirán como punto de referencia en futuras inspecciones.
Si antes de la recepción falta alguno de estos elementos, es mejor aclararlo de inmediato.
Tras firmar el protocolo, los documentos perdidos y los acuerdos pendientes tienen un talento especial para convertirse en "asunto del inversor".
La documentación debe seleccionarse junto con el transformador, no después de su entrega.
La mayoría de los problemas surgen cuando el transformador se pide como un equipo y la documentación solo se discute durante la recepción.
Sin embargo, su alcance debería incluirse ya en la solicitud de oferta o en la especificación. Conviene indicar el idioma requerido, el formato de los archivos, el número de copias en papel, el alcance de los ensayos, el estándar del operador, el procedimiento de aprobación de planos y la fecha de entrega de los documentos.
En proyectos realizados para la industria, energías renovables, BESS e infraestructura crítica, una buena solución es preparar un registro de documentos. Cada partida recibe un número, estado, versión, fecha de aprobación e información sobre quién es responsable de su aprobación.
¿Suena corporativo? Puede ser.
Pero sigue sonando mejor que: "Nadie sabe dónde está el plano final, pero creo que lo montamos según la versión tres".
Un buen transformador llega con su historia completa desde el primer día.
Un transformador sin documentación es un poco como un coche sin permiso de circulación, manual e historial de mantenimiento. Puede tener un aspecto excelente. Incluso puede funcionar. Pero en la primera inspección, avería o intento de venta, comienza el espectáculo para el que nadie compró entrada.
La declaración de conformidad UE confirma la responsabilidad del fabricante por la conformidad del producto con los requisitos aplicables.
El protocolo de ensayos muestra los parámetros de la unidad concreta.
El manual (DTR) explica cómo transportar, instalar, poner en marcha y mantener el equipo.
La documentación as-built demuestra, además, que el transformador se ha integrado correctamente en la instalación.
Solo juntos forman un sistema completo de seguridad técnica y organizativa.
En Energeks vemos la entrega del transformador de forma más amplia que solo a través de la potencia nominal. Ayudamos a seleccionar la solución para las condiciones de red, el entorno, el tipo de carga, los requisitos del inversor y los estándares del proyecto.
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Porque el transformador debería cambiar el nivel de tensión, no el nivel de estrés en el equipo de proyecto ;)
fuentes:
European Commission, The Blue Guide on the implementation of EU product rules 2022
EUR-Lex, Commission Regulation (EU) No 548/2014, amended by Commission Regulation (EU) 2019/1783
International Electrotechnical Commission, IEC 60076-1:2011 – Power transformers, Part 1: General
El artículo tiene carácter técnico-informativo y no sustituye el análisis legal, las condiciones del contrato, la documentación del fabricante ni los requisitos del operador del sistema de distribución aplicable.
Transformadores en stock
Envío desde nuestro almacén en Polonia en 2–3 días laborables, 5 años de garantía. Gama completa 25–2500 kVA en la tienda (precios en PLN).
Un transformador de aceite puede permanecer durante décadas en un mismo lugar y, casi sin interrupción, transmitir energía a una planta industrial, un barrio, una planta fotovoltaica, un sistema de almacenamiento de energía o una estación de carga de vehículos eléctricos.
No tiene pistones, ejes ni engranajes que giren de forma espectacular durante su funcionamiento. Desde el exterior, lo que se ve es una cuba de acero, los pasatapas, los radiadores, la placa de características y algunos elementos de control.
Podría parecer que en su interior tampoco ocurre gran cosa.
En realidad, el transformador trabaja continuamente en un campo magnético variable, transporta grandes corrientes y combate el calor que se genera en el núcleo y en los devanados. Cada amperio adicional, cada alta temperatura ambiente y cada hora de trabajo con una carga elevada aumentan la cantidad de energía térmica que debe ser evacuada de forma eficaz.
Precisamente por eso, el transformador de aceite necesita aceite.
No sirve para lubricar piezas móviles, porque prácticamente no las hay.
El aceite de transformador cumple funciones mucho más importantes: aísla las partes sometidas a alta tensión, absorbe el calor de los devanados y del núcleo, y lo transporta hacia la cuba y los radiadores.
⚡ El transformador no envejece solo porque pasen los años. Su durabilidad real depende, en gran medida, de la temperatura a la que ha trabajado durante esos años.
Este artículo está dirigido a proyectistas, contratistas, inversores y responsables de la selección de transformadores para plantas industriales, instalaciones de energías renovables, sistemas de almacenamiento de energía, edificios comerciales o infraestructuras críticas.
Explicaremos cómo el transformador transmite la energía, de dónde vienen las pérdidas, cómo el aceite puede aislar y refrigerar simultáneamente, y en qué se diferencian los sistemas de refrigeración ONAN y ONAF.
También mostraremos por qué una sobrecarga del 20% puede generar mucho más de un 20% de calor adicional.
Tiempo estimado de lectura: 9 minutos.
El transformador no produce energía. Cambia sus parámetros.
La energía no se puede crear de la nada ni destruir sin más. Se puede transformar, transmitir, almacenar y disipar en diferentes formas.
Una central eléctrica no "produce" energía en el sentido literal de la palabra. Convierte la energía química del combustible, la energía de la radiación solar, del viento, del agua o de las reacciones nucleares en energía eléctrica.
El transformador realiza la siguiente etapa de este relevo energético.
No crea nuevos kilovatios-hora, sino que transfiere la energía de un circuito a otro y cambia sus parámetros para que pueda ser transportada, distribuida y utilizada de forma segura.
La función básica del transformador es cambiar el valor de la tensión de la corriente alterna.
En una red de distribución típica, puede reducir la tensión media, por ejemplo de 15 kV o 20 kV, al nivel de 400 V utilizado por máquinas, instalaciones de edificios, cuadros de distribución y otros receptores de baja tensión.
En otras aplicaciones, el transformador funciona en sentido inverso y eleva la tensión. Esto ocurre, entre otros, en centrales eléctricas, parques fotovoltaicos y eólicos, donde la electricidad debe ser entregada a la red a un nivel que permita su transporte eficiente a largas distancias.
Se puede comparar el transformador con una caja de cambios de un coche. La transmisión no aumenta la potencia del motor, sino que cambia la relación entre la velocidad de rotación y el par. El transformador, de forma similar, cambia la proporción entre tensión e intensidad, adaptando la energía a las condiciones de cada parte de la instalación.
Cuando la tensión se reduce, por el lado secundario puede circular una corriente mayor. Cuando la tensión se eleva, la corriente disminuye en consecuencia. En un transformador ideal, la potencia de entrada y salida serían iguales. Sin embargo, un equipo real siempre tiene ciertas pérdidas, porque una parte de la energía que transmite se disipa en forma de calor.
Una pérdida del 1% puede parecer insignificante, pero en un transformador que transmite 1 MW, equivale a unos 10 kW de calor. Es como si, en el interior de la cuba de acero, funcionaran varias resistencias eléctricas las 24 horas del día.
El calor debe ser extraído de los devanados y del núcleo, y luego transferido al entorno. Sin una refrigeración eficaz, la temperatura de los elementos más calientes del transformador aumentaría rápidamente, acelerando el envejecimiento del aislamiento y acortando la vida útil prevista del equipo.
¿Qué ocurre entre los devanados?
En el interior de un transformador clásico se encuentran el devanado primario, el devanado secundario y un núcleo magnético común. El devanado primario está conectado a la fuente de alimentación, mientras que el secundario entrega la energía al resto de la instalación.
Ambos devanados están próximos entre sí, pero no están conectados eléctricamente de forma directa. La energía no fluye entre ellos a través de un simple conductor.
Su medio de transporte es el campo magnético variable.
Cuando se aplica tensión alterna al devanado primario, comienza a circular corriente. Alrededor del devanado se genera un campo magnético variable, que es concentrado y conducido por el núcleo. Este campo también abarca el devanado secundario e induce en él una tensión.
Este fenómeno se denomina inducción electromagnética.
La palabra clave aquí es "variable". Un campo magnético estático no permitiría inducir tensión de forma continua en el segundo devanado. Por eso, el transformador clásico funciona con corriente alterna.
En la red eléctrica europea, la frecuencia es de 50 Hz. El campo magnético en el núcleo cambia constantemente de valor y dirección. El núcleo se imanta y desimanta decenas de veces por segundo.
El valor de la tensión en el lado secundario depende principalmente de la relación del número de espiras de ambos devanados. Si el devanado de media tensión tiene más espiras que el de baja tensión, el transformador reduce la tensión.
Por ejemplo, un cambio de 15.000 V a 400 V corresponde a una relación de transformación de aproximadamente 37,5 a 1. Pero esto no significa que todo el diseño del transformador pueda reducirse a una simple división. El proyectista debe tener en cuenta también las caídas de tensión, la tensión de cortocircuito, la regulación por tomas, la densidad de corriente, el flujo magnético, la temperatura de trabajo y los requisitos de aislamiento.
¿Por qué el núcleo no es una sola pieza maciza de acero?
A primera vista, un bloque macizo de acero podría parecer una solución más sencilla y robusta. Pero en un transformador causaría pérdidas muy grandes.
El campo magnético variable induce corrientes no solo en el devanado secundario. También pueden aparecer corrientes en el interior del material del núcleo. Se denominan corrientes parásitas o corrientes de Foucault.
Se pueden imaginar como pequeños remolinos eléctricos que circulan dentro del acero. No realizan ningún trabajo útil. En cambio, calientan el núcleo y aumentan el consumo de energía.
Para limitar este fenómeno, el núcleo del transformador se fabrica con chapas delgadas de acero eléctrico, aisladas eléctricamente entre sí. Cada capa interrumpe el camino por el que podrían circular grandes corrientes parásitas. Así, la cantidad de calor generado se reduce considerablemente.
Pero esta no es la única fuente de pérdidas en el núcleo. El material magnético debe ser imantado y desimantado continuamente. Su estructura no responde al cambio de campo sin cierta resistencia. Este fenómeno se conoce como histéresis magnética.
Por esta razón, el transformador consume una cierta cantidad de energía incluso cuando no hay ninguna carga significativa conectada en el lado secundario.
¿Qué son las pérdidas en vacío y las pérdidas con carga en un transformador?
Las pérdidas que se producen en un transformador se dividen en dos grupos principales:
Pérdidas en vacío
Pérdidas con carga
Las pérdidas en vacío se producen cuando el transformador está bajo tensión.
No importa si la planta industrial está funcionando a plena capacidad o si todas las máquinas están apagadas. Mientras el devanado primario esté alimentado, el núcleo se imanta y desimanta, generando pérdidas.
Se puede comparar con un coche con el motor encendido pero sin moverse. Sigue consumiendo combustible.
En el caso del transformador, esto significa que se consume energía las 24 horas del día, también por la noche, los fines de semana y durante las paradas de producción. Por eso, las pérdidas en vacío son especialmente importantes en instalaciones donde el transformador trabaja la mayor parte del tiempo con poca carga.
Incluso unos pocos cientos de vatios consumidos de forma ininterrumpida durante todo el año se traducen en miles de kilovatios-hora. En unidades de mayor tamaño, estos valores pueden ser aún más elevados.
Las pérdidas con carga aparecen principalmente en los devanados y aumentan con la corriente que circula por ellos. Se deben a la resistencia del conductor, tanto si el devanado es de cobre como si es de aluminio.
En el sector, a menudo se denominan "pérdidas en el cobre", incluso cuando el devanado es de aluminio. El nombre se refiere al tipo de fenómeno, no siempre al material real del conductor.
¿Por qué un 20% adicional de corriente significa aproximadamente un 44% más de pérdidas?
Las pérdidas con carga aumentan aproximadamente con el cuadrado de la corriente. Esta es una de las relaciones más importantes que hay que entender al seleccionar y operar un transformador.
Si la corriente aumenta un 20%, las pérdidas no aumentan un 20%. Hay que elevar 1,2 al cuadrado, lo que da 1,44. Esto supone aproximadamente un 44% más de pérdidas dependientes de la corriente.
Con un aumento del 30%, el resultado es 1,69, es decir, aproximadamente un 69% más de pérdidas.
En la práctica, esto significa que una sobrecarga aparentemente pequeña puede provocar un aumento mucho mayor de la temperatura de los devanados. Por eso, el transformador no debe seleccionarse "justo", teniendo en cuenta únicamente la suma de las potencias nominales de los receptores.
También hay que verificar el perfil de carga, la duración de los picos, la temperatura ambiente, el sistema de refrigeración y la posibilidad de futuras ampliaciones de la instalación.
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¿Qué hay dentro de un transformador de aceite?
¿Para qué sirve el aceite en un transformador?
El aceite de transformador cumple dos funciones que, a primera vista, parecen completamente diferentes.
Debe ser un buen aislante eléctrico y, al mismo tiempo, un eficaz transportador de calor.
En el transformador existen altas tensiones y distancias relativamente pequeñas entre elementos que se encuentran a diferentes potenciales. El aire también tiene propiedades aislantes, pero el aceite permite alcanzar una alta rigidez dieléctrica en una construcción compacta.
El líquido llena los espacios entre los devanados, el núcleo, los pasatapas, el aislamiento sólido y los elementos estructurales. Reduce el riesgo de salto eléctrico y de formación de descargas.
Al mismo tiempo, el aceite llega muy cerca de la superficie de los devanados, que es exactamente donde se genera gran parte del calor durante la carga.
Se puede decir que es el sistema circulatorio del transformador.
Absorbe el calor del interior, lo transporta hacia la cuba y los radiadores, lo cede al entorno y regresa a los devanados para recoger otra cantidad de energía térmica.
Sin esta circulación, la temperatura local de los devanados aumentaría, y el aislamiento de papel y los demás materiales aislantes envejecerían mucho más rápido.
El aceite funciona bien solo cuando está limpio y seco.
El aceite de transformador correctamente preparado tiene muy buenas propiedades dieléctricas. El problema comienza cuando aparecen en él agua, contaminantes, partículas sólidas o productos de envejecimiento.
La humedad puede reducir la tensión de ruptura del aceite y acelerar la degradación del aislamiento de celulosa. La alta temperatura acelera aún más las reacciones químicas desfavorables.
En el interior del transformador, el aceite colabora con el aislamiento sólido, normalmente fabricado a base de papel y cartón prensado (pressboard). Los materiales celulósicos pueden absorber agua. Con los cambios de temperatura, la humedad migra entre el papel y el aceite.
Por eso, una muestra de aceite es algo más que un poco de líquido extraído de la cuba. Puede ser una fuente de información sobre el estado de todo el sistema aislante.
Durante el diagnóstico, se analizan, entre otros parámetros, el contenido de agua, la tensión de ruptura, la acidez, el factor de pérdidas dieléctricas y los gases disueltos en el aceite. En algunos casos, también se analizan los compuestos furánicos, que pueden indicar el grado de envejecimiento del aislamiento de celulosa.
Especialmente útil es el análisis de gases disueltos (DGA). Durante el sobrecalentamiento local, las descargas parciales o la formación de arcos eléctricos, pueden generarse gases característicos.
Un solo resultado rara vez da una respuesta completa. Lo que más información aporta es la observación de la evolución en el tiempo. Si la concentración de ciertos gases aumenta sistemáticamente, puede indicar un defecto en desarrollo, incluso si el transformador aparentemente sigue funcionando con normalidad.
¿Cómo circula el aceite si el transformador no tiene bomba?
En muchos transformadores de distribución, la circulación del aceite se produce de forma completamente natural.
El aceite que está en contacto con los devanados y el núcleo absorbe calor. Al aumentar su temperatura, su densidad disminuye ligeramente. El aceite más caliente tiende a ascender.
En su lugar, fluye aceite más frío y denso.
Así se forma una circulación natural. El fenómeno es similar al movimiento del agua al calentarse en una olla. El agua del fondo se calienta, asciende, y la parte más fría desciende.
