Fundamentos del transformador sumergido en aceite: interior del tanque

Consulte el sistema desde cuatro perspectivas

Examine primero la ruta eléctrica y luego las rutas de aislamiento, térmica y de mantenimiento. Los nombres, indicadores, códigos e informes de laboratorio describen solo una parte del sistema completo.

Cuando necesite seleccionar un modelo, confirmar valores nominales o definir la configuración de un proyecto, consulte las soluciones de transformadores sumergidos en aceite de Toplit. Este artículo se limita a explicar los principios de construcción.

1. ¿Qué es un transformador sumergido en aceite?

Un transformador sumergido en aceite es un tipo de transformador cuyo núcleo magnético y devanados están alojados en un tanque lleno de aceite u otro líquido aislante aprobado. También puede encontrar las expresiones transformador lleno de aceite o el término más amplio transformador lleno de líquido. El líquido ayuda a aislar los conductores energizados y funciona como medio de refrigeración.

El nombre describe la construcción, no las condiciones de servicio. Tanto los transformadores de potencia como los de distribución pueden usar aislamiento líquido. Una unidad de subestación, un transformador colector de energía renovable y una unidad más pequeña de distribución de potencia pueden compartir el mismo medio básico, aunque sus interfaces de alta y baja tensión, valores nominales, accesorios y requisitos de evidencia sean muy distintos.

Por ejemplo, la página comercial de Toplit publica gamas distintas para las clases de 6/6.3/10 kV y 35/38.5 kV. Esto demuestra por qué el término sumergido en aceite no basta para seleccionar una unidad: aún deben definirse el nivel exacto de tensión, la capacidad nominal del transformador, la frecuencia, la impedancia, el grupo vectorial, el rango de tomas, la tabla de pérdidas, las condiciones del sitio y las normas aplicables. El riesgo de incompatibilidad es real: una búsqueda de 36 kV o la etiqueta 5 MVA no definen todas las condiciones de servicio del proyecto. La IEC 60076-1 establece requisitos generales, pero la especificación del proyecto y los registros de la unidad deben aportar los datos que faltan.

Esta distinción también evita una confusión regulatoria frecuente. El Departamento de Energía de Estados Unidos emplea una definición específica para los transformadores de distribución sujetos a su regulación; es más limitada que el uso habitual en ingeniería de transformador sumergido en líquido. No suponga que todas las unidades llenas de aceite pertenecen a la misma categoría de mercado.

Los resultados de búsqueda también agrupan muchos tipos de equipos sumergidos en aceite que se utilizan en transmisión y distribución. Esos transformadores eléctricos no son intercambiables. Cualquier tipo de transformador sumergido en aceite anunciado desde kVA hasta 5 MVA puede servir en sistemas eléctricos de menor o mayor tensión, pero ese rango tampoco determina si es adecuado para el proyecto. Los transformadores de tensión pertenecen a una categoría aparte de transformadores de instrumento y no deben confundirse con los equipos de redes eléctricas de potencia que se analizan aquí.

2. Principio de funcionamiento del transformador sumergido en aceite: núcleo, devanados y líquido

El principio de funcionamiento de la construcción de un transformador sumergido en aceite comienza con la inducción electromagnética. La corriente alterna en el devanado primario produce un campo magnético variable en el núcleo de hierro. Ese flujo variable se acopla al devanado secundario e induce tensión. La relación de transformación ideal se obtiene de la relación entre el número de espiras:

En un ejemplo didáctico sencillo de 10:1, una espira secundaria por cada diez espiras primarias produce una relación de tensión idealizada de 10:1. Este ejemplo adimensional no considera la resistencia de los devanados, el flujo de dispersión, la corriente de excitación, la impedancia, las distancias de aislamiento en aire, las pérdidas, la temperatura ni la carga. No es un cálculo para un proyecto.

¿Cómo funcionan los transformadores llenos de líquido?

