Introducción
En subestaciones eléctricas tanto GIS (Gas Insulated Substation) como AIS (Air Insulated Substation), las descargas parciales (DP) representan un riesgo silencioso que puede comprometer el sistema de aislamiento y la continuidad del servicio. Su detección temprana es clave para prevenir fallas costosas y planificar mantenimientos efectivos.
Por ello, las pruebas de DP —tanto offline como online— se han consolidado como una herramienta esencial en el mantenimiento predictivo de transformadores, cables, generadores y otros equipos críticos dentro de las subestaciones. En este artículo se analizan sus principales métodos, beneficios y el papel que cumple ENERGISAR S.A.S. como especialista en diagnóstico avanzado y ejecución de estas pruebas en campo con altos estándares técnicos.
¿Qué son las descargas parciales y por qué son relevantes en subestaciones GIS?
De acuerdo con la norma IEC 60270; Las descargas parciales se definen como descargas eléctricas localizadas que generan un “puente parcial” en el aislamiento entre conductores el cual puede o no ocurrir adyacente a un conductor. Esto significa que una descarga parcial puede ocurrir en cualquier zona del aislamiento, especialmente en las zonas más débiles o deterioradas.
En esencia, las descargas parciales son fenómenos eléctricos localizadas que ocurren dentro de un sistema de aislamiento sin causar un cortocircuito completo entre los conductores; estas generalmente son producidas por esfuerzos eléctricos o por estrés dieléctrica cuando los equipos son sometidos a Altas Tensiones.
En los sistemas GIS, donde el aislamiento es provisto por gas SF₆ a presión, estas descargas pueden originarse por contaminación interna, defectos de fabricación, errores de montaje o condiciones operativas severas. Al tratarse de un sistema completamente sellado, las fallas internas no son visibles y requieren técnicas especializadas para su detección.
Las pruebas de DP (como indicador del desempeño de un sistema de aislamiento) permiten detectar defectos que otras pruebas dieléctricas —como resistencia de aislamiento, tangente delta o corriente de fuga— no logran identificar. Su carácter diferenciador es su capacidad de detectar fallas incipientes y la ubicación específica del defecto antes de que se convierta en una falla total.
Tipos de Descargas Parciales
Las descargas parciales (DP) pueden adoptar diferentes formas dependiendo de su ubicación y del tipo de defecto presente en el sistema de aislamiento. Cada tipo tiene características propias, causas específicas y un nivel de riesgo asociado. Comprenderlas es fundamental para un diagnóstico preciso y una estrategia de mantenimiento efectiva.
A continuación, se describen algunos de los principales tipos de DP identificados por ENERGISAR S.A.S. de acuerdo con su experiencia en campo:
• Descargas Internas
• Descargas Superficiales
• Descargas de Efecto Corona
• Descargas Flotantes
- Fallas Internas o de Vacío:
Ocurren en el interior del material aislante, típicamente en burbujas de aire o zonas de delaminación. Suelen originarse por deficiencias en fabricación, impregnación de resinas o envejecimiento térmico por el estrés que el equipo soporta durante su funcionamiento.
Son altamente destructivas y pueden derivar en la falla completa del sistema de aislamiento si no son detectadas a tiempo.
¿Por qué preocupan?
Estas descargas son las más peligrosas, porque no se ven y con el tiempo degradan el aislamiento desde adentro, hasta causar fallas graves.
- Descargas Superficiales
Se propagan sobre la superficie de materiales aislantes, recubrimientos de cables o zonas expuestas de transformadores. Es una de las formas más peligrosas de DP, ya que puede erosionar rápidamente el aislamiento, facilitando el inicio de un arco eléctrico.
Este tipo de descarga suele estar asociada a condiciones ambientales adversas, como la contaminación superficial, humedad, intrusión de agua o mal diseño del aislamiento. También puede ser provocada por la acumulación de partículas conductoras sobre aisladores.
¿Por qué preocupan?