En el transformador, el flujo se canaliza mediante los conductos de aceite adecuadamente dispuestos. El aceite caliente llega a la parte superior de la cuba, a las paredes onduladas o a los radiadores. Allí cede calor al metal, que lo transmite al aire circundante.
Tras enfriarse, el aceite desciende y vuelve a fluir hacia los devanados.
Todo este proceso puede realizarse sin bombas, siempre que el diseño del transformador, la superficie de refrigeración y las condiciones ambientales garanticen un rendimiento adecuado del intercambio de calor.
La infografía explica la circulación natural del aceite en un transformador de aceite sin utilizar una bomba. Muestra cómo el aceite caliente asciende alrededor de los devanados y del núcleo, cede el calor a través de los radiadores, se enfría y vuelve a descender. CC: ENERGEKS
Un radiador no ayuda si no tiene acceso al aire.
Los radiadores aumentan la superficie a través de la cual el calor puede pasar del aceite al aire. Cuanto mayor es la superficie de intercambio, más eficazmente puede refrigerarse el transformador.
Sin embargo, incluso el radiador mejor diseñado no funcionará correctamente si se ve privado de un flujo de aire libre.
Este es uno de los problemas que aparecen una vez instalado el transformador.
El equipo puede estar colocado demasiado cerca de una pared. La sala de la subestación puede tener aberturas de ventilación insuficientes. El flujo de aire puede estar limitado por el tendido de cables, cuadros de distribución adicionales o materiales almacenados junto al transformador.
En tal situación, el transformador empieza a enfriarse con el aire que él mismo ha calentado previamente.
Se puede comparar con un ordenador al que se han tapado las rejillas de ventilación. Todos los elementos de refrigeración siguen en su sitio, pero el aire caliente no puede ser evacuado eficazmente.
La temperatura dentro de la subestación aumenta gradualmente, y la diferencia entre la temperatura del aceite y la del aire ambiente deja de ser suficiente para disipar la cantidad de calor necesaria.
¿Cómo funciona la refrigeración ONAN?
ONAN es uno de los sistemas de refrigeración más comunes en transformadores de aceite. Las siglas provienen del inglés Oil Natural Air Natural.
La primera palabra indica que el medio aislante y refrigerante es el aceite.
"Natural" significa que el aceite circula dentro del transformador por diferencia de densidad, sin bombas.
El segundo "Natural" se refiere al flujo de aire alrededor de la cuba y los radiadores. El aire también se mueve de forma natural, sin ventiladores.
Este sistema es simple, silencioso y fiable. La ausencia de ventiladores significa menos elementos que requieren alimentación, control y mantenimiento. Tampoco hay motores, rodamientos ni protecciones del sistema de ventilación que puedan fallar.
La limitación es la capacidad de refrigeración. El transformador solo puede ceder el calor que el aire que fluye naturalmente es capaz de absorber.
Por eso, el mismo transformador funcionará de forma diferente en un espacio abierto que en una subestación estrecha con ventilación limitada. También influye la temperatura ambiente. En un día caluroso, la capacidad de disipar calor es menor que en invierno.
ONAF no aumenta la potencia del transformador. Aumenta su capacidad de refrigeración.
ONAF significa Oil Natural Air Forced.
El aceite en el interior del transformador sigue circulando de forma natural. Lo que cambia es el flujo de aire a través de los radiadores, que es forzado mediante ventiladores.
Los ventiladores aumentan la cantidad de aire que circula por las superficies de refrigeración, lo que permite al transformador disipar el calor más rápidamente.
No cambian la relación de transformación, no aumentan la sección de los devanados ni crean energía adicional. Simplemente permiten eliminar una mayor cantidad de calor generado con cargas más elevadas.
Por esta razón, algunos transformadores tienen dos valores de potencia indicados. El menor corresponde al trabajo en sistema ONAN, y el mayor al trabajo con los ventiladores en funcionamiento (ONAF).
Se puede comparar con el procesador de un ordenador. Un ventilador adicional no cambia el número de núcleos ni reconstruye la electrónica. Pero permite mantener un alto rendimiento durante más tiempo sin superar la temperatura admisible.
El sistema ONAF requiere una alimentación auxiliar, sensores de temperatura, automatismos de control y una revisión periódica de los ventiladores. Si el transformador utiliza constantemente la potencia disponible solo con la refrigeración forzada, la avería de un ventilador puede convertirse rápidamente en un problema para toda la instalación.
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El punto más caliente puede estar en el interior del devanado.
La temperatura del aceite es un parámetro importante, pero no siempre muestra la imagen completa.
La temperatura más alta puede producirse localmente dentro del devanado. Este lugar se denomina punto caliente o hot spot.
Precisamente la temperatura del hot spot es clave para la durabilidad del aislamiento. El aceite en la parte superior de la cuba puede tener una temperatura aún aceptable, mientras que en una sección del devanado el aislamiento ya está mucho más caliente.
La distribución de la temperatura influye en:
el diseño de los devanados,
la disposición de los conductos de aceite,
la carga,
la temperatura ambiente,
la presencia de armónicos,
el estado del sistema de refrigeración.
Dos transformadores pueden tener una temperatura de aceite similar, pero diferente temperatura en el punto más caliente. Por eso, una evaluación profesional de la capacidad de carga no debe limitarse a la lectura de un solo indicador.
¿Se puede sobrecargar un transformador de aceite?
Una sobrecarga de corta duración no significa necesariamente una avería inmediata.
El transformador tiene una gran inercia térmica. El núcleo, los devanados, la cuba y el aceite no se calientan al instante. Si el equipo ha estado trabajando con poca carga previamente, puede disponer de cierto margen térmico.
Pero esto no significa que cualquier transformador pueda ser sobrecargado de forma segura en cualquier medida.
Influyen:
la temperatura ambiente,
la temperatura inicial del aceite y los devanados,
la duración de la sobrecarga,
el perfil de carga anterior,
el diseño del equipo,
el sistema de refrigeración,
el estado del aislamiento.
Se comportará de forma diferente un transformador que ha estado trabajando al 30% de su capacidad durante varias horas, que uno que ha estado al 95% durante todo el día, encerrado en una subestación calurosa en una tarde de verano.
Durante la sobrecarga, las pérdidas en los devanados aumentan rápidamente. Primero se calientan secciones locales del conductor y del aislamiento. Luego aumenta la temperatura del aceite, la cuba y el resto de elementos.
El efecto más insidioso no siempre es una desconexión inmediata. El transformador puede seguir funcionando, pero la temperatura elevada acelera el envejecimiento del aislamiento de celulosa.
Es como conducir habitualmente con el motor a muy altas revoluciones. El motor no tiene por qué romperse ese mismo día, pero sus componentes se desgastan más rápido.
Los inversores y cargadores pueden cambiar las condiciones de trabajo.
En las instalaciones modernas, la potencia nominal no lo dice todo.
Los sistemas de almacenamiento de energía, las plantas fotovoltaicas, los inversores, los sistemas UPS, los centros de datos, los accionamientos regulados y las estaciones de carga de vehículos eléctricos pueden generar armónicos de corriente.
Los armónicos aumentan las pérdidas adicionales en los devanados y en los elementos metálicos estructurales. También pueden provocar un mayor calentamiento de los conductores neutros y alterar la distribución real de la temperatura en el transformador.
Por eso, afirmar que "los receptores consumen 900 kW, así que un transformador de 1000 kVA es suficiente" puede ser una simplificación excesiva.
Hay que comprobar:
el factor de potencia,
el tipo de receptores,
el nivel de armónicos,
la simultaneidad de funcionamiento,
los picos de carga,
la previsión de desarrollo de la instalación.
Un transformador seleccionado únicamente por su potencia puede cumplir formalmente los requisitos, pero trabajar en condiciones térmicas desfavorables.
¿Transformador de aceite o seco?
El transformador de aceite y el seco realizan la misma función básica: utilizan la inducción electromagnética para cambiar el valor de la tensión.
Se diferencian principalmente en la forma de realizar el aislamiento y la refrigeración.
En el transformador de aceite, el núcleo y los devanados están sumergidos en un líquido aislante. El aceite aumenta la rigidez dieléctrica del sistema y evacúa el calor directamente desde el interior del equipo.
En el transformador seco, los devanados están protegidos por un material sólido, a menudo resina, y la refrigeración se realiza principalmente por aire.
Los transformadores de aceite se suelen elegir para trabajar en exteriores, con potencias mayores, y donde se valora una alta eficiencia y una evacuación eficaz del calor. En relación con su potencia, pueden tener una construcción relativamente compacta.
Los transformadores secos se utilizan con frecuencia en edificios, instalaciones públicas, centros comerciales, hospitales y plantas industriales, especialmente donde es importante limitar la cantidad de líquido aislante.
Sin embargo, no se puede afirmar que una tecnología sea siempre segura y la otra siempre problemática.
El transformador de aceite requiere una retención adecuada del aceite, protecciones contra incendios, un lugar de instalación apropiado y un control del estado del líquido.
El transformador seco necesita una ventilación eficaz, protección contra el polvo y la humedad, y condiciones térmicas adecuadas.
La elección debe basarse en el análisis de toda la instalación, y no en un solo parámetro o eslogan comercial.
Más sobre este dilema en nuestro ya legendario artículo:
¿En qué se diferencia un transformador de aceite de uno seco o resinoso?
El transformador funciona correctamente, pero la subestación se sobrecalienta.
Imaginemos una fábrica donde el transformador se seleccionó correctamente en cuanto a potencia. Tras varios años, la producción se amplía, pero la carga sigue sin superar el valor nominal del equipo.
Sin embargo, en la sala de la subestación aparecen nuevos tendidos de cables, un cuadro de distribución adicional y elementos estructurales. Parte de las aberturas de ventilación se han reducido, y junto a los radiadores comienzan a almacenarse materiales.
En invierno, el sistema funciona sin grandes problemas. En verano, la temperatura en la subestación empieza a aumentar.
El transformador no está formalmente sobrecargado. Sin embargo, tiene cada vez más problemas para disipar el calor, porque la temperatura del aire refrigerante es más alta y el flujo alrededor de los radiadores se ha visto limitado.
En este caso, el problema no es la potencia del equipo. El origen del problema puede ser la ventilación de la subestación.
Sustituir el transformador por uno de mayor tamaño sin mejorar el flujo de aire no resuelve la causa. El equipo más grande también tendrá que disipar el calor en algún lugar.
Por eso, antes de tomar una decisión, conviene analizar el perfil de carga real, la temperatura interior de la subestación, el estado de los radiadores, el funcionamiento de los ventiladores, la libre circulación del aire y la presencia de armónicos.
La potencia en kVA es el inicio de la conversación, no la respuesta definitiva.
La potencia nominal es uno de los parámetros más importantes del transformador, pero no puede ser el único criterio de selección.
Hay que saber:
cuánto tiempo trabajará el equipo cerca de su carga máxima,
si se producen picos de corta duración,
cuál es la temperatura ambiente,
si el transformador se instalará en el interior de un edificio, en una subestación contenerizada o en el exterior.
También es relevante si la instalación incluye inversores, cargadores, sistemas UPS y otros receptores no lineales. Hay que tener en cuenta la ampliación prevista, las condiciones de ventilación, el nivel de ruido admisible y los costes de la energía perdida durante el funcionamiento a largo plazo.
El transformador puede tener suficiente potencia, pero también una combinación inadecuada de:
grupo de conexión,
tensión de cortocircuito,
nivel de pérdidas,
dimensiones,
disposición de los bornes,
equipamiento.
Por eso, la selección correcta del transformador comienza por conocer la instalación, y no por señalar un único valor en un catálogo.
Un buen transformador simplemente debe funcionar con tranquilidad.
Un transformador de aceite puede alimentar durante décadas fábricas, barrios, plantas fotovoltaicas y sistemas de almacenamiento de energía. Aunque desde el exterior permanezca inmóvil, en su interior trabajan sin descanso el campo magnético, los devanados y el aceite, que aísla y disipa el calor al mismo tiempo.
El mejor trabajo de un transformador no es espectacular.
La selección consciente del transformador no comienza con la lectura de un catálogo, sino con la comprensión de cómo va a funcionar el equipo en una instalación concreta.
Si has llegado hasta aquí, ya sabes que detrás del valor aparentemente simple de la potencia se esconden las pérdidas, la temperatura, el sistema de refrigeración, las condiciones de instalación y el perfil de carga real.
Es este enfoque el que permite evitar decisiones arbitrarias y elegir un transformador que funcione de forma estable no solo el día de la puesta en marcha, sino también después de años de operación.
Si estás preparando una nueva inversión, modernizando una subestación transformadora o deseas verificar una solución previamente seleccionada, te invitamos a contactar con nuestro equipo.
Te ayudaremos a traducir los requisitos técnicos del proyecto en parámetros concretos del equipo y a seleccionar la solución adecuada para las condiciones de trabajo.
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fuentes:
Guide for transformer maintenance – 2025 Edition
Transformadores en stock
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Transformadores para sistemas de almacenamiento de energía BESS. Cómo elegir el transformador adecuado para un proyecto de BESS, PV+BESS e industria.
Los transformadores, las subestaciones transformadoras, los cuadros de MT/BT y la infraestructura para energías renovables son parte de un mismo rompecabezas. Un sistema de almacenamiento de energía no es una isla solitaria. Es un elemento de un sistema que debe comunicarse con la red, el inversor, las protecciones, la automatización y los requisitos del operador.
Este artículo está dirigido a inversores en energías renovables, proyectistas, contratistas generales, plantas industriales, desarrolladores de parques fotovoltaicos con almacenamiento (PV+BESS) y a todos aquellos que quieran entender por qué el transformador para un sistema de almacenamiento de energía no debería elegirse como un transformador cualquiera de un catálogo.
A menudo imaginamos un sistema de almacenamiento de energía como una sola batería gigante: contenedores, módulos de iones de litio, sistema de refrigeración, inversores, monitorización, algoritmos. Pero en la práctica, toda esta tecnología no tiene mayor sentido si la energía no puede entrar y salir de la red de forma segura.
Y aquí es donde entra en escena el transformador.
Es la puerta de entrada entre el mundo de las baterías, los inversores y el sistema PCS, y la red de media tensión. Es como una esclusa en un canal: a un lado tenemos el mundo dinámico, rápido y electrónico del almacenamiento de energía; al otro, la red eléctrica estable, exigente y despiadada.
Si la esclusa está mal dimensionada, todo el proyecto comienza a perder eficiencia, fiabilidad y previsibilidad.
El mercado de los sistemas de almacenamiento de energía está creciendo muy rápidamente. Según la AIE, los sistemas de almacenamiento de energía fueron en 2023 la tecnología energética comercialmente disponible de más rápido crecimiento en el sector eléctrico, con un incremento mundial de la potencia instalada de baterías de 42 GW.
Esto significa una cosa: cada vez más inversores tendrán que plantearse no solo "¿qué sistema de almacenamiento de energía elegir?", sino también "¿qué transformador seleccionar para que este almacenamiento funcione realmente bien?".
En este artículo abordaremos:
El papel del transformador en un sistema BESS,
Las diferencias entre un transformador para PV, para industria y para almacenamiento de energía,
La selección de la potencia en kVA/MVA,
La elección entre transformador de aceite y seco,
El impacto de los armónicos, la ciclicidad y el funcionamiento bidireccional,
Los errores que suelen salir más caros,
Una lista de verificación práctica para la especificación técnica.
Tiempo de lectura: aproximadamente 10 minutos.
El almacenamiento de energía no es un "gran SAI"
¿El error más común al principio?
Tratar el sistema de almacenamiento de energía como una versión más grande de una instalación de respaldo.
Es cierto que un sistema de almacenamiento puede cumplir una función de emergencia. Puede alimentar una instalación cuando la red no funciona. Puede estabilizar la tensión, limitar la demanda en horas punta o colaborar con la energía fotovoltaica. Pero un BESS moderno, o Battery Energy Storage System, no es solo una batería.
