Cómo se mide una descarga parcial en una subestación: guía para ingenieros de mantenimiento

Qué es una descarga parcial y por qué se mide en subestaciones

Una descarga parcial (DP) es una ruptura eléctrica localizada que no cruza completamente la aislación entre dos conductores, sino que ocurre en un punto débil: una cavidad interna en un cable, una protrusión en un empalme, contaminación superficial en un aislador o un defecto en la interfaz de un terminal. No provoca falla inmediata, pero es un síntoma de degradación progresiva del sistema aislante.

En subestaciones de alta tensión, la medición de DP se usa como herramienta de diagnóstico predictivo sobre transformadores, cables de potencia, GIS (switchgear aislado en gas), terminaciones y empalmes. El objetivo no es solo detectar que existe actividad, sino cubicar su magnitud, ubicarla físicamente y compararla en el tiempo para decidir si un equipo requiere intervención antes de fallar en servicio.

Métodos de medición: eléctrico, UHF y acústico

La norma IEC 60270 establece el método de medición eléctrica convencional, que cuantifica la carga aparente de la descarga en picocoulombs (pC) mediante un circuito de acoplamiento capacitivo. Es el método de referencia para pruebas de fábrica y ensayos de aceptación, pero requiere desenergizar el equipo y montarlo en un circuito de prueba controlado, lo que lo hace poco práctico para diagnóstico en terreno sobre un equipo en servicio.

Para faenas operativas, los métodos no convencionales permiten medir sin libranza:

• UHF (Ultra High Frequency): capta la radiación electromagnética de banda ancha (300 MHz a 3 GHz) que genera la descarga. Es el método estándar para GIS y transformadores con sensores instalados o portátiles tipo antena.
• HFCT (High Frequency Current Transformer): mide el pulso de corriente de alta frecuencia que viaja por la malla de tierra o la pantalla del cable. Es la técnica habitual para diagnóstico de cables de potencia y sus empalmes.
• Acústico (ultrasonido): capta la onda de presión sonora que genera la descarga al ionizar el aire o el aceite. Útil para localizar el punto exacto de la fuente, especialmente en transformadores de poder y equipos con superficie accesible.

Comparación de métodos según aplicación

Procedimiento en terreno: pasos para un mapeo de DP

Un levantamiento de descargas parciales en patio de subestación sigue una secuencia repetible, independiente del método elegido, para asegurar trazabilidad entre mediciones periódicas:

1. Definir el alcance: identificar los equipos críticos según antigüedad, historial de fallas y criticidad operativa (transformadores de poder, cables troncales, GIS).
2. Establecer línea base ambiental: medir el ruido de fondo (corona en líneas cercanas, interferencia de radiofrecuencia) antes de acercarse al equipo bajo prueba.
3. Realizar el barrido con sensor portátil: recorrer el patio o la sala GIS con sensor UHF o acústico, registrando magnitud y ubicación de cada punto con actividad.
4. Capturar el patrón de fase (PRPD): sincronizar la señal con la referencia de 50 Hz para clasificar el tipo de defecto (corona, superficial, cavidad interna, flotante).
5. Documentar y comparar: registrar magnitud en pC o dB, ubicación exacta y patrón de fase, y contrastar contra la medición anterior del mismo equipo.
6. Clasificar severidad y definir acción: según la tendencia (no solo el valor absoluto), decidir si el equipo pasa a monitoreo continuo, inspección detallada o intervención programada.

Cómo interpretar la magnitud: severidad y tendencia

El valor absoluto de la descarga parcial, por sí solo, dice poco sin contexto del equipo y su historial. Un nivel de 50 pC puede ser normal en un cable antiguo con aislación de papel impregnado y anómalo en un cable XLPE nuevo. Por eso, la práctica de diagnóstico predictivo prioriza la tendencia en el tiempo sobre la lectura puntual: un aumento sostenido de magnitud entre mediciones sucesivas es más relevante que un valor aislado, aunque sea alto.

El patrón de fase (PRPD, Phase Resolved Partial Discharge) permite además distinguir el tipo de defecto: una descarga corona típicamente aparece concentrada en el semiciclo negativo, una descarga superficial muestra patrones más dispersos y simétricos, y una descarga en cavidad interna suele presentar pulsos de magnitud más uniforme en ambos semiciclos. Esta clasificación orienta directamente qué inspección física hacer después: revisar terminaciones, buscar contaminación superficial o programar una intervención sobre el aislante interno.

Errores frecuentes que invalidan una medición

El ruido ambiental es la causa más común de falsos positivos y falsos negativos en mediciones de campo. Una subestación de patio convive con corona de líneas cercanas, interferencia de radiocomunicaciones y ruido de conmutación de equipos electrónicos, todo lo cual puede confundirse con actividad de DP real si no se establece correctamente la línea base.

• No establecer línea base de ruido antes de medir, atribuyendo al equipo señales que en realidad vienen del entorno.
• Medir con un solo método cuando el defecto sospechado requiere confirmación cruzada (por ejemplo, UHF más acústico para localizar con precisión en un transformador).
• Comparar valores absolutos entre equipos distintos sin considerar tipo de aislación, antigüedad y fabricante, lo que lleva a conclusiones erróneas de severidad.
• No documentar el patrón de fase, perdiendo la posibilidad de clasificar el tipo de defecto y solo registrando “hay actividad” sin mayor valor diagnóstico.

Frecuencia de monitoreo y evidencia para auditoría

Para equipos críticos en subestaciones troncales, el monitoreo periódico de DP —trimestral o semestral según criticidad— genera una base de datos histórica que sustenta decisiones de mantenimiento basado en condición y sirve como evidencia auditable ante requerimientos de continuidad de servicio. En instalaciones con GIS, algunos operadores optan por sensores UHF instalados de forma permanente con monitoreo continuo, lo que elimina la dependencia de campañas puntuales de medición.

La trazabilidad —fecha, método, magnitud, ubicación y patrón de fase de cada medición, junto con el nombre del responsable técnico— es lo que transforma un dato aislado en un historial defendible frente a una auditoría técnica o un reclamo de garantía.

Qué hacer con el resultado: de la medición a la decisión

Detectar descargas parciales es solo la mitad del trabajo; la otra mitad es decidir la acción correcta según el tipo de defecto identificado. Si el patrón de fase apunta a contaminación superficial en un aislador de patio, la respuesta habitual es limpieza y evaluación de recubrimiento siliconado en la faena. Si el defecto está localizado en un empalme de cable, la acción suele requerir intervención directa sobre ese punto durante la próxima ventana de mantenimiento. En ningún caso conviene ignorar una tendencia creciente esperando que el equipo llegue a falla franca: el valor de la medición predictiva está precisamente en anticipar esa falla con tiempo suficiente para programar la intervención sin detención no planificada.

Preguntas frecuentes