El circuito magnético conduce el flujo; los devanados transfieren energía eléctrica mediante la inducción electromagnética; el sistema de aislamiento mantiene separados los conductores y las partes puestas a tierra; y el líquido transporta el calor desde la parte activa hacia las paredes del tanque o los radiadores. Las boquillas o pasatapas proporcionan una vía aislada entre los devanados internos y los circuitos externos. Un cambiador de tomas modifica la relación efectiva entre espiras dentro del rango previsto. El desempeño real del transformador depende de estos sistemas interconectados, no solo de la relación entre espiras.

El aceite no genera la transformación de tensión; esta se debe a la disposición del núcleo y los devanados. El líquido proporciona el entorno en el que funcionan los diseños eléctricos y térmicos: ayuda a refrigerar y aislar, pero no compensa un valor nominal inadecuado ni la falta de datos del proyecto. Esta distinción importa en aplicaciones de 50 Hz o 60 Hz, porque atribuir la transformación al fluido oculta las verificaciones de diseño magnético, dieléctrico y térmico que exige por separado la IEC 60076-1.

3. Interior del tanque: las cuatro rutas funcionales

Las listas de componentes son más útiles cuando se asigna cada elemento a una ruta funcional. El siguiente mapa de consulta en cuatro perspectivas relaciona los componentes con lo que pueden ayudarle a entender y lo que no pueden demostrar por sí solos. Así se evita tomar una sola observación como evidencia del estado de toda la unidad.

Algunos elementos intervienen en varias rutas funcionales. Las boquillas o pasatapas forman parte de la ruta dieléctrica y también conducen corriente al circuito externo; los radiadores de refrigeración pertenecen a la ruta térmica, pero sus válvulas determinan su eficacia; el cambiador de tomas puede ajustar la relación (ruta eléctrica) y quizá incluya su propio tanque o sistema de manejo de líquidos. Es una guía, no una herramienta para diagnosticar fallas.

La regla práctica consiste en evaluar cada observación según su ruta funcional. Una temperatura normal del líquido no demuestra el estado dieléctrico, y una medición satisfactoria de la relación de transformación no verifica que la refrigeración esté disponible. Considerar el núcleo y los devanados, el líquido, el tanque y los accesorios como un solo objeto oculta esos límites.

4. Función del aceite del transformador y lo que no puede demostrar

El aceite del transformador cumple dos funciones relacionadas: el aislamiento dieléctrico y la transferencia de calor. CIGRE resume ambas en una frase breve:

«Los líquidos cumplen dos funciones principales: refrigerar y actuar como aislantes eléctricos».

El fluido llena los espacios alrededor de la parte activa, forma parte del sistema de aislamiento y transfiere calor a las superficies de refrigeración. El riesgo práctico está en atribuirle demasiado a la denominación del fluido, pues el nombre por sí solo no verifica las distancias de aislamiento en aire, el desempeño del aumento de temperatura ni la compatibilidad con todos los empaques, recubrimientos y materiales aislantes.

¿Por qué se sumergen los transformadores en aceite?

La inmersión permite que el líquido esté en contacto con el conjunto del núcleo y los devanados y circule por los canales previstos. Cuando el líquido más caliente asciende y el más frío desciende, la convección natural puede transportar calor hacia el tanque o el radiador. Los sistemas con bomba añaden circulación forzada. El aceite aislante también ocupa espacios que, de otro modo, requerirían un diseño dieléctrico distinto. La expresión «lleno de aceite» no indica la temperatura de funcionamiento permitida, la carga ni la vida útil.

El aceite mineral, el éster natural y el éster sintético son familias de fluidos, no opciones aprobadas que puedan intercambiarse sin más. Pueden diferir en su comportamiento de refrigeración, desempeño dieléctrico, respuesta a la oxidación, interacción con la humedad, propiedades frente al fuego y compatibilidad con materiales. CIGRE señala que las reglas de dimensionamiento establecidas para el aceite mineral no se aplican automáticamente a los líquidos más nuevos. Incluso expresiones como «aceite vegetal ecológico» son demasiado generales para demostrar la biodegradabilidad, la clasificación de resistencia al fuego, el comportamiento frente a la corrosión o la aceptación en el destino de un producto específico.