Es un sistema eléctrico con su propia dinámica.
La norma IEC TS 62786-3:2023 describe los requisitos para los sistemas de almacenamiento de energía por baterías estacionarios conectados a redes de distribución, incluyendo aspectos como el esquema de conexión, la aparamenta de maniobra, el rango de operación, la respuesta de potencia activa y reactiva, la calidad de la energía, las protecciones, la monitorización, el control y las pruebas de conexión.
Esta lista muestra que un sistema de almacenamiento de energía es un participante activo en el funcionamiento de la red, y no solo un receptor o una fuente simple.
El transformador en tal sistema debe hacer algo más que el clásico "elevar la tensión". Debe trabajar con inversores, soportar perfiles de carga variables, responder al funcionamiento bidireccional y funcionar en un entorno donde la electrónica de potencia genera fenómenos diferentes a los de un receptor industrial tradicional.
¿Qué hace realmente el transformador en un sistema de almacenamiento de energía?
En pocas palabras: el transformador adapta la tensión del sistema PCS/inversor a la tensión de la red o de la instalación industrial.
En el lado de la batería tenemos corriente continua. El sistema PCS la convierte en corriente alterna.
A continuación, el transformador eleva la tensión al nivel requerido por la red de baja o media tensión, que en proyectos industriales y de energías renovables suele ser el nivel de media tensión.
Pero esa es solo la descripción más simple.
En realidad, el transformador en un sistema BESS cumple varias funciones a la vez:
Aísla galvánicamente el sistema de almacenamiento de la red,
Adapta los niveles de tensión,
Influye en el sistema de puesta a tierra y en el funcionamiento de las protecciones,
Limita la transmisión de parte de las perturbaciones,
Debe soportar las cargas derivadas del funcionamiento de los inversores,
Trabaja tanto durante la carga como durante la descarga del almacenamiento.
En una planta fotovoltaica clásica, el flujo de energía es esencialmente unidireccional: de los paneles a los inversores y de estos a la red. En un sistema de almacenamiento de energía, la energía fluye en ambas direcciones.
Por la mañana, el sistema puede cargarse de la red o de la fotovoltaica; por la tarde, devolver energía; por la noche, operar en arbitraje de precios; y durante la madrugada, prestar un servicio de red.
El transformador no tiene, por tanto, un único perfil de trabajo "tranquilo". Tiene un ritmo diario que recuerda a la respiración: inhalación, exhalación, pausa, reacción rápida, repetición.
La infografía muestra un esquema simplificado del funcionamiento del transformador en un sistema de almacenamiento de energía. A la izquierda se encuentra el contenedor de baterías, desde donde la energía fluye hacia el inversor PCS, que convierte la corriente continua en alterna. El elemento central es el transformador, que adapta el nivel de tensión, aísla el almacenamiento de la red, apoya la puesta a tierra y las protecciones, y reduce parte de las perturbaciones de la electrónica de potencia. A la derecha se muestran la red eléctrica y la infraestructura industrial. Las flechas bidireccionales simbolizan la carga y descarga del sistema, es decir, el flujo de energía tanto de la batería a la red como de la red a la batería. CC: ENERGEKS 2026
Primera pregunta: ¿para qué va a servir este sistema de almacenamiento?
No elegimos un transformador "porque sí".
Lo elegimos para una función.
Un transformador será razonable para una planta industrial que quiere reducir su potencia contratada. Otro, para una planta fotovoltaica con un almacenamiento de 10 MW/20 MWh. Otro, para un gran almacenamiento de red que debe prestar servicios de balance, regulación o apoyo a un nudo de la red local.
Antes de seleccionar el transformador, hay que responder a varias preguntas:
¿El sistema de almacenamiento trabajará principalmente detrás del contador (en el lado del consumidor)?
¿Se conectará a la red como una unidad independiente?
¿Trabajará junto con una planta fotovoltaica?
¿Se cargará de la red, de la fotovoltaica o de ambas?
¿Cambiará con frecuencia de modo de carga a descarga?
¿Debe suministrar potencia reactiva?
¿El operador de red exige un rango específico de regulación de tensión, comunicación y observabilidad?
Estas no son preguntas formales. Son preguntas que deciden la temperatura de los devanados, las pérdidas, la reserva de potencia, el grupo de conexión, el tipo de refrigeración y la durabilidad del aislamiento.
Potencia del transformador: kVA, MW y MWh no son lo mismo
Este es el punto donde es fácil caer en una trampa.
Un sistema de almacenamiento de energía se describe normalmente con dos parámetros: potencia y capacidad.
Ejemplo: 5 MW / 10 MWh. El primer valor indica la potencia con la que el sistema puede cargarse o descargarse. El segundo indica durante cuánto tiempo puede mantener esa potencia.
El transformador no se selecciona directamente por los MWh.
El transformador "ve" principalmente la potencia aparente, es decir, los kVA o MVA, y el perfil de carga en el tiempo.
Si el almacenamiento tiene una potencia PCS de 5 MW y debe trabajar con factor de potencia 1, teóricamente la potencia aparente mínima es de aproximadamente 5 MVA.
Pero si se requiere entregar o absorber potencia reactiva, trabajar con cosφ 0,9 o un rango más amplio de regulación, la potencia aparente aumenta.
Por ejemplo:
5 MW / 0,9 = 5,56 MVA
Esto significa que un transformador de 5 MVA puede ser demasiado justo si el sistema debe trabajar de forma dinámica y prestar funciones adicionales a la red. En la práctica, un proyectista podría considerar una unidad de 6,3 MVA, pero la elección final depende de los requisitos del PCS, del operador, del perfil de trabajo, de las condiciones ambientales y de la arquitectura de todo el sistema.
Del mismo modo, para un almacenamiento de 2 MW:
2 MW / 0,9 = 2,22 MVA
Aquí, el punto natural de análisis podría ser un transformador de 2,5 MVA, pero no como una "respuesta automática", sino como resultado de cálculos y de la coordinación con el resto del sistema.
⚡ La regla más importante: la capacidad en MWh indica el tamaño del "depósito de energía".
La potencia en MW y los requisitos de trabajo indican lo ancha que debe ser la "tubería" por la que fluye esa energía. El transformador se selecciona para la tubería, no solo para el depósito.
¿Transformador de aceite o seco?
Esta es una de las preguntas más frecuentes de los inversores.
La respuesta es: depende del lugar, la potencia, el riesgo de incendio, las condiciones ambientales y los requisitos de la instalación.
Transformador de aceite para sistemas de almacenamiento de energía
El transformador de aceite suele ser la elección natural para sistemas de almacenamiento de energía de mayor tamaño, plantas fotovoltaicas con almacenamiento (PV+BESS) y subestaciones transformadoras exteriores.
Tiene una alta capacidad de disipación de calor, buena capacidad de sobrecarga, un amplio rango de potencias disponibles y funciona bien en aplicaciones de campo.
En proyectos con contenedores y subestaciones de MT, el transformador de aceite puede ser un elemento de una infraestructura compacta: almacenamiento de energía, PCS, cuadro de distribución, transformador, sistema de medida y protecciones. Para potencias mayores, el aceite ofrece al proyectista una mayor flexibilidad térmica.
Sin embargo, conviene recordar los requisitos relativos a la cuba de contención de aceite, la protección medioambiental, las distancias, las protecciones contra incendios y los acuerdos de ubicación.
En casos con requisitos ambientales especiales, se puede analizar el uso de ésteres, pero esto también debe ser resultado del proyecto, no de una moda.
Transformador seco para sistemas de almacenamiento de energía
El transformador seco, especialmente el de resina (cast-resin), es una buena solución cuando priman la seguridad contra incendios, el trabajo en interiores, la reducción del riesgo de fuga de líquido aislante o la ubicación cercana a infraestructuras de uso público.
En sistemas de almacenamiento instalados en plantas industriales, centros logísticos, edificios comerciales o instalaciones técnicas, el transformador seco puede ser más aceptable desde el punto de vista de la prevención de riesgos laborales, el asegurador y el proyectista de la edificación.
Sin embargo, es más sensible a las condiciones de refrigeración.
No le gusta que lo "encierren en un armario" sin flujo de aire y esperen que funcione como un transformador en una nave de pruebas ideal.
La ventilación, la temperatura ambiente, el polvo, la humedad y el espacio de mantenimiento tienen aquí una importancia enorme.
BESS es funcionamiento bidireccional. El transformador debe estar preparado
En un receptor industrial típico, la energía fluye de la red a la fábrica. En una planta fotovoltaica clásica, fluye de la fuente a la red. En un sistema de almacenamiento de energía, fluye en ambas direcciones.
Durante la carga, el transformador trabaja como un elemento que alimenta el almacenamiento. Durante la descarga, pasa a ser parte del camino de exportación de energía. Esto afecta a:
La selección de las protecciones,
La direccionalidad de las mediciones,
La automatización,
Los ajustes de las protecciones en MT/BT,
Los requisitos del operador,
El análisis de flujos de potencia activa y reactiva.
Por esta razón, el transformador para un sistema de almacenamiento debe diseñarse junto con el sistema PCS, el cuadro de distribución, las protecciones y el esquema de conexión. No debe ser un añadido de última hora, como una pieza que falta.
CIGRE, en sus directrices sobre subestaciones de conexión para BESS, señala que el diseño de dicha infraestructura abarca todo el ciclo de vida: desde el diseño y desarrollo, hasta la puesta en marcha y la gestión del activo, incluyendo la evaluación de la potencia de salida y de los parámetros en el punto de conexión común (PCC). Esto es importante porque el transformador no es un producto aislado en el vacío. Es parte de la capacidad de todo el sistema de almacenamiento para funcionar en el punto de conexión.
Armónicos: el enemigo silencioso del transformador
Los inversores y convertidores de electrónica de potencia son el corazón del sistema de almacenamiento de energía. Sin ellos, la batería no podría interactuar con la red de corriente alterna. Pero la electrónica de potencia genera fenómenos que no deben ignorarse.
Uno de ellos son los armónicos.
Los armónicos pueden aumentar las pérdidas adicionales en los devanados y en los elementos estructurales del transformador. Pueden provocar un calentamiento adicional, afectar a la durabilidad del aislamiento y requerir una reserva térmica adecuada.
Es como conducir un coche por una autopista lisa y por un camino de adoquines. La velocidad media puede parecer similar, pero la carga sobre la suspensión es completamente diferente.
Por eso, al seleccionar un transformador para un sistema BESS, conviene exigir datos sobre:
El espectro de armónicos generados por el PCS,
La distorsión armónica total (THD) de corriente y tensión,
La frecuencia de conmutación,
Los requisitos de filtrado,
Los niveles admisibles de calidad de la energía,
El modo de funcionamiento a carga parcial.
La norma IEC TS 62786-3:2023 incluye, entre otros, aspectos de calidad de la energía, compatibilidad electromagnética (EMC), protecciones de interfaz, respuesta de potencia activa y reactiva, y pruebas de funcionamiento con la red. Esto demuestra que el transformador para un sistema de almacenamiento de energía debe seleccionarse en el contexto de todo el entorno eléctrico, y no solo por la tensión y la potencia nominal.
Pérdidas del transformador: pequeños vatios, grandes cantidades de dinero
En los sistemas de almacenamiento de energía se presta mucha atención a la eficiencia de la batería, los inversores y los sistemas de refrigeración. El transformador suele tratarse como un elemento obvio. Y eso es un error.
El transformador tiene pérdidas en vacío y pérdidas con carga. Las pérdidas en vacío se producen cuando el transformador está bajo tensión, incluso si el sistema de almacenamiento no está funcionando a plena potencia. Las pérdidas con carga aumentan con el flujo de corriente.
Un ejemplo tan simple como una factura de la luz:
Si un transformador tiene 3 kW de pérdidas en vacío y está conectado todo el año:
3 kW × 8760 h = 26.280 kWh al año.
Esto supone más de 26 MWh de energía perdida al año solo en vacío. Con unidades de mayor tamaño, varios transformadores o una larga vida útil del proyecto, la diferencia entre una solución media y una optimizada puede significar decenas o cientos de megavatios-hora de pérdidas durante todo el ciclo de vida.
En un sistema de almacenamiento de energía que obtiene ingresos por arbitraje de precios, servicios de flexibilidad o reducción de picos de demanda, cada pérdida innecesaria es como una fuga en un depósito. Pequeña, pero que trabaja todos los días.
Tensión, grupo de conexión y puesta a tierra: detalles técnicos que deciden el funcionamiento del sistema
La selección del transformador para un sistema BESS comienza por las tensiones.
A un lado tenemos la tensión del PCS, generalmente en el nivel de baja tensión. Al otro lado, la red de media tensión, por ejemplo 15 kV, 20 kV u otro nivel indicado en las condiciones de conexión. El transformador debe adaptar estos dos mundos, no solo en tensión, sino también funcionalmente.
Los parámetros importantes son:
Tensión primaria y secundaria,
Potencia nominal,
Grupo de conexión,
Tensión de cortocircuito,
Rango de regulación de tomas,
Nivel de aislamiento,
Sistema de puesta a tierra del punto neutro,
Requisitos de funcionamiento en paralelo,
Compatibilidad con las protecciones.
El grupo de conexión no es cosmética. Influye en el desfase, el comportamiento del sistema en cortocircuitos a tierra, el flujo de componentes homopolares y la coordinación de protecciones. En proyectos con múltiples PCS, se puede considerar una arquitectura con varios transformadores de bloque en lugar de una sola unidad grande. Esto puede mejorar la modularidad, la capacidad de mantenimiento y la disponibilidad de la instalación.
Requisitos del operador: el transformador debe adaptarse a la red, no solo al sistema de almacenamiento
En Polonia, un sistema de almacenamiento de energía no termina en el contenedor y el proyecto ejecutivo. Termina cuando puede ser conectado, puesto en marcha y operado de forma segura de acuerdo con los requisitos del operador.
TAURON Dystrybucja señala que, en acuerdo con los operadores de sistemas de distribución (OSD) asociados en PTPiREE, se han elaborado procedimientos para la obtención del permiso de explotación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica tipo D, en vigor desde el 31 de marzo de 2026. En esa misma página se indican los umbrales de potencia máxima para los tipos B, C y D: 0,2 MW, 10 MW y 75 MW, respectivamente.
Esto es relevante porque, al aumentar la potencia del proyecto, no solo aumenta la potencia del transformador. También aumentan los requisitos de documentación, observabilidad, controlabilidad, pruebas, protecciones y conformidad con las condiciones de conexión.
La URE también ha informado de nuevos "Requisitos de aplicación general" derivados del NC RfG (Network Code on Requirements for Generators), que entraron en vigor el 1 de diciembre de 2025 para las unidades tipo B, C y D cuyas condiciones de conexión se emitan a partir de esa fecha. En la práctica, esto significa que los proyectos de BESS, especialmente los híbridos PV+BESS o aquellos conectados como recursos activos de red, deben analizarse no solo desde el punto de vista de los equipos, sino también desde los requisitos técnico-administrativos.
Transformador para PV+BESS: un sistema, dos perfiles de trabajo
Una planta fotovoltaica y un sistema de almacenamiento de energía parecen una pareja natural. La fotovoltaica produce energía cuando brilla el sol. El almacenamiento permite desplazar su uso en el tiempo, reducir el vertido (curtailment), suavizar el perfil de generación o aumentar el autoconsumo.
Pero para el transformador, esta configuración puede ser más exigente que la propia planta fotovoltaica.
¿Por qué?
Porque la fotovoltaica genera energía con un perfil diario determinado, dependiente de la irradiación solar. El BESS puede cargarse y descargarse según una estrategia de mercado, de red o industrial. A veces, la energía de la fotovoltaica va a la red; a veces, carga la batería; a veces, la batería devuelve energía a la red; y a veces, todo el sistema trabaja con una limitación de potencia de exportación.
