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

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