Medición de descargas parciales en transformadores: criterios, métodos y mejores prácticas

Resumen Ejecutivo

La medición de descargas parciales (DP) es una herramienta clave para evaluar el estado del aislamiento en transformadores. El método convencional (IEC 60270) cuantifica la actividad en carga aparente (pC), mientras que los métodos no convencionales (UHF/VHF/acústico) destacan en localización. La combinación inteligente de ambos, con control de ruido y calibración adecuada, habilita diagnósticos confiables en pruebas en servicio y fuera de servicio.

Introducción

Los transformadores están expuestos a mecanismos de degradación del aislamiento que pueden evolucionar hasta fallas catastróficas. Las DP permiten detectar defectos incipientes como vacíos, delaminaciones o partículas libres. En campo, los retos principales son el ruido electromagnético y la correcta selección del método de medida según el objetivo: cuantificar, localizar o monitorear tendencias. Estándares como IEC 60270 y IEC TS 62478 proveen el marco técnico para ejecutar y validar estas mediciones.

Fundamentos y normas aplicables

• Qué medimos:
  • Carga aparente q en Coulomb (habitualmente pC o nC) y tasa de repetición de pulsos, n. El ruido de fondo debe ser caracterizado y mitigado para asegurar sensibilidad suficiente [ID 6, ID 7].
• Tensiones de prueba:
  • Predominantemente en AC; se contemplan mediciones en DC solo para aplicaciones especiales [ID 1, Q30].
• Estándares:
  • IEC 60270: método convencional (medición y calibración estandarizadas; no refiere a un equipo particular) [ID 6, ID 7].
  • IEC TS 62478: métodos no convencionales electromagnéticos (HF/VHF/UHF) y acústicos, de carácter recomendado [ID 6, ID 7].

Mecanismos típicos de DP en transformadores

• Puntas afiladas (núcleo/yugo), partículas libres.
• Descargas y tracking sobre aislamiento sólido.
• Puentes de fibras celulósicas en aceite, inclusiones de gas y vacíos en aceite/sólidos.
• Delaminaciones en papel y sólidos; presencia de humedad (influencia indirecta) [ID 0, Q6].

Métodos de medición y selección según objetivo

• Convencional (IEC 60270):
  • Qué aporta: cuantificación en pC de la descarga aparente y análisis del patrón fase-resuelta (PRPD) para inferir el tipo de defecto [ID 0, Q7].
  • Cuándo usarlo: aceptación en fábrica, mantenimiento con referencia cuantitativa y seguimiento de tendencias.
• No convencionales:
  • UHF/VHF: alta eficacia para localización dentro del tanque; útiles en ambientes ruidosos si se selecciona banda limpia [ID 2, Q35; ID 5].
  • Acústico (sensor piezoeléctrico): localiza por triangulación; permite campañas en servicio con mínima invasividad, aunque requiere barridos sistemáticos y tiempo cuando la actividad es baja [ID 5].
  • Unidades de medida: típicamente microvoltios o dB para UHF; carácter más relativo vs pC del método convencional [ID 3, Q16; ID 2, Q32].

Recomendación de combinación:

• Cuantificar con método convencional y localizar con UHF/VHF o acústico cuando sea necesario. La conveniencia costo-beneficio depende del objetivo, condiciones de ruido y disponibilidad de otras técnicas de diagnóstico [ID 1, Q26].

Configuraciones típicas y prácticas de campo

• Acoplamiento en bushings:
  • Medición en servicio mediante TAP de prueba de las boquillas (método convencional) [ID 3, Q11].
• Disposición del sistema de medida:
  • Mantener la distancia entre el filtro y el capacitor de acoplamiento lo más corta posible para minimizar interferencias; C2 y filtro idealmente en el mismo compartimento [ID 3, Q12–Q13].
• Control de ruido:
  • En subestaciones energizadas, el ruido externo puede influir por tierras compartidas y campos eléctricos. Usar supresión de ruido (gating) y, para UHF/HF, elegir una banda de frecuencia limpia mediante analizador de espectro antes de calibrar [ID 3, Q10; ID 4].
• Calibración:
  • Calibrar el sistema previo a la medición para asegurar trazabilidad y lectura en pC conforme IEC 60270 [ID 0, Q8].
• Tiempo de adquisición:
  • En transformadores, las ventanas de adquisición suelen ser mayores que en máquinas rotantes (más de 1 minuto), especialmente en campañas de monitoreo por fases [ID 0, Q9; ID 5].
• Condición térmica:
  • En mediciones en servicio, esperar la estabilización térmica (horas) antes de registrar para evitar sesgos por inercia térmica del aceite [ID 4].

Diagrama conceptual (descripción)

• Esquema convencional:
  • Objeto bajo prueba (transformador) — C1/C2 del bushing — Filtro/cuadripolo de acoplamiento — Pre-amplificador — Analizador IEC 60270 con módulo de gating y calibrador de carga. El retorno y la referencia de tierra deben ser cortos y de baja inductancia [ID 3, Q14; ID 6/7].