El transformador debe dimensionarse para el escenario real de flujo de potencia, y no solo para la suma de potencias de las placas de características.
Ejemplo:
Una planta fotovoltaica de 20 MWp y un sistema de almacenamiento de 10 MW / 20 MWh no significan automáticamente que el transformador deba ser de 30 MVA. Si las condiciones de conexión limitan la exportación a 20 MW y la estrategia del sistema de gestión energética (EMS) controla el perfil de trabajo, la selección puede ser diferente. Sin embargo, si el sistema debe tener la capacidad de operar de forma totalmente independiente con la fuente y el almacenamiento, la demanda de potencia de transformación puede ser mayor.
Aquí es donde se necesitan simulaciones, condiciones de conexión y una estrategia clara del EMS. Sin esto, la selección del transformador es como elegir un puente sin saber cuántos camiones lo cruzarán y en qué dirección.
Transformador para un sistema de almacenamiento de energía industrial
En la industria, un sistema de almacenamiento de energía suele tener una función muy práctica: reducir los picos de demanda, mejorar el autoconsumo fotovoltaico, proporcionar respaldo, estabilizar el funcionamiento de los receptores o reducir los costes de la potencia contratada.
Aquí, el transformador puede ser parte de una subestación industrial existente o de una nueva infraestructura dedicada al almacenamiento. La elección entre transformador seco y de aceite depende de la ubicación.
Si el sistema de almacenamiento se encuentra junto a una nave de producción, en una instalación técnica o cerca de personas, el transformador seco puede ser la elección natural.
Si el sistema es más grande, está instalado en el exterior y funciona en una subestación contenerizada, el transformador de aceite puede ser más ventajoso en términos de térmica, potencia y coste por MVA.
Para la industria, son especialmente importantes:
El ruido,
El lugar de montaje,
La seguridad contra incendios,
El acceso de mantenimiento,
La compatibilidad con el cuadro de distribución existente,
El funcionamiento con cargas sensibles,
La posibilidad de ampliación.
Un sistema de almacenamiento de energía en una planta industrial no debería diseñarse como un gadget para optimizar la factura.
Es un nuevo elemento activo de la red eléctrica interna.
Transformador para grandes sistemas de almacenamiento de red (grid-scale)
En grandes proyectos a escala de red, el transformador pasa a formar parte de una arquitectura en bloques.
En lugar de una única unidad gigante, se utilizan varios bloques: PCS + transformador de bloque + cuadro de MT, y luego la salida de potencia a la subestación principal.
Esta arquitectura ofrece mayor flexibilidad, facilita el mantenimiento y limita el impacto de la avería de un solo elemento.
Para un sistema de almacenamiento de 50 MW / 100 MWh, se pueden considerar varios bloques de 5 MW, 10 MW o más, según los PCS utilizados y el concepto de conexión. Entonces, la pregunta no es solo "¿qué transformador?", sino "¿qué arquitectura de transformación ofrece el mejor equilibrio entre eficiencia, disponibilidad, coste y riesgo?".
Esto es especialmente importante cuando el sistema de almacenamiento debe generar ingresos a través de servicios de red. La avería de un transformador en un sistema modular puede limitar la potencia de una parte del sistema. La avería de un único elemento central puede detener una parte mucho mayor del proyecto.
Cómo preparar una solicitud de oferta para un transformador para un sistema de almacenamiento de energía BESS
La selección de un transformador para un sistema de almacenamiento de energía no comienza con la pregunta: "¿cuánto cuesta un transformador de 2,5 MVA?".
Comienza con una pregunta mucho más interesante: ¿cómo va a funcionar realmente este sistema de almacenamiento?
Porque un BESS no es un frigorífico que simplemente consume corriente de un enchufe. Es un sistema eléctrico activo que unas veces consume energía, otras la devuelve, otras apoya a la red, otras se carga con energía fotovoltaica, y a veces hace todo esto de forma tan dinámica que el enfoque clásico de "dimensione el transformador con un margen y estará bien" empieza a parecerse a conducir un coche deportivo con neumáticos de carretilla.
En Energeks asesoramos en la selección del transformador para un sistema de almacenamiento de energía basándonos en los parámetros reales de funcionamiento, y no solo en un valor de potencia de una tabla. A continuación, mostramos qué datos conviene preparar y por qué cada uno de ellos es importante.
Potencia PCS en MW: es decir, la anchura del flujo de energía.
La potencia del PCS determina con qué potencia el sistema de almacenamiento puede cargarse y descargarse. Es uno de los parámetros más importantes para la selección del transformador, porque el transformador debe manejar el flujo real de potencia entre el inversor y la red.
Si el PCS tiene una potencia de 2 MW, 5 MW o 10 MW, el transformador debe dimensionarse no solo para este valor, sino también para el modo de funcionamiento del sistema. ¿El sistema de almacenamiento funcionará de forma continua? ¿Reaccionará a los picos de demanda? ¿Prestará servicios de red? ¿Cambiará a menudo la dirección del flujo de energía?
La potencia del PCS no es solo un número. Es el ritmo al que la energía "respira" a través del transformador.
Capacidad del sistema de almacenamiento en MWh: es decir, el tamaño del depósito de energía.
La capacidad del sistema, expresada en MWh, nos indica cuánta energía puede acumular. No seleccionamos el transformador directamente por los MWh, pero este valor ayuda a entender durante cuánto tiempo puede funcionar el sistema con una potencia determinada.
Un sistema de 5 MW / 10 MWh puede funcionar a plena potencia durante aproximadamente 2 horas. Un sistema de 5 MW / 20 MWh, ya durante unas 4 horas. Para el transformador, esto supone un perfil térmico completamente diferente.
Un impulso corto de potencia es una cosa. Varias horas de trabajo regular con una carga elevada ya es otra conversación. El transformador no se enfada de inmediato, pero la temperatura de los devanados lo recuerda todo.
Potencia máxima de carga y descarga: porque el BESS funciona en ambos sentidos.
En un receptor clásico, la energía fluye de la red al consumidor. En una planta fotovoltaica, lo más habitual es que fluya de la fuente a la red. En un sistema de almacenamiento de energía, tenemos flujo bidireccional.
Por lo tanto, necesitamos conocer la potencia máxima de carga y la potencia máxima de descarga. A veces son iguales, a veces diferentes. Esto afecta a la selección de la potencia del transformador, las protecciones, las mediciones y toda la lógica de funcionamiento del sistema.
El transformador en un BESS no tiene la vida tranquila de un jubilado. Se parece más a un portero de aeropuerto: unas veces deja pasar la energía en un sentido, otras en el otro, y además debe mantener el orden en todo momento.
cosφ requerido o rango de potencia reactiva: porque la red no vive solo de potencia activa.
La potencia activa, expresada en MW, realiza el trabajo útil. Pero el sistema eléctrico también necesita control de potencia reactiva. Por eso preguntamos por el factor de potencia cosφ requerido o el rango de operación con potencia reactiva.
¿Por qué es importante?
Porque el transformador se selecciona para la potencia aparente, es decir, los kVA o MVA. Si el sistema de almacenamiento debe trabajar con cosφ = 1, la situación es más simple. Si debe trabajar con cosφ = 0,9 o suministrar/absorber potencia reactiva según los requisitos del operador, la potencia aparente necesaria aumenta.
Ejemplo:
5 MW con cosφ = 1 significa aproximadamente 5 MVA.
5 MW con cosφ = 0,9 significa ya aproximadamente 5,56 MVA.
La diferencia no es académica. Puede decidir si el transformador trabajará con un margen confortable o si preguntará a diario al proyectista: "¿de verdad pensaste en mí?".
Tensión en el lado del PCS: el punto de partida para la transformación.
El PCS, o Power Conversion System, trabaja a un determinado nivel de tensión. El transformador debe dimensionarse para la tensión de salida del inversor y adaptarla de forma segura al nivel de la red o de la instalación industrial.
Es un parámetro básico, pero no conviene tratarlo de forma rutinaria. Una tensión diferente del PCS significa una configuración distinta de los devanados, corrientes diferentes, pérdidas diferentes y requisitos diferentes en el lado de las protecciones.
Dicho de forma simple: antes de que el transformador eleve la tensión, debe saber desde qué escalón parte.
Tensión de la red en el lado de MT/BT: dónde debe ir la energía.
Al otro lado del sistema tenemos la red de baja o media tensión. En proyectos industriales y de energías renovables, lo más habitual es la conexión a media tensión, por ejemplo 15 kV, 20 kV u otro nivel indicado en las condiciones de conexión.
Este parámetro determina la relación de transformación, el nivel de aislamiento, la aparamenta de MT, la protección contra sobretensiones y la conformidad con los requisitos del operador.
El transformador es el traductor entre el lenguaje del PCS y el lenguaje de la red. Y en el sector energético, el traductor debe dominar ambos idiomas a la perfección.
Frecuencia: un detalle simple pero obligatorio.
En Polonia y en la mayor parte de Europa trabajamos a 50 Hz, pero en proyectos internacionales o aplicaciones atípicas este parámetro debe especificarse claramente.
La frecuencia influye en el diseño del núcleo, las pérdidas magnéticas y el funcionamiento del transformador. Para proyectos estándar, es un punto obvio. Para una buena solicitud técnica, sigue siendo obligatorio.
Número de PCS y modo de conexión: ¿un gran sistema o varios bloques?
Un sistema de almacenamiento de energía puede tener un único PCS central o varias unidades más pequeñas trabajando en paralelo. También puede estar construido de forma modular: PCS + transformador de bloque + cuadro de distribución.
Esto tiene una gran importancia para la arquitectura de toda la instalación. Varios transformadores más pequeños pueden mejorar la capacidad de mantenimiento y limitar las consecuencias de la avería de un solo bloque. Una unidad más grande puede ser más ventajosa en coste y más simple en el esquema, pero aumenta la importancia de un solo elemento para la disponibilidad de todo el sistema.
Aquí no hay una respuesta única para todos los casos. Hay, en cambio, una buena ingeniería.
Tensión de cortocircuito requerida del transformador: un parámetro que mantiene a raya las corrientes de cortocircuito.
La tensión de cortocircuito influye en las corrientes de cortocircuito, las caídas de tensión, el funcionamiento en paralelo de los transformadores y la coordinación de protecciones.
Una tensión de cortocircuito demasiado baja puede significar corrientes de cortocircuito más elevadas. Una demasiado alta puede causar mayores caídas de tensión y afectar al funcionamiento del sistema. Por eso, este parámetro no es una "letra pequeña" en la especificación. Es uno de esos valores que deciden si las protecciones actúan con elegancia o empiezan a improvisar.
Y las protecciones en el sector energético no deberían tener talento para la improvisación.
Grupo de conexión: la geometría de las fases importa.
El grupo de conexión del transformador determina la forma de conexión de los devanados y el desfase entre el lado primario y el secundario. Influye en el comportamiento del sistema en cortocircuitos, en el flujo de componentes homopolares, en la colaboración con las protecciones y en la posibilidad de funcionamiento en paralelo.
En sistemas BESS, donde hay electrónica de potencia, mediciones, protecciones direccionales y requisitos del operador, el grupo de conexión debe seleccionarse de forma consciente.
Es como coreografiar un baile trifásico. Si un lado da un paso al lateral y el otro hacia adelante, el sistema puede parecer espectacular solo durante los primeros segundos.
Rango de regulación de tomas: un pequeño ajuste, un gran impacto en la tensión.
Las tomas del transformador permiten ajustar la relación de transformación y el nivel de tensión a las condiciones de funcionamiento de la red. En los sistemas de almacenamiento de energía, esto es especialmente importante cuando la instalación trabaja en condiciones variables, con diferentes niveles de carga y con la posibilidad de devolver energía a la red.
El rango de regulación de tomas debe corresponder a las condiciones de conexión y a los requisitos de tensión. Un transformador bien seleccionado proporciona al proyectista un margen de regulación. Uno mal seleccionado le deja con un problema que luego vuelve en las mediciones, las reclamaciones y las llamadas nerviosas.
Nivel de aislamiento: resistencia a la realidad.
El nivel de aislamiento debe corresponder a la tensión de la red, a las condiciones de sobretensiones y a los requisitos operativos. Esto afecta tanto a los transformadores de aceite como a los secos.
En la práctica, se trata de la capacidad del equipo para trabajar de forma segura en un entorno donde se producen sobretensiones, perturbaciones, maniobras, averías y todo ese clima energético que no se ve, pero que el transformador siente muy bien.
El aislamiento no es un lugar para ahorros creativos. Es el fundamento de la durabilidad.
Requisitos del OSD/OSP: porque la red tiene sus propias reglas.
El operador del sistema de distribución o de transporte establece los requisitos de conexión, protecciones, medición, control, parámetros de calidad de la energía y funcionamiento del sistema.
Por eso, al solicitar un transformador, conviene adjuntar las condiciones de conexión o, al menos, informar de la fase en la que se encuentra el proyecto. Los requisitos del operador pueden influir en la tensión, el grupo de conexión, las protecciones, la automatización, las mediciones y la arquitectura de la subestación.
Un sistema de almacenamiento de energía puede ser moderno, inteligente y estar maravillosamente descrito en una presentación. Pero si no se ajusta a los requisitos de la red, sigue siendo solo un contenedor muy caro con ambiciones.
Perfil de trabajo previsto: el transformador también tiene su ritmo diario.
¿El sistema de almacenamiento trabajará a diario? ¿Se cargará por la noche y se descargará en las horas punta? ¿Colaborará con la fotovoltaica? ¿Prestará servicios de red? ¿Funcionará con poca frecuencia, pero de forma intensiva?
El perfil de trabajo nos dice cómo será cargado el transformador a lo largo del tiempo. Esto es clave para evaluar la temperatura, las pérdidas, la durabilidad del aislamiento y la posible capacidad de sobrecarga.
Dos sistemas de almacenamiento con la misma potencia pueden requerir un enfoque diferente si uno trabaja tranquilamente durante unas horas al día y el otro reacciona de forma dinámica muchas veces al día. Sobre el papel parecen similares. En los devanados, ya no tanto.
Espectro de armónicos del PCS: porque el inversor no canta con una onda sinusoidal pura.
El PCS convierte la energía entre corriente continua y alterna. Es el corazón del sistema BESS, pero como toda electrónica de potencia, puede introducir armónicos.
Los armónicos causan pérdidas adicionales, calentamiento y cargas para el transformador. Por eso, es importante conocer el THD, el espectro de armónicos, la frecuencia de conmutación y los requisitos de filtrado.
Esta es una de las razones más importantes por las que el transformador para un BESS no debería seleccionarse como un transformador común para un receptor tranquilo.
La onda sinusoidal del inversor puede ser como una conversación después de tres cafés: básicamente comprensible, pero llena de vibraciones nerviosas.
Requisitos de pérdidas: la eficiencia trabaja todo el año.
Las pérdidas del transformador tienen un impacto real en la economía del sistema de almacenamiento de energía. Las pérdidas en vacío se producen cuando el transformador está bajo tensión. Las pérdidas con carga aumentan con el flujo de corriente.
En un sistema BESS que debe generar ingresos a través del arbitraje de precios, servicios de flexibilidad, reducción de picos o autoconsumo fotovoltaico, cada pérdida innecesaria reduce el resultado financiero.
Por eso preguntamos por los requisitos de pérdidas y recomendamos analizar no solo el precio de compra, sino también los costes de operación durante todo el ciclo de vida. El transformador más barato en la factura no siempre es el más barato en el funcionamiento.
Ubicación: ¿interior o exterior?
El lugar de montaje influye en la elección del tipo de transformador, la refrigeración, la envolvente, las protecciones, la protección contra incendios, el ruido, el acceso de mantenimiento y los requisitos de construcción.
Para instalaciones exteriores, los transformadores de aceite suelen ser una buena opción, especialmente para potencias mayores. Para instalaciones interiores, industriales y con requisitos de incendio más elevados, suele ser interesante analizar los transformadores secos de resina.