Aunque pueden ser visibles o audibles, si no se controlan, erosionan poco a poco la superficie del material, hasta perforarlo.
- Descargas de Efecto Corona:
Aparecen cuando el campo eléctrico es muy fuerte e ioniza el aire alrededor de bordes vivos o elementos conductores. Se caracteriza por un resplandor visible, un zumbido característico y la generación de ozono. Aunque a menudo son subestimadas, contribuyen a la degradación progresiva del aislamiento y pérdidas energéticas.
¿Por qué preocupan?
Aunque parecen inofensivas, con el tiempo deterioran y pueden acelerar el envejecimiento del sistema de aislamiento provocando pérdidas de energía y fallas a futuro.
- Descargas Flotantes:
Surgen entre elementos metálicos que no están debidamente aterrizados. Piezas sueltas como tornillos, abrazaderas o láminas metálicas pueden actuar como electrodos flotantes y, al cargarse eléctricamente, producir descargas repentinas.
¿Por qué preocupan?
Este tipo de DP generan señales erráticas y difíciles de identificar, pero representan un riesgo importante de evolución hacia un arco total.
Métodos de Medición de Descargas Parciales: Técnicas Clave para Equipos GIS y de Alta Tensión
Existen múltiples métodos para detectar DP, que van desde técnicas convencionales hasta soluciones avanzadas no invasivas. ENERGISAR S.A.S. cuenta con aliados estratégicos los cuales cuentan con equipos especializados para la medición de DP.
Para los métodos de detección de descargas parciales, existe una amplia gama de sensores que van desde acopladores de ultra alta frecuencia (UHF), transformadores de corriente de alta frecuencia (HFCT), ultrasonidos hasta detectores de tensión transitorio de tierra (TEV).
- Método convencional (IEC 60270)
Título: High-voltage test techniques – Partial discharge measurements
Aplicación principal: Medición de descargas parciales (DP) en equipos eléctricos de alta tensión.
Características clave:
- Norma base y general para la medición de DP en equipos de alta tensión.
- Define métodos de medición, condiciones de ensayo, instrumentación, y calibración.
- Se aplica en laboratorios de pruebas de alta tensión para ensayos de tipo o rutina
- Describe el uso del acoplador de medición (capacitivo), filtros, amplificadores y registradores.
- No establece criterios de aceptación específicos — estos se definen en normas de producto.
Principio: Mide la carga aparente (en pC) mediante acoplamiento capacitivo.
Tipo de ensayo: La norma propone varias alternativas de inyección de tensión para el desarrollo de las pruebas de descargas parciales, entre ellos el más utilizado es el siguiente método:
- Con tensión variable para determinar:
- Tensión de inicio (inception voltage) de DP.
- Tensión de extinción (extinction voltage).
Entre las configuraciones entre el equipo de prueba de DP y el objeto bajo prueba se encuentra el siguiente:
Figura 1. Configuración para el método convencional acorde a la norma IEC 60270 [2]
- Instrumentación:
- Fuente de alta tensión
- Objeto bajo prueba (Ca)
- Capacitor de acoplamiento (Ck)
- Acoplador (dispositivo de acoplamiento – CD): permite inyectar señales de calibración y extraer señales de DP.
- Filtro o adaptador de impedancia (Z)
- Instrumento de medición (MI): puede ser de banda ancha o angosta.
- Calibrador de impulsos (Qk)
La norma establece que antes de usar el equipo para las mediciones de las descargas parciales, primero hay que calibrar el equipo con un calibrador de impulsos el cual simula la ocurrencia de una descarga parcial inyectando una carga conocida; por ejemplo, 10 pC, 50 pC, 100 pC en un tiempo corto (≤1 µs).
Especificaciones de la calibración:
- Error máximo permitido en la medición de carga aparente: ±10 % o ±1 pC (lo que sea mayor).
- Se deben usar impulsos de calibración con repetición suficiente para simular una situación real.
