Una descarga parcial es una pequeña descarga eléctrica que cortocircuita solo una parte del aislamiento, en una cavidad, una punta o una superficie contaminada. La prueba la mide por su carga aparente en picocoulombios con el método eléctrico de IEC 60270, o la detecta y ubica con sensores UHF y acústicos. Es la prueba que mejor revela defectos de fabricación o montaje en el aislamiento de media, alta y extra alta tensión antes de que terminen en falla.
Qué es una descarga parcial y qué es la prueba
Una descarga parcial (DP) es una descarga eléctrica localizada que no une los dos electrodos: cortocircuita solo una parte del aislamiento. Aparece donde el campo eléctrico supera la rigidez local: una burbuja de gas en una resina, una cavidad en el papel, una partícula metálica suelta en una GIS, una punta en un conductor o una superficie húmeda o sucia. Cada descarga es muy pequeña, pero se repite en cada ciclo, erosiona el aislamiento y abre caminos que con el tiempo terminan en falla.
La prueba aplica tensión alterna, normalmente por encima de la de servicio en fábrica, y detecta los pulsos que producen esas descargas: pulsos de corriente en el circuito, ondas electromagnéticas de ultra alta frecuencia y ondas acústicas.
Qué mide y qué defecto detecta
Hay tres familias de métodos:
- Eléctrico convencional (IEC 60270). Un capacitor de acoplamiento y una impedancia de medida captan los pulsos de corriente. El resultado es la carga aparente en picocoulombios (pC), después de calibrar el circuito con un calibrador de carga. Se registran también la tensión de aparición y de extinción y el patrón de las descargas respecto a la fase de la tensión (PRPD), que ayuda a reconocer el tipo de defecto.
- UHF. Sensores de ultra alta frecuencia captan las ondas electromagnéticas. Es el método habitual en una subestación GIS y también se aplica en transformadores de potencia con sensores UHF instalados en la cuba. Lo propio de la GIS se explica más abajo.
- Acústico. Sensores sobre la cuba captan el sonido de la descarga y, por diferencia de tiempos, ayudan a ubicarla dentro del transformador.
Defectos que revela: cavidades y delaminaciones en resinas, papel mal impregnado, partículas y protuberancias, malas conexiones de pantallas, bordes afilados, contaminación superficial y, en cables, defectos en empalmes y terminales.
La prueba no mide la humedad ni el envejecimiento general del aislamiento; eso lo hacen la tan δ y la respuesta dieléctrica.
En subestaciones GIS
En una subestación GIS nueva, los defectos del aislamiento casi siempre vienen del montaje: una partícula metálica que quedó dentro de un compartimiento, una protuberancia en un conductor o en la envolvente, una pieza mal conectada que queda flotante o una cavidad en un aislador. Por eso las descargas parciales se miden durante la prueba de tensión soportada en sitio que pide IEC 62271-203, con los sensores UHF que el fabricante instala en la envolvente. La prueba de tensión soportada dice si el aislamiento resiste; la medición de DP dice si quedó un defecto que podría fallar meses después aunque la prueba haya pasado.
El método de IEC 60270 en pC es poco práctico dentro de una GIS en sitio, por el ruido y la gran capacitancia de la instalación, y el UHF no se puede calibrar en picocoulombios. Para que un resultado «limpio» signifique algo, el folleto CIGRE 654 (2016) describe una verificación de sensibilidad en dos pasos: en laboratorio se determina qué pulso inyectado en un sensor equivale, en señal UHF, a un defecto real de referencia; en sitio se inyecta ese pulso en un sensor y se comprueba que los sensores vecinos lo detectan. Sin esa verificación no se puede afirmar que la instalación esté libre de defectos.
El patrón de las descargas respecto a la fase de la tensión ayuda a reconocer el defecto, siempre como orientación:
| Defecto típico en GIS | Rasgo del patrón (orientativo) |
|---|---|
| Partícula libre | Pulsos dispersos, sin relación fija con la fase; suele acompañarse de señal acústica de rebote |
| Protuberancia en conductor o envolvente | Pulsos concentrados en un semiciclo, cerca del pico de tensión |
| Electrodo flotante | Pulsos altos y regulares en ambos semiciclos |
| Cavidad en un aislador | Pulsos en la subida de la tensión, en ambos semiciclos |
Antes de declarar un defecto se descartan la corona en las conexiones de la fuente de prueba, las señales de radio y telefonía y el ruido del propio sistema resonante. Una señal confirmada se ubica comparando amplitudes y tiempos de llegada entre sensores, con apoyo acústico, y se corrige antes de energizar. Los patrones registrados en la puesta en servicio quedan como referencia para el monitoreo durante la vida de la GIS.
A qué equipos y niveles de tensión aplica
| Nivel | Equipos típicos | Fábrica | Puesta en servicio | Mantenimiento |
|---|---|---|---|---|
| BT | No aplica en la práctica | — | — | — |
| MT | Transformadores secos, CT y PT en resina, celdas, cables y accesorios | Sí, de rutina en varios equipos | Cables y celdas, según contrato | En línea o fuera de línea según el equipo |
| AT | Transformadores de potencia, bujes, CT y PT, GIS, cables | Sí, de rutina | GIS (UHF) y transformadores según contrato | En línea con UHF o acústica |
| EAT | Transformadores, reactores, bujes, GIS, cables | Sí, de rutina | GIS y transformadores según contrato | Monitoreo y campañas en línea |
Algunos ejemplos de normas de producto que la incluyen:
- Transformadores de potencia: IEC 60076-3 define la prueba de tensión inducida con medición de descargas parciales (IVPD) y una guía de aplicación en su anexo A.