Aquí no se trata de una moda por lo "seco" o lo "de aceite". Se trata del entorno de trabajo, el riesgo, la potencia y el sentido técnico común.
Condiciones ambientales: el transformador no trabaja en el catálogo.
Temperatura ambiente, altitud sobre el nivel del mar, humedad, polvo, salinidad, ventilación, insolación, riesgo de inundación, atmósfera industrial agresiva: todo esto importa.
El transformador de catálogo vive en un mundo maravilloso de temperaturas uniformes y suposiciones ideales. El transformador sobre el terreno vive junto al polvo, el calor, el frío, la lluvia, los contenedores, los cables y las personas que a veces obstruyen las rejillas de ventilación "por un momento".
Por eso, las condiciones ambientales deben especificarse al principio. Así se puede seleccionar un equipo que funcione no en teoría, sino en un lugar real.
Requisitos de ruido: el silencio también es un parámetro técnico.
El transformador genera ruido. En instalaciones industriales, esto puede no ser un problema. En edificios comerciales, residenciales, de oficinas o cerca del límite de la parcela, puede ser muy importante.
Los requisitos acústicos deben definirse ya en la fase de solicitud. Esto permite seleccionar la construcción, la ubicación, la envolvente o las soluciones para limitar la emisión de ruido.
Porque el transformador debe funcionar de forma estable. No necesita dar un concierto nocturno para los vecinos.
Transformador de aceite, seco o análisis de ambas opciones?
En Energeks podemos asesorar sobre un transformador de aceite, uno seco o comparar ambas opciones.
El transformador de aceite suele funcionar bien en potencias mayores, instalaciones exteriores, subestaciones contenerizadas y proyectos de energías renovables. Tiene muy buenas propiedades de refrigeración y amplias posibilidades de aplicación.
El transformador seco se elige a menudo para instalaciones interiores, edificios con requisitos de incendio más elevados, industria, centros logísticos y lugares donde la limitación de líquidos aislantes es un argumento importante.
La mejor elección no viene de un eslogan publicitario. Viene del lugar de trabajo, la potencia, los requisitos de seguridad, la ventilación, los costes y el plan de operación.
Monitorización de la temperatura: porque es mejor saberlo antes que por el olor.
La monitorización de la temperatura de los devanados y del núcleo permite controlar el estado del transformador, reaccionar ante sobrecargas y gestionar mejor la operación.
En un sistema BESS, donde el perfil de trabajo puede ser dinámico, la monitorización de la temperatura no es un lujo. Es una herramienta práctica para mantener la fiabilidad.
Los sensores de temperatura, los relés de protección, las señales de alarma y la integración con el sistema de supervisión ayudan a evitar situaciones en las que el primer mensaje de diagnóstico sea "esto se está calentando".
Limitaciones de dimensiones y transporte: porque el transformador también tiene que llegar.
La potencia y los parámetros eléctricos son una cosa. Pero el transformador debe ser entregado, descargado, instalado y conectado.
Por eso necesitamos información sobre las limitaciones de dimensiones, peso, vía de acceso, cimentación, altura del local, anchura de puertas, posibilidades de grúa y espacio de mantenimiento.
Son datos muy terrenales. Literalmente. Pero sin ellos, incluso el mejor transformador puede convertirse en el protagonista de una comedia logística que nadie quería producir.
Ampliación prevista del sistema: piensa en la segunda fase antes de que la primera se seque en el hormigón.
Los sistemas de almacenamiento de energía suelen planificarse por fases. Hoy 2 MW, dentro de dos años 5 MW. Hoy colaboración con fotovoltaica, mañana servicios de red adicionales. Hoy un PCS, mañana más bloques.
Si el inversor prevé una ampliación, conviene decirlo desde el principio. Así se puede tener en cuenta la reserva de potencia, el espacio en la subestación, la configuración del cuadro de distribución, las secciones de los cables, la posibilidad de funcionamiento en paralelo y la estrategia de conexión futura.
El sector energético aprecia la planificación. La improvisación es genial en el jazz, pero en una subestación transformadora preferimos las notas, los esquemas y la selectividad de protecciones.
¿Qué recomendamos en Energeks?
Recomendamos seleccionar el transformador para un sistema de almacenamiento de energía no como un equipo aislado, sino como parte de todo el sistema BESS: baterías, PCS, cuadro de distribución, protecciones, automatización, subestación transformadora y requisitos del operador.
Analizamos:
si es mejor un transformador de aceite o seco,
qué potencia nominal ofrece un margen seguro,
qué tensiones y grupo de conexión se adaptan al proyecto,
cómo afectará el perfil de trabajo a la temperatura y las pérdidas,
si los armónicos del PCS requieren una atención especial,
qué requisitos del OSD/OSP deben tenerse en cuenta,
cómo preparar el transformador para una futura ampliación.
⚡ Cuantos mejores datos de entrada, menos suposiciones.
Y en el sector energético, las suposiciones pueden ser caras, pesadas y muy difíciles de transportar.
Por eso, si estás planeando un sistema de almacenamiento de energía BESS, una instalación PV+BESS o un sistema industrial de optimización del consumo energético, vale la pena empezar con una solicitud técnica bien preparada. Nosotros te ayudaremos a convertirla en una selección concreta de transformador, subestación e infraestructura de MT/BT.
Porque un sistema de almacenamiento de energía comienza en la batería solo en la diapositiva.
En la realidad, comienza en el punto donde la energía debe encontrarse de forma segura con la red.
Un buen transformador es un sistema de almacenamiento de energía más tranquilo.
Un sistema de almacenamiento de energía BESS puede hacer cosas realmente bonitas: cargarse cuando la energía está disponible, devolverla cuando se necesita, apoyar a la fotovoltaica, estabilizar el funcionamiento de una planta industrial y ayudar a gestionar mejor los costes de la energía.
Pero toda esa magia necesita una puerta sólida a la red.
Esa puerta es el transformador.
Y precisamente por eso, en Energeks nos gusta ver la selección del transformador no como una tabla de potencias, tensiones y precios, sino como una conversación sobre el futuro funcionamiento de todo el sistema. Sobre si el sistema de almacenamiento se cargará tranquilamente como un teléfono por la noche o funcionará dinámicamente como una máquina de café un lunes por la mañana. Sobre si la energía fluirá en una dirección, en dos direcciones, con frecuencia, con poca frecuencia, de forma estable o impulsiva. Sobre si el transformador solo tiene que "estar" o si realmente debe apoyar la fiabilidad de la inversión.
En Energeks ayudamos a seleccionar transformadores de aceite y secos, Transformatoders de resina para sistemas de almacenamiento de energía, instalaciones PV+BESS, industria, energías renovables y subestaciones transformadoras de MT/BT. Asesoramos, analizamos los parámetros de trabajo, los requisitos del operador, la potencia del PCS, las pérdidas, los armónicos, las condiciones ambientales y la futura ampliación del sistema.
Porque el transformador para un sistema de almacenamiento de energía no debería seleccionarse "a ojo".
El ojo es excelente para contemplar la puesta de sol sobre una planta fotovoltaica. Para un BESS, es mejor usar cálculos, experiencia y una buena especificación técnica.
Si estás planeando un sistema de almacenamiento de energía o una modernización de infraestructura eléctrica, consulta nuestra oferta de transformadores Energeks.
Si el tiempo es importante, echa también un vistazo a los transformadores disponibles inmediatamente en nuestro almacén.
Gracias por llegar hasta el final de este paseo técnico por el mundo del BESS. Si después de la lectura tienes más preguntas que al principio, es una muy buena señal. En el sector energético, las buenas preguntas suelen valer más que las respuestas rápidas de un catálogo.
Y si quieres estar al día con análisis técnicos, ejemplos del mercado y una dosis energética de conocimiento práctico, síguenos en nuestro perfil de LinkedIn.
Un transformador bien seleccionado no hace ruido a su alrededor.
Simplemente funciona.
Estable, seguro y exactamente como debe ser.
Fuentes
International Energy Agency, „Batteries and Secure Energy Transitions” via https://iea.blob.core.windows.net
DNV-RP-0043, „Safety, operation and performance of grid-connected energy storage systems”
Cover Photo: DC Studio/magnific.com
Transformadores en stock
Envío desde nuestro almacén en Polonia en 2–3 días laborables, 5 años de garantía. Gama completa 25–2500 kVA en la tienda (precios en PLN).
¿Qué significa transformador seco y por qué no siempre está encapsulado en resina?
Un transformador seco no es un solo tipo de equipo, sino un grupo de transformadores sin líquido aislante. Puede tener aislamiento de aire, devanados «open-wound», impregnación VPI, aislamiento compuesto o encapsulado total en resina epoxi (cast-resin). La elección depende del entorno de trabajo, la humedad, el polvo, los requisitos contra incendios, la refrigeración y la facilidad de mantenimiento.
Transformador seco suena simple. Tan simple que hasta resulta sospechoso.
En el sector, muy a menudo funciona el atajo mental: «seco» significa «resinoso».
Alguien dice transformador seco, y el interlocutor automáticamente imagina devanados encapsulados hasta el borde con resina epoxi. Bobinas sólidas, brillantes y compactas. Sin aceite. Sin cuba. Sin riesgo de fugas. Tema cerrado.
El problema es que, técnicamente, el tema no está cerrado en absoluto.
Un transformador seco no es una única tecnología. Es toda una familia de construcciones en las que el aislamiento y la refrigeración no se basan en un líquido aislante. No hay aceite mineral ni éster que absorba el calor y a la vez cumpla una función aislante. El calor se disipa principalmente a través del aire, y el aislamiento de los devanados puede realizarse de varias formas.
Y aquí es donde comienza la parte más interesante.
Seco puede ser un transformador con aislamiento de aire.
Seco puede ser un transformador impregnado mediante el proceso VPI.
Seco puede ser un transformador de tipo «open-wound».
Seco puede ser un transformador con aislamiento compuesto.
Seco puede ser, finalmente, un transformador cast-resin, es decir, el más conocido: encapsulado en resina epoxi.
Cada uno de ellos pertenece al mundo de los transformadores secos, pero no todos se comportan igual. Se diferencian en su resistencia a la humedad, al polvo, a la temperatura, a las vibraciones, a la suciedad, a las sobrecargas, en su forma de refrigeración y en la facilidad de mantenimiento.
Por lo tanto, la pregunta «¿qué transformador seco elegir?» no debería empezar por el precio.
Debería empezar por el lugar de trabajo.
¿El transformador estará en una sala técnica limpia?
¿En una nave industrial con polvo?
¿En un edificio de uso público?
¿En una subestación interior?
¿Cerca de personas?
¿En un entorno húmedo?
¿En un lugar donde el bajo nivel de ruido es importante?
¿Donde cada avería significa una parada costosa?
Solo después tiene sentido hablar de si lo mejor será epoxi, VPI, aislamiento de aire o una construcción especial.
Este texto ordena el tema sin grandilocuencias innecesarias.
Trataremos qué significa realmente un transformador seco, cuáles son sus tipos, en qué se diferencia el aislamiento de aire del VPI y del cast-resin, dónde tiene sentido el «open-wound» y por qué la resina epoxi no siempre es la única respuesta razonable.
Tiempo de lectura: ~ 8 minutos.
Transformador seco no es una única caja, sino varias filosofías de construcción diferentes
En términos simples, un transformador seco es un transformador que no está sumergido en un líquido aislante. En un transformador de aceite, los devanados y el núcleo trabajan dentro de aceite u otro fluido electroaislante. En un transformador seco, ese fluido no existe.
Pero la ausencia de aceite no implica ausencia de aislamiento. Esto es muy importante.
El aislamiento debe seguir soportando las tensiones de servicio, las sobretensiones, el calentamiento, el envejecimiento, las vibraciones y los esfuerzos mecánicos durante los cortocircuitos. La diferencia es que esta función la asumen materiales sólidos, aire, barnices, resinas, cintas electroaislantes, separadores, distanciadores, sistemas de impregnación y el diseño de los canales de refrigeración.
Por eso, dos transformadores secos de la misma potencia pueden ser similares sobre el papel, pero comportarse de manera completamente diferente en la operación.
Uno disipará mejor el calor, pero soportará peor la suciedad.
Otro será más resistente a la humedad, pero más pesado y caro.
Un tercero será más fácil de mantener, pero exigirá una sala limpia y bien ventilada.
Un cuarto funcionará donde una construcción normal envejecería demasiado rápido debido a la química, las vibraciones o la temperatura elevada.
Es como con la ropa técnica. Una camiseta deportiva, un softshell, una chaqueta impermeable y un mono de trabajo pueden servir para proteger el cuerpo, pero nadie sensato los trata como intercambiables. Cada solución tiene sentido en un entorno diferente.
Lo mismo ocurre con los transformadores secos.
¿Qué transformador seco elegir? ¿Todo seco es epoxi?
Todo transformador epoxi tipo cast-resin es un transformador seco, pero no todo transformador seco es epoxi.
Esta frase merece la pena recordarla, porque resuelve la mitad de los malentendidos del sector.
El epoxi, o resinoso cast-resin, es solo uno de los tipos de transformador seco.
Muy popular, a menudo muy bueno, pero no el único.
Si en una solicitud de oferta aparece únicamente la indicación «transformador seco», sin especificar la tecnología de fabricación de los devanados, pueden llegar ofertas de diferentes construcciones.
Una empresa ofrecerá cast-resin: transformador seco con devanados encapsulados en resina.
Otra ofrecerá VPI: transformador seco con devanados impregnados al vacío y presión.
Una tercera, una construcción open-wound: transformador seco con devanados abiertos y ventilados.
Una cuarta, la más curiosa (como sacada de una pastelería), ofrecerá dip and bake: transformador seco con devanados impregnados por inmersión y curados en horno.
Formalmente, todos serán transformadores secos, pero técnicamente no serán el mismo producto.
Aquí es donde empieza el riesgo de comparar manzanas con peras.
El precio puede diferir no porque alguien haya abusado del margen, sino porque se comparan diferentes sistemas de aislamiento, diferente resistencia ambiental, diferente forma de refrigeración y diferentes capacidades de trabajo en condiciones más exigentes.
Por ello, en una especificación bien preparada no basta con escribir «transformador seco 1000 kVA». Conviene precisar la tecnología de los devanados, las clases ambientales, climáticas y de incendio, el modo de refrigeración, el nivel de ruido, el grado de protección de la envolvente, las condiciones del entorno, la ventilación de la sala, los sensores de temperatura y los requisitos operativos.
Un transformador seco no funciona en el vacío.
Trabaja en un edificio concreto, en una subestación concreta, en una nave concreta y con un aire concreto. Y el aire puede ser limpio, seco y tranquilo. También puede transportar humedad, polvo, sal, vapores químicos y todo aquello que el aislamiento eléctrico no soporta en absoluto.
Transformador seco con aislamiento de aire
La variante más simple es el transformador seco con aislamiento de aire.
En esta construcción, el aire sigue siendo uno de los elementos básicos del sistema aislante y refrigerante. Los devanados no están completamente encapsulados en un bloque de resina. Normalmente están protegidos con un barniz electroaislante o con resina mediante un proceso de impregnación, por ejemplo VPI o el método más simple de «dip and bake».
En la práctica, esto significa que el devanado está protegido, pero no encerrado en una masa sólida y gruesa de resina.
Esto aporta varias ventajas importantes. Este transformador puede ser más ligero. Puede disipar bien el calor, ya que el aire tiene más fácil acceso a la superficie de los devanados. También puede ser más fácil de inspeccionar y mantener, porque la construcción es más abierta.
Pero también hay otra cara.
Si el aislamiento de servicio sigue siendo en gran medida el aire, la calidad de ese aire empieza a tener una importancia enorme. El polvo, la humedad, las suciedades conductoras, los compuestos químicos agresivos y la condensación pueden convertirse en un problema real. Este tipo de transformador necesita un entorno limpio, seco y controlado.