Estrategias de prueba: en servicio vs fuera de servicio

• En servicio (on-line):
  • Ventajas: no invasiva, sin riesgo de envejecimiento inducido, permite medir en diferentes condiciones de carga/temperatura; ideal para monitoreo y screening [ID 4].
  • Consideraciones: selección de banda UHF limpia, gating, y mediciones cuando el equipo esté térmicamente estable [ID 4].
• Fuera de servicio (off-line, inducida):
  • Uso típico: pos-transporte, pos-reparación o comisionamiento; se puede aplicar rampa de tensión (p. ej., hasta 100–120% nominal) energizando por el lado de baja tensión, a frecuencia elevada para evitar saturación (100/120 Hz) y registrar tensiones de ignición/extinción [ID 5].
  • En unidades antiguas: considerar escalones conservadores (20%) y limitar al 100–105% según condición; la prueba no busca estresar innecesariamente el aislamiento [ID 4].
• Nivel de tensión y oportunidad:
  • La decisión depende de la criticidad del activo. En transformadores de alta importancia, las pruebas de mantenimiento suelen planificarse a tensiones elevadas; la conveniencia se ajusta según riesgo y objetivo [ID 0, Q5; ID 1, Q27–Q29].

Criterios de evaluación y toma de decisiones

• Magnitudes clave:
  • Carga aparente (pC), tasa de repetición, patrón PRPD y tensiones de ignición/extinción. En métodos no convencionales, niveles relativos en dB o microV y mapas de intensidad/localización [ID 6, ID 7; ID 2, Q34].
• Cuándo actuar:
  • Las DP entregan información valiosa del estado del aislamiento; la periodicidad de medición y umbrales de alarma deben fijarse por criticidad del transformador. Sistemas de monitoreo pueden operar por fases con umbrales configurables y alarmas a SCADA cuando se exceden valores establecidos [ID 1, Q29; ID 5].
• Ruido vs defecto:
  • El análisis espectral previo, el gating y la coherencia del PRPD ayudan a distinguir interferencias de DP genuinas. En acústico, barrer todas las caras accesibles minimiza falsos negativos cuando el nivel de DP es bajo [ID 3, Q10; ID 5].

Mitigación y corrección de hallazgos

• La solución depende del mecanismo y del equipo:
  • Transformadores: remover puntas afiladas, extraer partículas, atender tracking y delaminaciones; puede requerir descubado para mitigación interna.
  • Máquinas rotantes: refuerzo de aislamiento en zonas críticas.
  • GIS: limpieza de impurezas metálicas internas [ID 2, Q33].

Aplicaciones prácticas

• Comisionamiento y pos-transporte:
  • Prueba off-line con rampa y registro de ignición/extinción; confirmación de ausencia de DP significativa antes de energizar en servicio [ID 5].
• Mantenimiento preventivo:
  • Inspecciones en servicio periódicas con método no convencional para cribado; si se detecta actividad, cuantificar con IEC 60270 y localizar con UHF/VHF o acústico [ID 1, Q27; ID 1, Q26].
• Monitoreo continuo:
  • Sistemas que miden por fases en ventanas de minutos, con umbrales de alarma definidos en pC; ante alarma, se recomienda una campaña de localización dedicada [ID 5].

Consideraciones de seguridad

• Aislar y descargar completamente antes de pruebas off-line.
• Conexiones cortas, limpias y firmes; puestas a tierra dedicadas y de baja impedancia.
• Evitar proximidad a fuentes de interferencia y cumplir procedimientos de trabajo seguro en subestaciones. El método PD no requiere sobredimensionamiento de tensión cuando se ejecuta en línea [ID 4].

Conclusiones Clave

• El método convencional (IEC 60270) es la referencia para cuantificar DP; los métodos no convencionales complementan con capacidad de localización.
• La combinación adecuada, con gestión de ruido (gating y selección espectral) y calibración previa, permite diagnósticos confiables en campo.
• La estrategia (en servicio vs fuera de servicio) debe alinearse con el objetivo (screening, aceptación, pos-reparación, localización) y la criticidad del transformador.

Fuentes de la Base de Conocimiento

• ID 6 y ID 7: Introducción y fundamentos de DP, IEC 60270 e IEC TS 62478; definiciones de carga aparente, tasa de repetición, ruido, ignición y extinción.
• ID 0, Q6–Q9: Mecanismos típicos de DP en transformadores; necesidad de calibración y tiempos de adquisición.
• ID 1, Q26–Q31: Criterios de conveniencia, objetivos de prueba, AC vs DC, precisión relativa de métodos.
• ID 2, Q32–Q35, Q37–Q38: Unidades de medida (pC, microV), mitigación por tipo de equipo, métodos VHF/UHF para localización.
• ID 3, Q10–Q16: Ruido en subestaciones, uso de TAP de boquillas, distancias filtro–acoplamiento, gating y diferencia entre mediciones convencionales y UHF.
• ID 4 y ID 5: Pruebas en servicio vs inducidas; selección de banda limpia, prácticas de rampa de tensión, monitoreo por fases y límites de alarma; consideraciones de estabilidad térmica y alcance del método acústico.