- Transformadores secos: IEC 60076-11 incluye la medición de descargas parciales entre las pruebas de rutina.
- Transformadores de medida: IEC 61869-1 la incluye como prueba de rutina para equipos con Um de 7,2 kV o más, con niveles admisibles según el tipo de aislamiento y del sistema de puesta a tierra. En su edición de 2007, para un CT o un PT conectado a tierra con aislamiento en líquido o gas, en un sistema con neutro aterrizado (factor de falla a tierra de hasta 1,4), el límite es 10 pC a Um y 5 pC a 1,2 Um/√3; con aislamiento sólido, 50 pC y 20 pC. La edición vigente, de 2023, conserva la medición como rutina con su propia tabla de niveles.
- Bujes: IEC 60137 la incluye entre las pruebas de rutina.
Dónde no aplica: en baja tensión, porque el campo eléctrico no alcanza para producir descargas en condiciones normales. Tampoco tiene sentido medir carga aparente calibrada en un equipo energizado: allí los métodos UHF y acústicos detectan y ubican, pero no reemplazan la prueba de fábrica.
Norma que la define y cómo se interpretan los resultados
IEC 60270 define los términos, la carga aparente, los circuitos de prueba, los instrumentos y su calibración. Su cuarta edición (2025), retitulada Charge-based measurement of partial discharges, reemplazó a la de 2000, se centra en la medición basada en la carga y cubre pruebas con tensión alterna de hasta 500 Hz o con tensión continua. Los métodos electromagnéticos y acústicos se tratan en un anexo informativo, sobre todo para ubicar la fuente. Para transformadores, IEEE C57.127-2018 es la guía de detección, ubicación e interpretación de emisiones acústicas, y el folleto CIGRE 676 (2017) revisa las mediciones en fábrica y en sitio y propone un procedimiento de tres pasos para evaluar un problema de DP.
Cómo se interpreta:
- En fábrica, contra el nivel máximo en pC que fija la norma del producto a las tensiones definidas en ella. Es un criterio de pasa o no pasa.
- En sitio, por comparación con la huella de puesta en servicio, por tendencia y por el patrón PRPD; los niveles en dBm o mV de los métodos UHF no se convierten directamente en pC.
- Tensión de aparición y extinción: una descarga que aparece cerca de la tensión de servicio es más grave que una que solo aparece en sobretensión.
Qué puede falsear el resultado
- Ruido e interferencia en la subestación: efecto corona en conexiones, radio, telefonía celular, convertidores. Hay que medir y documentar el ruido de fondo antes de energizar el objeto.
- Corona externa en cables de prueba, bordes de conectores o terminales sin anillos, que se confunde con descargas internas.
- Calibración omitida o hecha con otro montaje; en IEC 60270 cada montaje se calibra.
- Humedad superficial en bujes y terminales.
- Contactos flotantes o puestas a tierra flojas que descargan por sí mismos.
Qué hacer si el resultado sale mal
- Descarte fuentes externas: corona de la conexión, ruido de fondo, superficies húmedas.
- Caracterice la descarga: tensión de aparición, patrón PRPD y comparación entre fases.
- Ubíquela con métodos acústicos o UHF.
- Complemente con análisis de gases disueltos: el hidrógeno es un gas típico de las descargas en aceite.
- Defina con el fabricante si el equipo puede seguir en servicio con monitoreo o debe intervenirse.
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Referencias
- IEC 60270:2025, High-voltage test techniques – Charge-based measurement of partial discharges.
- IEC 60076-3, Power transformers – Part 3: Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air.
- IEC 60076-11, Power transformers – Part 11: Dry-type transformers.
- IEC 61869-1:2023, Instrument transformers – Part 1: General requirements.
- IEC 60137, Insulated bushings for alternating voltages above 1 000 V.
- IEEE Std C57.127-2018, Guide for the Detection, Location and Interpretation of Sources of Acoustic Emissions from Electrical Discharges in Power Transformers and Power Reactors.
- CIGRE Technical Brochure 676, Partial discharges in transformers, 2017.
- CIGRE Technical Brochure 654, UHF partial discharge detection system for GIS: application guide for sensitivity verification, 2016.
- IEC 62271-203, High-voltage switchgear and controlgear – Part 203: AC gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV.
Preguntas frecuentes
¿Qué es un picocoulombio (pC) en una prueba de descargas parciales?
Es la unidad de la carga aparente que define IEC 60270: la carga que, inyectada en los terminales del equipo, produce la misma lectura que la descarga real. No es la carga que se movió dentro del defecto, por eso el sistema se calibra en cada montaje con un calibrador de carga.
¿Se pueden medir descargas parciales con el equipo energizado?
Sí. Los métodos UHF y acústicos, y algunos eléctricos con sensores en la toma de los bujes o en las pantallas de cables, se usan en servicio. Detectan y ubican la actividad, pero no dan una medición calibrada en pC como la prueba de IEC 60270.
¿Por qué no se miden descargas parciales en baja tensión?
Porque con las tensiones de baja tensión el campo eléctrico rara vez alcanza el valor necesario para que una cavidad o una punta descarguen. La prueba tiene sentido donde el esfuerzo dieléctrico es alto: media, alta y extra alta tensión.