No es un defecto en sí mismo.
Es simplemente una condición para su correcta aplicación.
En una sala técnica limpia, esta construcción puede funcionar muy bien.
En una nave industrial difícil, donde el aire transporta polvo y la temperatura y la humedad cambian dinámicamente, hay que ser mucho más cuidadoso.
Un transformador con aislamiento de aire es como un equipo que respira muy bien.
Pero si respira, no debería respirar suciedad.
En la ilustración se muestra una construcción de transformador seco donde se aprecian claramente los espacios entre devanados, aisladores y elementos estructurales. Esto explica bien el principio del transformador seco con aislamiento de aire: el aire participa en la refrigeración y la separación eléctrica, y los devanados no están completamente encerrados en una masa sólida de resina. Este transformador prefiere salas técnicas limpias y secas.
Transformador seco VPI
VPI significa Vacuum Pressure Impregnation (impregnación al vacío y presión).
En esta tecnología, los devanados se saturan con resina o barniz electroaislante en un proceso controlado. Primero se extrae el aire de los espacios entre espiras y, a continuación, se introduce el material impregnante a presión. Tras el curado, se obtiene una estructura más resistente, más estable y mejor protegida que con un barnizado simple.
Sin embargo, es clave entender que el VPI no crea el mismo efecto que el encapsulado total en resina epoxi.
En un transformador VPI, los devanados están impregnados de aislamiento, pero no completamente encerrados en una masa sólida de resina. No se forma un bloque epoxi monolítico y masivo. Se obtiene más bien una estructura impregnada, reforzada y protegida, que sigue teniendo un carácter más abierto.
Esto ofrece un compromiso interesante.
El VPI puede ser más económico que el cast-resin.
Puede disipar bien el calor, ya que el devanado no está cubierto por una capa gruesa de resina.
Puede ser más ligero y más flexible en ciertas aplicaciones.
Funciona bien en muchos edificios técnicos, industria, salas de distribución y aplicaciones donde las condiciones son relativamente controladas.
Pero no es una tecnología para cualquier entorno.
Si el transformador debe trabajar en un lugar con alta humedad, aire con polvo conductor, atmósfera química o una zona expuesta a la sal, hay que comprobar muy atentamente si el VPI es suficiente. A veces lo será. Otras veces será mejor el VPE, el cast-resin o una solución completamente diferente.
En términos simples: el VPI es un compromiso razonable entre precio, refrigeración y resistencia. Pero como todo compromiso, funciona mejor cuando conocemos bien las condiciones de trabajo.
La ilustración muestra un transformador seco con devanados visibles, bastidor y aisladores, lo que encaja bien con la tecnología VPI. En un transformador VPI, los devanados se saturan con barniz o resina mediante impregnación al vacío y presión, pero no están completamente encapsulados como en el cast-resin. Así, la construcción mantiene un buen compromiso entre protección del aislamiento, refrigeración y coste.
Transformador seco «open-wound»
Open-wound es una construcción con devanados abiertos, refrigerados por aire.
A veces, estos transformadores se describen como AN (air natural, refrigeración natural por aire) cuando la refrigeración se produce por convección natural sin ventiladores. En otros casos puede haber refrigeración forzada, es decir, con ventiladores.
En un transformador open-wound, los devanados son visibles, ventilados y protegidos con materiales electroaislantes. No están encerrados en una masa de resina.
El flujo de aire es aquí muy importante, ya que es el responsable de absorber el calor.
La mayor ventaja es la refrigeración eficaz.
La construcción abierta permite que el aire fluya a través de los canales y alrededor de los devanados. Así, el transformador puede disipar el calor de manera efectiva al entorno. Una ventaja adicional suele ser un menor peso y una inspección más sencilla.
La mayor limitación es la sensibilidad al entorno.
El open-wound no tolera bien la humedad, el polvo, la suciedad y el aire agresivo.
En un interior limpio puede funcionar muy bien. En un lugar donde el polvo se deposita sobre el aislamiento, la humedad crea caminos conductores y la ventilación aspira contaminantes de la nave, pueden empezar los problemas.
Es una solución más bien para interiores con condiciones controladas.
No para un rincón cualquiera de una nave donde «de alguna manera funcionará».
En el sector energético, «de alguna manera funcionará» a menudo significa más tarde «¿por qué salta la protección?» o «por qué la temperatura sube más rápido que en la documentación?».
En la imagen ilustrativa se ve un transformador seco con los devanados, aisladores y canales de aire muy visibles. Esto refleja bien la idea de la construcción open-wound, es decir, un transformador con devanados abiertos y ventilados. Este diseño disipa muy bien el calor, porque el aire puede fluir más libremente alrededor de los elementos activos. El precio de esta apertura es simple: el transformador no soporta bien la humedad, el polvo y el entorno agresivo. Es un equipo técnico más preciso que una pala multiusos.
Transformador seco «dip and bake»
Dip and bake es un método más simple de impregnación de los devanados.
Los devanados se sumergen en barniz o resina electroaislante y luego se secan y curan en un horno. De ahí el nombre: sumerge y hornea.
Es un método conocido, relativamente simple y utilizado en diversos equipos eléctricos.
En comparación con el VPI, suele tener una menor capacidad de penetración profunda del impregnante en la estructura del devanado. No hay una extracción tan intensiva del aire ni una inyección del material a presión.
¿Significa esto que el dip and bake es malo? No. Significa que tiene su lugar.
Puede utilizarse en aplicaciones menos exigentes, con potencias más bajas, en equipos auxiliares o donde las condiciones de trabajo son estables y no requieren un alto nivel de protección. Si, en cambio, el transformador debe trabajar en un entorno más difícil, el VPI o el cast-resin pueden ofrecer un mayor margen de seguridad.
En la práctica, la diferencia entre dip and bake y VPI es como la diferencia entre pintar la madera solo por fuera y una impregnación más profunda. Ambos protegen, pero no en la misma medida.
Aquí vemos una representación simplificada de un transformador seco en una visión técnica, que refleja bien la idea del método dip and bake: los devanados están protegidos con material electroaislante, pero no forman un bloque sólido completo de resina como en el cast-resin. En esta tecnología, los devanados se sumergen en barniz o resina y luego se curan en horno. El resultado es más simple, más ligero y más económico, siempre que el transformador trabaje en un entorno limpio y predecible. Menos alfombra roja, más trabajo concreto.
Transformador seco cast-resin: la resina manda
Cast-resin, el transformador encapsulado en resina epoxi, es el tipo de transformador seco más reconocible. En esta construcción, los devanados se encapsulan en un medio de resina que, tras el curado, forma una envolvente compacta, mecánica y dieléctrica.
Este es el tipo que muchas personas tienen en mente cuando dicen «transformador seco resinoso».
Su mayor ventaja es la resistencia. La resina epoxi protege los devanados contra la humedad, la suciedad y los daños mecánicos. La construcción es estable, compacta y funciona bien en instalaciones donde la seguridad contra incendios, la ausencia de líquido aislante y el trabajo en el interior de edificios son muy importantes.
Este transformador se elige a menudo para edificios comerciales, hospitales, centros de datos, naves de producción, infraestructura urbana, subestaciones interiores, edificios públicos e instalaciones donde el riesgo de fuga de aceite sería difícil de aceptar.
Pero el resinoso no es mágico ;-)
Suele ser más pesado y más caro que las construcciones secas más simples.
La capa gruesa de resina aumenta la resistencia, pero también puede influir en la forma de disipar el calor. El mantenimiento de los devanados es más difícil, ya que la bobina no es accesible.
Si se produce un daño grave, la reparación puede ser menos flexible que en construcciones más accesibles.
Por lo tanto, el transformador cast-resin suele ser una muy buena opción, pero no siempre tiene que ser la opción óptima.
Si el entorno es limpio, seco y controlado, y los requisitos contra incendios no son especialmente estrictos, el VPI puede ser técnicamente suficiente y económicamente razonable.
Si el entorno es muy difícil, el simple hecho de que ponga «cast-resin» no exime de analizar las clases ambientales, climáticas, la envolvente, la ventilación y la documentación del fabricante.
En la ilustración se ve un transformador seco tipo cast-resin, es decir, una construcción con devanados macizos encapsulados en resina epoxi. Los bloques de devanados rojos y compactos muestran lo más importante de esta tecnología: la alta protección contra la humedad, la suciedad y los daños mecánicos. Esta solución tiene sentido allí donde el transformador no puede ser una princesa delicada de la infraestructura, sino que debe trabajar tranquilamente en un edificio, subestación interior o instalación con mayores requisitos de seguridad.
Transformador seco con aislamiento compuesto
También existen transformadores secos con aislamiento compuesto diferente de la resina epoxi clásica.
Pueden ser soluciones basadas en resinas de poliuretano, silicona u otros materiales especiales. Se utilizan donde las soluciones estándar no se adaptan completamente a las condiciones de trabajo.
Es un nicho, pero técnicamente muy interesante.
Estas construcciones pueden tener sentido en entornos con temperatura elevada, con fuertes vibraciones, con requisitos químicos particulares o donde se necesita una cierta flexibilidad del material aislante. No siempre se trata de que el aislamiento sea lo más duro posible. A veces es más importante que soporte bien las tensiones, los ciclos térmicos, las vibraciones o el contacto con un entorno específico.
En la práctica, estas soluciones requieren una coordinación precisa con el fabricante. No se eligen por «vamos a tomar algo atípico porque suena moderno». Se eligen cuando la aplicación realmente lo exige.
Es como con las herramientas especializadas. La mayoría de los tornillos no necesitan un instrumento quirúrgico para aflojarse. Pero cuando surge un problema atípico, una llave normal puede no ser suficiente.
El dibujo ilustrativo presenta un transformador seco como una construcción modular, donde los devanados, aisladores y el bastidor metálico forman un conjunto coherente resistente al trabajo en condiciones exigentes. Esta imagen encaja bien con el transformador seco de aislamiento compuesto, donde los materiales aislantes se eligen no solo por la tensión, sino también por la temperatura, las vibraciones y el entorno químico. Es una tecnología para situaciones donde el aislamiento estándar dice yo solo vengo un momento y el proyecto necesita algo más resistente.
Transformador seco para edificios. ¿Aire, VPI o epoxi?
En los edificios, el tema de los transformadores secos aparece con especial frecuencia. La razón es simple. La ausencia de líquido aislante facilita el diseño en lugares donde el transformador trabaja cerca de personas, de espacios útiles, de instalaciones técnicas y de infraestructuras de alto valor.
Pero no todos los edificios son iguales.
En una sala técnica limpia, bien ventilada, con humedad controlada y suciedad mínima, un transformador de aire o VPI puede ser una solución razonable. Puede disipar bien el calor, ser fácil de inspeccionar y tener un coste ventajoso.
En un edificio con altos requisitos de seguridad, por ejemplo un hospital, un centro de datos, un centro comercial o una instalación infraestructural, un transformador epoxi cast-resin puede proporcionar mayor tranquilidad operativa. Especialmente cuando son importantes la resistencia a la humedad, a la suciedad y la limitación de riesgos de incendio.
En un edificio industrial hay que mirar aún más ampliamente. ¿Hay polvo en el aire? ¿Es conductor? ¿La sala del transformador está separada del proceso productivo? ¿La ventilación toma aire limpio o aire de la nave? ¿Hay vibraciones? ¿Hay saltos de temperatura? ¿En invierno puede aparecer condensación?
A veces la diferencia entre una buena y una mala elección no está en el transformador en sí, sino en la sala donde debe trabajar.
El transformador seco necesita aire. Pero no cualquier aire.
Refrigeración del transformador seco
En los transformadores secos, el calor debe disiparse al entorno. Normalmente a través del aire. Y aquí comienza un tema que a menudo se subestima en la fase de compra.
El transformador puede tener refrigeración natural, denominada AN. Esto significa que el aire fluye por convección natural. El aire caliente asciende, el más frío entra por la parte inferior, y el transformador cede calor a la sala.
También puede tener refrigeración forzada, denominada AF. Entonces, ventiladores aumentan el flujo de aire, permitiendo aumentar temporalmente la capacidad de carga o mejorar las condiciones térmicas.
Pero el ventilador no lo soluciona todo.
Si la sala es demasiado pequeña, mal ventilada o calurosa, el ventilador moverá aire caliente con aire aún más caliente. Si el aire tiene polvo, el ventilador puede depositar la suciedad más rápidamente sobre los devanados. Si las rejillas de ventilación están mal dimensionadas, el transformador puede trabajar a una temperatura más alta de la prevista.
Y una temperatura más alta significa un envejecimiento más rápido del aislamiento.
El aislamiento no se suele estropear de forma espectacular el primer día. Envejece en silencio. Día tras día. Ciclo tras ciclo. Sobrecarga tras sobrecarga. Y luego llega el momento en que el sistema ya no tiene margen.
Por eso, con los transformadores secos hay que preguntar no solo por la potencia nominal, sino también por las pérdidas, la ventilación, la temperatura ambiente, las sobrecargas admisibles y la forma de monitorizar la temperatura de los devanados.
Aislamiento y entorno de trabajo
El error más grande al elegir un transformador seco es pensar que, al no tener aceite, el problema del entorno es menor.
A veces lo es. Pero no desaparece.
Un transformador seco puede ser muy sensible al aire que lo rodea. Si el aire es limpio y seco, la situación es confortable. Si contiene polvo, humedad, sal, partículas metálicas, vapores químicos o suciedad conductora, el aislamiento recibe una tarea mucho más difícil.
En un transformador cast-resin, los devanados están mejor protegidos por la resina.
En el VPI, la protección es buena, pero menos masiva.
En el open-wound, la protección depende más de la limpieza y estabilidad del entorno.
En las soluciones compuestas, todo depende del material concreto y de su propósito.
Por eso, las condiciones ambientales son uno de los criterios de selección más importantes.
Conviene comprobar si puede haber condensación. Si la sala estará calefactada. Si las puertas de la subestación se abren directamente al exterior. Si el transformador se desconectará periódicamente, lo que puede favorecer la absorción de humedad con los cambios de temperatura. Si cerca hay procesos productivos que generen polvo o vapores. Si la envolvente tiene el grado de protección adecuado, pero sin limitar excesivamente la refrigeración.
No tiene sentido comprar un transformador resistente a todo si trabaja en condiciones ideales. Pero aún menos sentido tiene comprar una construcción más delicada si el entorno es agresivo.
Capacidad de mantenimiento y acceso a los devanados
En los transformadores secos, las diferencias constructivas también afectan al mantenimiento.
Las construcciones abiertas, de aire y VPI pueden ser más fáciles de inspeccionar. Se ven más elementos. Es más fácil evaluar la suciedad, los sobrecalentamientos, los rastros de descargas, el estado de la superficie del aislamiento y los daños mecánicos. En algunos casos, la limpieza también puede ser más sencilla.
El cast-resin es más cerrado. Esto aporta protección, pero limita el acceso. Si el devanado está encapsulado en resina, no se puede tratar igual que una construcción abierta. En caso de daño grave, la reparación puede ser difícil o económicamente inviable.
No significa que el cast-resin sea peor. Significa que es diferente.
En muchas aplicaciones, una mayor resistencia y un menor riesgo ambiental son más importantes que un acceso más fácil al devanado. En otros casos, la facilidad de mantenimiento puede tener gran importancia, especialmente cuando el transformador trabaja en una aplicación menos crítica pero requiere atención periódica.
La selección de un transformador es siempre un intercambio de ventajas. Más protección puede significar menos acceso. Más apertura puede significar mejor refrigeración, pero mayor sensibilidad a la suciedad. Un menor coste de compra puede implicar mayores exigencias para la sala.
No hay comida gratis. Solo hay comida bien calculada.
Cuándo tiene sentido cada tipo
Si el transformador debe trabajar en una sala limpia, seca y bien ventilada, y la aplicación no requiere una resistencia ambiental elevada, se puede considerar una construcción de aire, open-wound o VPI. Estas soluciones pueden ser más ligeras, más económicas y térmicamente eficientes.