- Método UHF (Ultra High Frequency) – [100 MHz a 2 GHz]
La interpretación de las descargas parciales puede ser vista mediante pulsos cuya forma es variable dependiendo de la intensidad de la descarga; estas producen oscilaciones de frecuencia ultra alta en el sistema las cuales se propagan a la velocidad de la luz. Una de las formas para detectar estos pulsos es mediante las antenas UHF los cuales, en conjunto con un sistema de medición adecuado, permiten detectar las fuentes de descargas parciales; la magnitud de la señal detectada depende en gran medida de la ubicación y, en menor medida de la orientación de la falla o defecto y el acoplador usado para la medición. Adicionalmente, se pueden realizar análisis complementarios con ayuda de equipos especiales como analizadores de espectros (estos pueden ayudar a determinar el tipo de descarga parcial que se está detectando).
La relación entre señal – ruido y por tanto la sensibilidad del método UHF son factores importantes para el éxito que este método ha demostrado obtener para la detección tanto de fallas críticas como de fallas no críticas en una GIS, estos factores se pueden mejorar mediante amplificadores, filtros como de acopladores adecuados.
En subestaciones aisladas en gas SF6 tipo GIS, este método y el método acústico son uno de los métodos más usados para la detección de DP.
- Principio: Detecta las ondas electromagnéticas de alta frecuencia generadas por las DP dentro del compartimento GIS.
- Sensores: Utiliza sensores internos – Antenas UHF (acopladas durante fabricación de la GIS) o sensores/acopladores externos.
- Ventajas:
- Alta inmunidad al ruido eléctrico del entorno.
- Permite tanto medición offline como monitoreo online continuo.
- No interfiere con la operación normal del equipo.
- Compatible con sensores internos integrados en GIS o sensores externos (acopladores).
- Uso típico: pruebas durante la puesta en servicio y monitoreo permanente en GIS.
El método UHF ha demostrado ser tan sensible y eficiente como el método convencional tratado en la norma IEC 60270 para la detección de fuentes de DP gracias al bajo nivel de ruido externo. La deficiencia del método UHF es que no permite conocer o estimar con exactitud la carga aparente de la falla como lo hace el método convencional tratado en la norma IEC 60270.
- TEV (Transitorios de Voltaje en Envolvente)
- Principio: Capta las ondas de alta frecuencia que se propagan internamente por la envolvente metálica del equipo.
- Aplicación: DP internas, especialmente en celdas metálicas y aparamenta de media tensión.
- Ventajas:
- Técnica no invasiva.
- Ideal para celdas de media tensión metálicas (no funciona tan bien para las GIS).
- HFCT/RFCT – Transformadores de Corriente de Alta Frecuencia
Este método emplea sensores de corriente (Transformadores de corriente) de alta frecuencia (HFCT) o radiofrecuencia (RFCT) instalados alrededor de conductores de tierra o pantallas metálicas.
- Aplicación: monitoreo online de cables de potencia, incluyendo cables conectados a GIS.
- Ventajas:
- Permite realizar pruebas sin sacar de servicio el cable.
- Requiere pocos recursos y tiempo.
- Detecta pulsos de DP que se propagan por la pantalla hacia tierra.
- Método Acústico
El método acústico para detección de descargas parciales en subestaciones GIS se basa en la captura de señales mecánicas (ondas acústicas) generadas por dos fenómenos: impactos de partículas móviles contra la envolvente metálica o por ondas de presión generadas por descargas parciales en defectos fijos. Estas ondas se propagan por el gas SF₆ y se transfieren a la carcasa metálica, donde pueden ser detectadas mediante sensores acústicos externos.
• Principio: Detecta ondas mecánicas (vibraciones) producidas por DP o partículas móviles y transmitidas a la envolvente metálica.
Sensores:
- Acelerómetros: Detectan aceleración en la carcasa.
- Sensores AE (emisión acústica): Detectan velocidad de vibración. Operan por encima de 100 kHz.