Si el entorno sigue siendo controlado, pero el inversor espera una mejor protección de los devanados y una mayor estabilidad del aislamiento, el VPI suele ser un compromiso muy sensato. Ofrece mejor impregnación que un barnizado simple y puede funcionar bien en la industria y en edificios técnicos.
Si hay mayor humedad, riesgo de suciedad, mayores requisitos de seguridad o el transformador debe trabajar en una instalación donde la fiabilidad y la resistencia son especialmente importantes, conviene considerar el cast-resin. Es una solución más cara y pesada, pero a menudo ofrece un mayor margen de seguridad.
Si la aplicación es atípica, por ejemplo con temperatura elevada, vibraciones o un entorno químico específico, entonces pueden tener sentido aislamientos compuestos o fabricaciones especiales acordadas con el fabricante.
Lo más importante es no seleccionar el transformador solo por el nombre.
«Seco» solo dice que no tiene líquido aislante. No dice cómo están protegidos los devanados. No dice cómo soportará el polvo. No dice cómo se comportará con la humedad. No dice si será fácil de mantener. No dice si será óptimo en coste.
Eso es solo el comienzo de la conversación.
6 errores más frecuentes al elegir un transformador seco
Suponer que «seco» significa «resinoso». Esto lleva a malentendidos en ofertas, licitaciones y conversaciones técnicas.
Comparar solo la potencia y el precio. Un transformador de 1000 kVA en tecnología VPI y otro de 1000 kVA cast-resin pueden tener propiedades completamente diferentes. La sola potencia no basta.
Ignorar la ventilación. El transformador seco disipa el calor al aire. Si la sala no evacúa ese calor, el problema volverá en forma de temperatura, alarmas y envejecimiento más rápido del aislamiento.
Menospreciar el polvo. El polvo en casa es molesto. El polvo sobre el aislamiento eléctrico puede ser mucho más grave, especialmente si contiene partículas conductoras o retiene humedad.
Elegir con el criterio «compremos el seco más barato». La variante más barata puede ser buena si se adapta a las condiciones. Si no se adapta, se convierte en un compromiso caro.
No hablar del mantenimiento. El transformador debe trabajar durante años. El acceso, la limpieza, las mediciones de temperatura, los sensores, las revisiones y la documentación son parte del coste real de posesión.
Mapa de decisión sencillo para el inversor y el proyectista
Determinar el entorno de trabajo. ¿Es limpio, seco y estable, o aparece humedad, polvo, aire agresivo o riesgo de condensación?
Determinar los requisitos de seguridad. ¿El transformador trabaja en un edificio, cerca de personas, en infraestructura crítica, en una instalación pública, en una planta de producción o en una subestación separada?
Comprobar las condiciones térmicas. ¿Cuál es la temperatura ambiente? ¿Cómo funciona la ventilación? ¿Cuáles son las pérdidas del transformador? ¿Se ha previsto la circulación de aire? ¿La envolvente no limitará la refrigeración?
Solo entonces elegir la tecnología.
Condiciones suaves: se puede considerar open-wound, construcción de aire o VPI.
Condiciones medianamente exigentes: VPI suele tener muy buen sentido.
Entorno más difícil o requisitos de seguridad altos: cast-resin puede ser más adecuado.
Aplicación especial: hay que mirar aislamientos compuestos o fabricación individual.
Por último, el dinero. Pero ya no como único criterio. El precio debe compararse solo cuando se comparan soluciones de propósito similar y nivel de resistencia similar. De lo contrario, la tabla de ofertas se ve elegante, pero la decisión puede ser técnicamente casual.
FAQ en píldoras
¿Todo transformador seco es resinoso?
No. Todo transformador resinoso tipo cast-resin es un transformador seco, pero no todo transformador seco es resinoso. «Seco» significa ausencia de aceite u otro líquido aislante. Los devanados pueden estar protegidos por aire, barniz, impregnación VPI, aislamiento compuesto o encapsulado total en resina epoxi.
¿En qué se diferencia un transformador VPI de un cast-resin?
El transformador VPI tiene los devanados impregnados con barniz o resina mediante un proceso al vacío y presión. El cast-resin tiene los devanados completamente encapsulados en resina epoxi. El VPI suele disipar mejor el calor y puede ser más económico. El cast-resin ofrece mayor protección contra la humedad y la suciedad, pero es más pesado, más caro y más difícil de reparar.
¿Cuándo conviene elegir un transformador seco VPI?
Conviene elegirlo cuando trabaja en una sala técnica limpia, seca y bien ventilada. Es un compromiso razonable entre precio, refrigeración y resistencia. Funciona bien en muchos edificios, instalaciones industriales y aplicaciones con condiciones de trabajo controladas.
¿Cuándo será mejor un transformador epoxi cast-resin?
Será mejor allí donde cuenten una mayor resistencia a la humedad, a la suciedad y los requisitos de seguridad contra incendios. Encaja bien en subestaciones interiores, edificios públicos, centros de datos, hospitales, centros comerciales, naves de producción e instalaciones donde la estabilidad operativa tiene un valor muy alto.
¿Qué es un transformador seco open-wound?
Es un transformador seco con devanados abiertos y ventilados. Disipa muy bien el calor, pero es más sensible a la humedad, el polvo y la suciedad. Funciona mejor en salas técnicas limpias, secas y controladas.
¿Qué transformador seco elegir para un edificio?
Para un edificio, conviene seleccionar el transformador tras analizar las condiciones de trabajo. En una sala técnica limpia, puede ser suficiente un VPI o una construcción de aire. En una instalación con mayor humedad, riesgo de suciedad o altos requisitos de seguridad, a menudo tiene más sentido un transformador cast-resin.
Resume
Un transformador seco no es solo ese que va encapsulado hasta el borde con resina epoxi.
Es un cómodo atajo mental, pero técnicamente es demasiado pequeño para toda esta familia de equipos.
«Seco» significa, ante todo, ausencia de líquido aislante.
No significa una única tecnología de devanados.
Las construcciones más simples utilizan aislamiento de aire e impregnación con barniz o resina.
El VPI refuerza los devanados mediante impregnación al vacío y presión.
El open-wound ofrece muy buena refrigeración, pero exige un entorno limpio.
Los aislamientos compuestos tienen sentido en condiciones especiales.
El cast-resin proporciona alta resistencia gracias al encapsulado total de los devanados en resina epoxi, pero suele implicar mayor precio, mayor peso y un mantenimiento más difícil.
Por lo tanto, la selección de un transformador seco comienza con una pregunta práctica:
¿Dónde va a trabajar este transformador?
Solo la respuesta a esta pregunta conduce a una decisión razonable:
¿Bastará con aislamiento de aire?
¿Será mejor el VPI?
¿Merece la pena elegir resina?
¿Se necesita una construcción especial?
¿O quizás, en esta aplicación, una mejor solución sería un transformador de aceite, porque las condiciones de trabajo, la refrigeración, la potencia o la economía de operación apuntan a esa tecnología?
En el sector energético, una buena decisión rara vez consiste en elegir el nombre más conocido.
Más a menudo consiste en adaptar tranquilamente la tecnología a la vida real del equipo.
Y un transformador, como cualquier equipo de infraestructura, tiene su propia vida. Respira el aire de la sala. Bien seleccionado, trabaja silenciosa y predeciblemente. Mal seleccionado, recuerda rápidamente que los atajos mentales son cómodos solo hasta el primer problema.
Si estás en fase de proyecto, modernización de una subestación o comparación de ofertas, vale la pena mirar más allá de la potencia y el precio. En Energeks ayudamos a seleccionar la solución para las condiciones reales de trabajo, sin automatismos y sin forzar una única tecnología para todos los casos.
Puedes consultar nuestra oferta de transformadores secos y transformadores de aceite, y si quieres seguir más explicaciones técnicas sobre transformadores, subestaciones e infraestructura energética, te invitamos también a nuestro perfil de Energeks en LinkedIn.
Gracias por leer nuestros artículos técnicos.
Estos temas son importantes, porque una buena ingeniería energética no comienza con eslóganes llamativos, sino con preguntas bien hechas.
Fuenets:
IEC 60076 11, Power transformers, Part 11, Dry type transformers.
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Vacuum Pressure Impregnated (VPI) Transformers: All You Need to Know
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El sector energético adora las paradojas.
Los equipos más grandes del sistema electroenergético dependen muy a menudo de los detalles más pequeños. Un transformador puede pesar varias toneladas, tener una potencia de varios megavoltiamperios y funcionar sin interrupción durante 30 años. Y sin embargo, el lugar que a menudo decide su fiabilidad tiene apenas unos centímetros.
Es la terminal del transformador.
Más concretamente, ese elemento que conecta el cable de media tensión con el pasatapas del transformador.
Para alguien ajeno al sector, parece una simple pieza de metal con unos pocos tornillos. Un detalle al que apenas se presta atención... mientras todo funciona.
Para un ingeniero electroenergético, es una historia completamente diferente. Es uno de los puntos más críticos de toda la instalación. Aquí es donde confluyen grandes corrientes, fuerzas mecánicas de los cables pesados, cambios de temperatura y una pregunta muy práctica: si esta conexión resistirá con seguridad años de trabajo en condiciones reales.
Las terminales de transformador son elementos de conexión montados sobre los pasatapas del transformador de media tensión. Permiten conectar de forma segura los cables de MT, aumentan la superficie de contacto de los conductores y mejoran la estabilidad mecánica de la conexión.
Y esto supone ventajas muy concretas:
Menor resistencia de contacto.
Menor riesgo de sobrecalentamiento de las conexiones.
Mayor previsibilidad del funcionamiento del transformador a lo largo de un largo período de operación.
Precisamente por eso, en los transformadores de media tensión se utilizan a menudo terminales de transformador tipo TOGA. No son un detalle estético ni un complemento de marketing. Es una solución que nació de una necesidad muy práctica: la necesidad de un mejor control de la corriente, la temperatura y la mecánica de la conexión en un lugar que, aparentemente, parece insignificante, pero que en la práctica tiene una enorme importancia.
Y de esto tratará este artículo.
Mostraremos qué son las terminales de transformador tipo TOGA y cómo están construidas.
Analizaremos por qué las conexiones de cable clásicas en los pasatapas del transformador pueden resultar problemáticas.
Explicaremos cómo la construcción de las terminales influye en la corriente, la temperatura y la resistencia de contacto.
También veremos por qué los operadores de red exigen cada vez más soluciones de conexión estables.
Mostraremos, con ejemplos, en qué instalaciones las terminales de transformador se vuelven fundamentales para la fiabilidad de toda la subestación.
Tiempo de lectura: ~11 minutos
Terminales de transformador tipo TOGA – un pequeño elemento que mantiene a raya cientos de amperios
Cualquiera que haya estado alguna vez junto a un transformador de media tensión abierto conoce ese momento.
Miras la imponente máquina. Varias toneladas de acero, núcleo magnético, aceite, devanados. Todo parece tranquilo, pesado, incluso majestuoso.
Y entonces la mirada se detiene en algo del tamaño de una mano.
La terminal.
Y aquí es donde comienza la verdadera ingeniería.
Porque no es una simple pieza de metal.
Es un elemento que debe transferir sin errores cientos de amperios, soportar cambios de temperatura, vibraciones y fuerzas mecánicas de los cables, y al mismo tiempo mantener una resistencia de contacto muy baja durante años.
La terminal de transformador tipo TOGA actúa como un adaptador entre dos mundos.
Por un lado, tenemos el transformador y su pasatapas, es decir, el punto de salida de la energía al exterior.
Por otro lado, el cable de media tensión, a menudo grueso, pesado y poco flexible.
La terminal introduce entre ellos un elemento conductor adicional, generalmente de cobre o sus aleaciones. Este elemento aumenta la superficie de contacto, estabiliza el conductor y distribuye las fuerzas mecánicas en un área mayor.
Desde el punto de vista de la física, ocurren aquí tres cosas importantes:
La corriente tiene una mayor superficie por la que puede fluir.
La presión del metal contra el metal es más uniforme.
La conexión es menos susceptible a movimientos y tensiones.
El resultado es simple: menos calor, menos problemas, más tranquilidad operativa.
En la imagen se aprecia un conjunto de terminales de transformador de media tensión montadas sobre los pasatapas de porcelana de un transformador de aceite. Cada terminal actúa como punto de conexión para los cables de MT, permitiendo una conexión segura y estable de los conductores con el devanado del transformador. La robusta construcción de los bloques de conexión metálicos aumenta la superficie de contacto y permite un flujo de corriente uniforme, lo que limita el calentamiento local y reduce el riesgo de pérdidas de energía. Al mismo tiempo, las terminales absorben las cargas mecánicas de los cables pesados, protegiendo los pasatapas de tensiones.
Es precisamente en este lugar aparentemente insignificante donde se concentra toda la física del funcionamiento del transformador: la corriente, la temperatura y la durabilidad de la conexión, que deben permanecer estables durante décadas de operación.
Photo CC: ENERGEKS 2026
¿Por qué las conexiones de cable clásicas en los pasatapas del transformador pueden resultar problemáticas?
Terminal de cable, tornillo, apriete y listo.
Sobre el papel, funciona perfectamente.
En la realidad, aparecen tres problemas muy concretos.
El primero es la masa y rigidez del cable.
Los cables de media tensión de grandes secciones no son delicados. Son construcciones pesadas y elásticas que muy a menudo no quieren ir exactamente donde el proyecto había previsto. Si el cable llega con un ángulo o está tensado, empieza a actuar como una palanca y carga el terminal del pasatapas.
El segundo problema es la superficie de contacto.
El metal no contacta idealmente con el metal. La corriente fluye a través de puntos de contacto microscópicos. Si esos puntos son pocos, la densidad de corriente aumenta, y con ella la temperatura.
Y de repente, una pequeña resistencia comienza a convertirse en una fuente local de calor.
El tercer problema es el tiempo.
El transformador no trabaja en un vacío ideal. Hay vibraciones, cambios de temperatura, dilatación de los materiales, sobrecargas transitorias. Si la conexión se basa solo en un punto de presión, con el tiempo pueden aparecer micromovimientos.
Y los micromovimientos en el sector energético tienen mala reputación.
Porque siempre terminan en un deterioro del contacto.
Y es precisamente aquí donde comienza la necesidad de mejores soluciones.
Pero incluso entonces, la historia no termina.
Porque cuando ya hemos mejorado la mecánica y la electricidad de la conexión, aparece otro nivel de desafíos. Uno que no se deriva exclusivamente de la corriente, los tornillos y la geometría del cable, sino del hecho de que el transformador trabaja en el mundo real, no en un laboratorio estéril. En una subestación abierta, en un entorno lleno de humedad, polvo, temperaturas variables y toda esa actividad biológica no invitada que el sector energético conoce muy bien.
Cubiertas para pasatapas de media tensión. ¿Qué son y de qué protegen realmente?
A primera vista, parecen un poco como pequeños capuchones negros.
Y precisamente por eso es fácil subestimarlas. Alguien mira el transformador, ve los pasatapas, las terminales, la porcelana, el metal, y trata estas cubiertas como un añadido. Un pequeño detalle técnico que simplemente está ahí.
Mientras tanto, en el sector energético, esos pequeños detalles muy a menudo realizan el trabajo sucio gracias al cual todo lo demás puede funcionar con tranquilidad.
Las cubiertas para pasatapas de media tensión se instalan para proteger la zona de conexión más vulnerable del transformador. Aquí tenemos partes bajo tensión, elementos metálicos y distancias de aislamiento relativamente pequeñas. Es decir, exactamente el conjunto que no queremos exponer al azar, al clima y a la creatividad de la naturaleza.