Ventajas:
- Alta sensibilidad a partículas móviles (señales >1 MHz).
- Útil para localizar defectos por tiempo de vuelo (ToF).
- Complementa métodos UHF y convencionales.
Uso típico: Diagnóstico de defectos internos durante mantenimiento o puesta en servicio. Especialmente útil para detectar partículas sueltas, o Protuberancias.
La efectividad depende de la distancia al defecto y la ubicación del sensor, ya que las señales se atenúan al atravesar bridas o secciones mecánicas.
Desventajas:
- Alta atenuación de la señal con la distancia.
- Sensibilidad limitada si el sensor no está cerca del defecto.
- Difícil identificar el tipo exacto de descarga.
- Afectado por ruido mecánico externo.
- No mide carga aparente (pC) como el método IEC 60270.
De las pruebas previamente mencionadas, en subestaciones de tipo GIS, el método UHF sigue siendo el más confiable y recomendado, tanto para pruebas puntuales como para monitoreo continuo del sistema; Para ENERGISAR SAS este método le ha permitido obtener diagnósticos precisos y confiables y así la satisfacción de sus clientes. Sin embargo, el uso combinado de varios de los métodos previamente descritos ofrece una visión más completa del estado del aislamiento y mejora la precisión del diagnóstico.
En el mercado, existen diversos tipos de sensores para la detección de descargas parciales (DP), cada uno diseñado para captar diferentes fenómenos físicos asociados a la ocurrencia de dichas descargas. Además, hay una amplia gama de equipos de medición avanzados que integran canales independientes, capaces de detectar señales en distintos rangos de frecuencia de manera simultánea, permitiendo la configuración y uso de múltiples sensores en una misma sesión de diagnóstico. Esta capacidad facilita un análisis más completo, mejorando la localización y caracterización de las fuentes de descarga parcial en sistemas de alta, media y baja tensión. Entre los sensores más conocidos y nombrados con anterioridad están:
Entre los sensores más conocidos y nombrados con anterioridad en los métodos de detección están:
- Sensor ultrasónico AE (Acoustic Emission): Detecta ondas acústicas generadas por la energía liberada en una descarga parcial. Es especialmente útil para detectar descargas en aire o en materiales sólidos con acceso superficial. Suele aplicarse en Transformadores de potencia y en sistemas de conmutación de alta tensión; Interruptores – seccionadores (HV Switchgear),
- Sensor HFCT (High-Frequency Current Transformer): Mide las corrientes de alta frecuencia inducidas en los conductores de puesta a tierra, típicas de una descarga parcial. Es ampliamente utilizado en cables de potencia y transformadores, pues permite una detección no invasiva sin necesidad de des-energizar el sistema.
- Sensor UHF (Ultra High Frequency): Diseñado para captar señales electromagnéticas de muy alta frecuencia (hablando en términos de mega hertz), generadas por las descargas parciales. Es especialmente útil en equipos blindados como GIS (Gas Insulated Switchgear) y transformadores de potencia sellados, donde las señales acústicas y de baja frecuencia pueden estar atenuadas. Sin embargo, también son usados en cables de alta tensión y en sistemas de conmutación (Switchgear).
- Sensor TEV (Transient Earth Voltage): Capta las tensiones transitorias que se propagan por la superficie de los equipos metálicos a causa de las descargas parciales internas. Es comúnmente empleado en celdas de media tensión con aislamiento en aire o en materiales sólidos como el epóxico o en general en sistemas de conmutación (switchgear).
Métodos para el diagnóstico de descargas parciales
La reflectometría y el análisis de fase resuelta (PRPD)— son técnicas avanzadas utilizadas en la interpretación y diagnóstico de descargas parciales (DP), pero con enfoques y aplicaciones distintas.
1. Método de Reflectometría (TDR – Time Domain Reflectometry)
¿Qué es?
Es una técnica basada en la propagación y reflexión de pulsos eléctricos a lo largo de un conductor (como cables de potencia). Cuando hay una discontinuidad o defecto (como una descarga parcial activa), parte de ese pulso se refleja, y esa reflexión puede ser detectada y analizada.
¿Cómo se aplica en DP?
En el contexto de descargas parciales, la reflectometría no solo detecta que hay una descarga, sino que ayuda a localizar espacialmente el origen del defecto en el cable o en tramos de conexión a GIS.
Principales características:
- Alta utilidad en cables de media y alta tensión.
- Permite determinar la distancia al defecto con buena precisión.
- Se emplea más comúnmente en pruebas offline, aunque existen configuraciones online.
Limitaciones:
- Requiere calibración precisa.
- Más útil para sistemas lineales (como cables) que para compartimentos cerrados como GIS.
2. Método de Análisis de Fase Resuelta (PRPD – Phase Resolved Partial Discharge)
¿Qué es?
El análisis PRPD es una técnica que registra la amplitud, frecuencia y fase eléctrica de las descargas parciales (DP) respecto al ciclo de tensión de alimentación (normalmente una señal AC de 50 o 60 Hz). El objetivo es asociar cada pulso de descarga con el ángulo de fase en el que ocurre, lo que permite identificar patrones característicos según el tipo de defecto.
¿Cómo se aplica?
Durante una medición de DP, el equipo de prueba detecta impulsos individuales (pulsos de corriente o señales UHF, HFCT, etc.) y sincroniza su ocurrencia con la forma de onda de tensión aplicada. Esta sincronización permite construir un gráfico de tipo “mapa” llamado diagrama PRPD, que se representa típicamente con estos tres ejes:
- Eje X: fase del ciclo de tensión (0° a 360°)
- Eje Y: magnitud de la descarga (en picocoulombs, mV, dBm, según el método)
- Eje Z / color: número de repeticiones (densidad de ocurrencias)
Ventajas:
- Permite identificar el tipo de descarga parcial sin intervención física.
- Es muy útil en ensayos de fábrica, laboratorio y también en campo.
- Aplicable en GIS cuando se utiliza con sensores adecuados (por ejemplo, UHF con sincronización de fase).
Limitaciones:
- Requiere que la persona quien realiza la prueba tenga experiencia en interpretación de patrones.
- los patrones PRPD no son estáticos y pueden evolucionar con el tiempo.
- La señal debe estar sincronizada con la tensión de alimentación para obtener datos fiables.
- Puede verse afectado por ruido eléctrico si no se usan filtros adecuados o sensores apropiados.
Algunos ejemplos de los patrones que se podrían observar con el método de fase resuelta según el tipo de descarga son los siguientes:
- Para descargas de tipo corona :
Figura 2. Método de fase Resuelta. Patrones para descargas de tipo corona tanto negativas como positivas en aire [1]
- Para descargas de tipo superficial:
Figura 3. Método de fase Resuelta. Patrones para descargas de tipo superficiales en aire (izquierda) y en aceite (derecha) [1]
- Para descargas de tipo internas:
| Figura 4. Método de fase resuelta. patrón de referencia para descargas de tipo internas [1] |
Acorde a la norma IEC 62271-203, el valor máximo permitido en carga aparente no debe ser superior a los 5 pC para los equipos mayores 52 kV aislados en gas SF6 (GIS).
Sin embargo, algunos equipos, como los transformadores de voltaje aislados con líquido, inmersos o sólidos, tienen un nivel de descarga parcial aceptable superior a 5 pC, de acuerdo con su norma específica. Esto aclara que ciertos equipos, por su diseño o norma aplicable, pueden aceptar niveles más altos de descarga parcial.
En ENERGISAR S.A.S. los criterios de aceptación se aplican siempre de acuerdo con las normas internacionales, las especificaciones del fabricante y la criticidad del activo, garantizando tanto la seguridad como la confiabilidad a largo plazo.