Lo más habitual es hablar de ellas como cubiertas antipájaros. Y no es ninguna exageración ni leyenda del sector. Los pájaros realmente pueden causar problemas en una subestación transformadora. Basta con que se posen en un lugar desafortunado, rocen con un ala, se acerquen a dos puntos con diferente potencial y la física toma el control de inmediato. Aparece un arco, se disparan las protecciones y de repente tenemos una desconexión que nadie había planeado.
Suena insignificante, pero así es como se presentan algunos de los problemas operativos más irritantes. No una gran avería digna de una película. Solo un pequeño incidente que detiene el funcionamiento del equipo.
Y aquí entran las cubiertas para pasatapas.
Todas negras, sin hacer ruido. 😎
Su función es muy simple. Dificultar el contacto accidental con las partes activas y reducir el riesgo de que algo o alguien cree un puente entre potenciales.
Un pájaro, un animal pequeño, una rama, un objeto metálico, y a veces incluso una herramienta durante los trabajos de mantenimiento. Todo esto puede convertirse en un problema si se encuentra demasiado cerca del lugar donde termina la teoría y comienza la tensión de media tensión.
La cubierta no hace, por supuesto, que el transformador se vuelva blindado e inmune a todo. Pero reduce de forma muy eficaz el riesgo de los eventos más simples, más absurdos y, desafortunadamente, bastante reales. De esos tras los cuales uno mira el informe y piensa: ¿en serio? ¿por esto?
Pues sí, por esto.
Por eso las cubiertas para pasatapas de media tensión no son ningún adorno. Son una protección práctica que apoya la fiabilidad del transformador desde su aspecto más cotidiano. No mejora el brillo de catálogo del equipo. Mejora sus posibilidades de un trabajo tranquilo y duradero en el mundo real.
Y el mundo real, como se sabe, no siempre coopera.
En la imagen se observan las cubiertas para pasatapas de media tensión montadas en un transformador de aceite. Estas discretas cubiertas negras protegen los puntos de conexión más sensibles contra contactos accidentales con partes bajo tensión y reducen el riesgo de cortocircuitos causados por pájaros, animales pequeños y otros factores externos. Es un elemento de protección simple pero muy importante que apoya la seguridad y la fiabilidad del transformador en la operación diaria.
Photo CC: ENERGEKS 2026
Desde la perspectiva del proyecto, lo más sensato es poder seleccionar todo el sistema de conexión como una solución coherente, en lugar de tener que ensamblarlo después con elementos arbitrarios. Dependiendo de las necesidades de la inversión, pueden ser transformadores equipados con terminales de transformador, las propias terminales para un tipo de conexión determinado, o las cubiertas para pasatapas de media tensión que aumentan la seguridad de operación. Estas soluciones están disponibles en la oferta de Energeks; por ello, para un proyecto concreto, lo mejor es simplemente consultar la configuración y adaptarla a las condiciones reales de trabajo de la subestación, algo que puedes hacer contactándonos directamente.
Cómo influye la construcción de las terminales en la corriente, la temperatura y la resistencia de contacto
Aquí comienza esa parte del sector energético que desde fuera parece insignificante, pero que por dentro es física pura.
Y como suele pasar con la física, uno puede no estar de acuerdo, pero ella hará lo suyo.
A primera vista, una terminal de transformador es simplemente un elemento metálico que debe conectar el cable con el transformador. Pero la corriente no se comporta tan amablemente como nos gustaría imaginar. No fluye perfectamente por toda la superficie de contacto como si fuera una capa perfectamente extendida.
En realidad, fluye a través de los lugares donde el metal realmente contacta con el metal. Y esos puntos de contacto son mucho menos de lo que la intuición sugiere.
Y es precisamente por eso por lo que la construcción de la terminal es tan importante.
Si la superficie de contacto es mayor y la presión es más uniforme, aparecen más puntos de contacto reales. Esto, a su vez, reduce la resistencia de contacto. Y una menor resistencia significa una cosa: menos calor allí donde menos queremos verlo.
Porque la resistencia y la temperatura son un dúo que enseguida saca las uñas. La ley de Joule dice claramente: la potencia disipada en la conexión aumenta con el cuadrado de la corriente. Es decir, incluso una pequeña resistencia, con una corriente de trabajo elevada, puede convertirse en una fuente local de calentamiento.
Primero aparecen unos pocos grados adicionales. Luego el material comienza a trabajar más caliente, envejece más rápido y la conexión pierde gradualmente sus parámetros originales.
La terminal de transformador hace aquí tres cosas muy importantes a la vez.
Aumenta la superficie de contacto, por lo que la corriente tiene más espacio para fluir tranquilamente.
Distribuye mejor la fuerza de presión, de modo que la conexión no trabaja solo sobre una pequeña parte del metal.
Estabiliza el conjunto en el tiempo, por lo que disminuye el riesgo de micromovimientos que, con el paso de los años, pueden deteriorar la calidad del contacto.
El resultado es simple, aunque muy valioso desde el punto de vista operativo. La corriente no se concentra en un solo lugar, sino que se distribuye en un área mayor. La temperatura de la conexión se mantiene más baja. Y una temperatura más baja significa un funcionamiento más tranquilo y predecible del transformador.
Se puede comparar con el tráfico rodado. El mismo flujo de coches forzado en una sola calle estrecha pronto se convierte en caos. Cuando tiene una amplia avenida, todo fluye con mucha más calma. Con la corriente ocurre algo similar. También le gusta tener espacio.
Y precisamente por eso, una terminal bien diseñada no es un detalle técnico por el simple hecho de serlo. Es un elemento que ayuda a mantener a raya tres cosas a la vez: la corriente, la temperatura y la durabilidad de la conexión. Y en un transformador que trabaja durante décadas, realmente no es poca cosa.
¿Por qué los operadores de red exigen cada vez más soluciones de conexión estables?
Los operadores de red tienen una gran ventaja sobre el resto del mercado.
No ven un único transformador, sino toda una imagen que se repite en la operación.
Para el proyectista, el transformador es un equipo dimensionado según parámetros técnicos. Para el inversor, es un elemento de un rompecabezas más grande. Para el operador de red, es parte de un sistema que debe funcionar tranquilamente no durante uno o dos años, sino durante 30, a veces 40 años.
Y es precisamente esta perspectiva la que lo cambia todo.
Porque cuando se observan miles de equipos trabajando en diferentes ubicaciones, en diferentes condiciones climáticas y bajo diferentes cargas, muy rápidamente se ve qué soluciones envejecen bien y cuáles solo se ven bien el día de la recepción.
Cada avería, cada informe de termografía, cada conexión sobrecalentada y cada caso de deterioro del contacto se incorporan al análisis. Al principio es un evento aislado. Luego un segundo. Un tercero. El décimo. Y de repente resulta que ya no es un caso aislado, sino un patrón repetitivo.
Y al sector energético no le gustan nada los problemas repetitivos.
Por eso los operadores miran cada vez más no solo a la potencia del transformador, al nivel de pérdidas o a los parámetros del aislamiento, sino también a cómo están resueltas las acometidas de cable. Si la conexión es mecánicamente estable. Si la superficie de contacto es suficiente. Si el sistema soporta bien las tensiones de los cables pesados, las vibraciones, los cambios de temperatura y la operación a largo plazo.
Porque la práctica muestra algo muy interesante.
En muchos casos, el transformador como máquina funciona sin problemas. Los devanados están en buen estado, el aceite mantiene sus parámetros, el núcleo trabaja de forma estable. El problema no comienza en el corazón del equipo.
El problema comienza en su interfaz con el mundo exterior.
Exactamente allí donde el cable se conecta con el transformador.
Y este es el momento en que el detalle deja de ser un detalle.
Se convierte en un elemento de fiabilidad de toda la subestación.
De esta lógica nacen los requisitos técnicos de los operadores. Cuanta más experiencia operativa, más atención se presta a la construcción de los pasatapas, al modo de realizar las conexiones de cable, a la estabilidad de las terminales y a la resistencia de todo el sistema de conexión a las condiciones reales de trabajo.
Porque al final, el operador no compra solo el transformador.
El operador compra tranquilidad operativa.
En la imagen se aprecia un conjunto de elementos de conexión de un transformador de media tensión: la terminal de transformador, el pasatapas de porcelana y la cubierta del pasatapas que protege el punto más sensible contra la influencia del entorno. Es aquí donde confluyen la corriente, la mecánica y las condiciones operativas; por ello, cada uno de estos elementos debe seleccionarse de forma consciente y funcionar como un sistema coherente. En la práctica, esto significa una cosa: la fiabilidad comienza en el detalle, y una conexión bien diseñada no es casualidad, sino el resultado de la selección adecuada de todos los componentes que, juntos, forman una unión segura y duradera.
Photo CC: ENERGEKS 2026
Dónde las terminales de transformador muestran si el proyecto fue realmente bien pensado
Hay instalaciones en las que el transformador tiene una vida bastante cómoda. Trabaja uniformemente, el cable llega sin grandes acrobacias, la carga no hace una montaña rusa a diario y todo se ve como en el bonito dibujo del proyecto.
Pero también hay lugares donde la realidad verifica rápidamente si la conexión en el transformador se diseñó con cabeza o solo para poder atornillarla y cerrar el tema.
Y es precisamente allí donde las terminales de transformador dejan de ser una curiosidad técnica.
Comienzan a ser una prueba muy práctica de la calidad de toda la solución.
Tomemos las granjas fotovoltaicas.
Todo parece sencillo.
Hay producción de energía, hay un transformador, hay una salida de potencia a la red. Fin de la historia. Solo que el transformador en una planta FV trabaja en condiciones que les gusta poner a prueba la paciencia de los materiales. Por la mañana el sistema se despierta, luego la potencia aumenta, luego llega el sol pleno, una nube, otra vez sol, la temperatura ambiente hace lo suyo y, junto con ello, cambian las condiciones de trabajo de las conexiones. No es la vida tranquila y uniforme del viejo transformador de barrio que durante medio día hace más o menos lo mismo. Aquí la corriente y la temperatura pueden cambiar de forma dinámica, y cada uno de estos ciclos significa un trabajo del material, de la presión y del contacto.
A esto se añaden los cables. Gruesos, pesados, contundentes, con carácter. De esos que no tienen la menor intención de colocarse suavemente solo porque alguien dibujó bonito el recorrido en el proyecto. Si la conexión en el pasatapas es débil o demasiado sensible a las tensiones, la granja FV lo mostrará rápidamente. Y lo hará sin sentimentalismo.
Muy parecido ocurre en las instalaciones industriales, solo que aquí la apuesta emocional aumenta aún más, porque al otro lado del cable a menudo hay un proceso que realmente no le gustan las paradas.
Fundiciones, plantas químicas, grandes centros logísticos, centros de datos, fábricas con líneas de producción en régimen continuo. En lugares así, el transformador no alimenta una potencia abstracta de una tabla. Alimenta un trabajo concreto, unas máquinas concretas, un dinero concreto que fluye o deja de fluir. Si la conexión en el transformador comienza a calentarse, envejecer o perder estabilidad, ya no es un pequeño defecto técnico. Es el inicio de un problema que puede afectar a toda la instalación.
Y precisamente por eso, en la industria, nadie sensato quiere que el punto crítico del sistema se comporte como una pieza irregular después de la primera helada. La conexión tiene que ser estable, predecible y aburrida en el mejor sentido posible. Simplemente tiene que funcionar.
Están también las subestaciones compactas tipo contenedor, es decir, el lugar donde la teoría se encuentra muy rápido con una realidad estrecha.
Aquí cada centímetro cuenta. Los cables entran por abajo, la celda está cerca, el transformador tiene sus dimensiones, y el responsable del montaje descubre de repente que la geometría prevista era hermosa… hasta que apareció el cable real. No el del folleto, sino el real, rígido, pesado y medianamente interesado en cooperar.
En tales condiciones, incluso una buena conexión puede verse comprometida si no tiene la estabilización adecuada. El cable rara vez llega perfectamente recto, el espacio de maniobra es limitado y cada giro tensado innecesario se refleja luego en el terminal y en la calidad del contacto. Aquí es donde una terminal bien diseñada muestra su verdadero valor. No en el catálogo, sino cuando hay que controlar la física, el espacio y el peso del cable todo a la vez.
También hay instalaciones con mayores exigencias ambientales, por ejemplo, instalaciones con una gran variabilidad de temperaturas, infraestructura exterior o ubicaciones donde el transformador debe trabajar en un entorno de polvo, humedad y cambios constantes de las condiciones. Allí, cada detalle de la conexión cobra aún más importancia, porque la conexión no trabaja en un laboratorio confortable, sino en un mundo que comprueba regularmente si todo se ha hecho correctamente.
Y precisamente por eso, las soluciones que aumentan la superficie de contacto y la estabilidad mecánica no son ningún lujo para estetas del equipamiento. Es simplemente una respuesta razonable a las condiciones de trabajo.
Porque la verdad es bastante curiosa, aunque para la operación puede ser menos divertida.
El transformador puede ser excelente.
Núcleo sólido, devanados bien trabajados, aceite en condiciones, todo se ve como debe ser.
Y luego, toda esa majestuosidad de varias toneladas de equipo puede verse puesta a prueba por unos pocos centímetros de metal en el punto de conexión.
Tema relacionado que merece la pena conocer:
¿Por qué el terminal de un pasatapas de transformador de MT tiene uno o dos orificios?
Si quieres entender mejor por qué incluso un detalle tan pequeño como el modo de fijación del cable tiene importancia, echa un vistazo a nuestro artículo sobre la construcción de los terminales de pasatapas de MT.
Allí mostramos de dónde surge la diferencia entre uno y dos orificios de montaje y cómo influye en la estabilidad de la conexión y su durabilidad a lo largo del tiempo.
¿Y de dónde conseguir un transformador así, las terminales y también esos capuchones?
Y aquí llegamos a una pregunta muy práctica.
Porque la teoría es teoría, la física es física, los gráficos de temperatura también quedan muy bonitos en el artículo, pero al final alguien tiene que cerrar este tema.
Hay que seleccionar el transformador.
Hay que seleccionar las terminales.
Hay que prever las cubiertas para pasatapas.
Hay que lograr que todo encaje no solo en el catálogo, sino también después en la subestación real, con el cable real, el montaje real y los requisitos reales del operador.
Y aquí es donde comienza la diferencia entre ensamblar un sistema con elementos aleatorios y diseñar una solución que tenga sentido como un conjunto.
Porque se puede ver el transformador como un producto independiente, las terminales como un equipamiento independiente y las cubiertas como un accesorio más para pedir. Solo que en la práctica energética, estas cosas no funcionan por separado. Se encuentran en un solo lugar, en una sola acometida, bajo la misma corriente, temperatura y la misma presión de la realidad.
Por eso, lo más sensato es pensar en ellas juntas.
En la oferta de Energeks están disponibles tanto transformadores de aceite de bajas pérdidas de media tensión como transformadores secos de resina. Puedes contactarnos para la selección de terminales de transformador, así como de cubiertas para pasatapas de media tensión.
Gracias a ello, todo el sistema puede seleccionarse de forma coherente, para un proyecto concreto, un modo de tendido de cables, unas condiciones de montaje y los requisitos específicos de cada instalación. Sin adivinanzas, sin improvisaciones al final de la inversión y sin tener que preguntarse nerviosamente si todos los elementos realmente van a trabajar juntos como deberían.
Y esto en el sector energético tiene verdadera importancia.
Porque a veces, la fiabilidad del transformador no la decide solo lo que hay dentro del depósito.
Igual de importante puede ser lo que ocurre en el exterior. En los pasatapas, en las terminales, en la interfaz del cable con el equipo. En todos esos lugares que no causan gran impresión en la foto lejana, pero que, en cambio, pueden marcar una gran diferencia después de varios años de funcionamiento.
Si te gustan las historias técnicas del sector energético contadas sin grandilocuencia pero con respeto por el detalle, te invitamos también a nuestro LinkedIn.
Referencje:
IEEE Power Transformer Handbook
Pfisterer – Technical documentation (MV connection technology)
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