Pruebas ON-LINE y OFF-LINE
Según la característica de la prueba, estas se pueden desarrollar con el equipo o sistema energizado -ONLINE o con el sistema des energizado -OFFLINE.
- Pruebas de Descargas Parciales OFFLINE
Las pruebas offline se realizan con el equipo des-energizado y aislado tanto de la carga como de la fuente de alimentación. Usualmente se realizan durante la fase de puesta en servicio, mantenimiento programado o diagnóstico profundo. Estas pruebas permiten aplicar voltajes controlados mayores a los nominales para estresar el aislamiento y detectar posibles defectos latentes.
Características clave:
- Alta sensibilidad: permiten detectar defectos mínimos en condiciones controladas.
- Tecnologías utilizadas: sistemas de acoplamiento UHF integrados en la GIS, sensores capacitivos y análisis de patrón de fase (PRPD).
- Ventaja: se pueden realizar sin la influencia del ruido eléctrico de la red.
- Limitación: requieren desconexión del equipo, por lo que deben planearse cuidadosamente.
Estas pruebas son ideales para detectar problemas post instalación, evaluar la calidad del montaje además de verificar la condición del aislamiento tras una intervención mayor.
- Pruebas de Descargas Parciales ONLINE
Las pruebas online se ejecutan con la subestación energizada y en operación normal. Esta modalidad permite monitorear el comportamiento real del aislamiento bajo condiciones operativas, sin necesidad de detener el servicio.
Ventajas principales:
- No requiere desconexión: ideal para instalaciones críticas o de difícil acceso sin interrumpir el servicio.
- Monitoreo en tiempo real: permite establecer tendencias y tomar decisiones basadas en datos.
- Detección temprana: es posible identificar defectos incipientes que aún no representan una amenaza inmediata.
Para esto, se utilizan sensores UHF instalados de manera fija en los compartimentos GIS, o acopladores temporales que captan emisiones electromagnéticas producidas por las DP. Estos sensores se conectan a analizadores que interpretan la señal, generando informes con patrones específicos que indican el tipo de defecto y su evolución.
Conclusión
Las descargas parciales son señales tempranas del deterioro del aislamiento en sistemas de media y alta tensión, y su detección en subestaciones GIS es esencial debido a la criticidad de las fallas internas y la limitada accesibilidad del sistema. Métodos como el UHF y el acústico permiten identificar estas descargas, aunque su sensibilidad depende de factores como el tipo y ubicación del defecto, el acoplador, el equipo de medición y el entorno de ruido. Mientras el UHF ofrece mayor alcance, el acústico es más limitado en distancia. Detectar las fallas a tiempo mediante pruebas adecuadas permite tomar decisiones estratégicas de mantenimiento, evitar fallas costosas y catastróficas además de optimizar la vida útil de los activos.
ENERGISAR S.A.S. se mantiene a la vanguardia en la evolución de estas técnicas, incorporando constantemente tecnologías de última generación que permiten realizar mediciones más precisas, confiables y adaptadas a las necesidades específicas de cada cliente.
ENERGISAR S.A.S. cuenta con un equipo técnico altamente calificado y tecnología de última generación para realizar pruebas de descargas parciales tanto offline como online, ajustándose a los requerimientos específicos de cada instalación. Si deseas fortalecer tu estrategia de mantenimiento predictivo y garantizar la confiabilidad de tus activos eléctricos, contáctanos y agenda una asesoría con nuestros especialistas.
Referencias
[1] M. G. Niasar, “Partial Discharge Signatures of Defects in insulation Symtems Consisting of Oil and Oilimpregnated Paper,” KTH School of Electrical Engineering, 2012. Web: https://www.diva-portal.org/smash/get/diva2:572145/FULLTEXT01.pdf
[2] IEC 60270 Standard CONSOLIDATED VERSION. High-voltage test techniques – Partial discharge measurements. Edition 3. 1 201 5-1 1