5. Códigos de refrigeración explicados: ONAN, ONAF, OFAF y ODAF

Los códigos IEC de refrigeración de cuatro letras describen el medio interno y su circulación, seguidos del medio externo y su circulación. Indican cómo se disipa el calor. Por sí solos, no especifican la temperatura del transformador ni la de la capa superior de aceite, ni autorizan a operar por encima del valor nominal de placa.

En la refrigeración ONAN, la flotabilidad impulsa el movimiento del aceite y del aire. ONAF añade flujo externo de aire asistido por ventiladores. OFAF añade circulación forzada del aceite, mientras que ODAF dirige el aceite forzado a través de los canales previstos en los devanados. La presencia de ventiladores o bombas no supone un aumento porcentual genérico. IEEE C57.91-2025 considera en conjunto el escenario de carga, la temperatura ambiente, la altitud, la técnica de refrigeración, los equipos auxiliares y las consecuencias térmicas. El riesgo de incompatibilidad aparece cuando el comprador considera que un cambio en el código de refrigeración aumenta automáticamente la capacidad, porque incluso un caso de carga del 100% del valor nominal de placa depende de la temperatura ambiente, la altitud, los controles y la etapa de refrigeración aprobada que se hayan especificado. La capacidad nominal del transformador y la de cada etapa de refrigeración aprobada deben estar respaldadas por evidencia específica de la unidad.

6. Conservador y sistemas herméticamente sellados: dos disposiciones comunes para la expansión

El volumen del líquido cambia con la temperatura. Todo sistema de conservación debe admitir ese movimiento y gestionar el contacto del líquido con el aire u otro gas. Las disposiciones con conservador y tanque sellado son comunes, pero no constituyen toda la clasificación.

El respirador del transformador forma parte de la ruta de intercambio de aire en un sistema con conservador respirante. Por lo general, está diseñado para limitar la humedad del aire que entra por esa ruta. Los sistemas con conservador sellado pueden incorporar una membrana; otros diseños pueden usar una envolvente de gas a presión positiva, un espacio de gas sellado en el tanque principal o una disposición de respiración libre. CIGRE señala que no existe un código normalizado único, comparable al sistema de códigos de refrigeración, que distinga todos los tipos principales de conservación.

Este contexto importa más allá de identificar los componentes, porque el gas puede quedar retenido o perderse de distintas maneras. También explica por qué la construcción de un transformador herméticamente sellado debe evaluarse considerando el diseño real del tanque, los accesorios, las condiciones de presión, las necesidades de acceso y los procedimientos del propietario, no solo su tamaño.

7. Cómo se transforma en calor las pérdidas del transformador

Un transformador real presenta pérdidas en vacío y pérdidas con carga. Las pérdidas en vacío se relacionan principalmente con la energización del núcleo magnético y se producen siempre que la unidad está energizada a la tensión y frecuencia especificadas. Las pérdidas con carga se relacionan principalmente con la corriente en los devanados del transformador y con los efectos dispersos. Ambas contribuyen a la ruta térmica, pero responden de manera distinta a las condiciones de funcionamiento.

Como ejemplo didáctico, considere que las pérdidas con carga a la corriente nominal equivalen a 100 unidades. Con el 50% de la corriente, una relación simplificada proporcional al cuadrado de la corriente da 100 × 0.50² = 25 unidades. Esto no significa que las pérdidas totales del transformador sean del 25% a media carga: el componente de pérdidas en vacío permanece, los componentes dispersos y las temperaturas también influyen, y el ejemplo no representa un cálculo de energía anual ni datos de producto. El riesgo está en confundir la proporción didáctica con la aplicación real, porque un informe de ensayo separa las cantidades de pérdidas medidas según las condiciones especificadas.

Por eso, un solo valor de eficiencia no puede describir todas las condiciones de servicio. La tabla de pérdidas, la base de ensayo especificada, el perfil de carga, las condiciones ambientales, la disponibilidad de refrigeración y la evidencia del aumento de temperatura deben ser coherentes entre sí. IEEE C57.12.90-2021 abarca métodos que incluyen resistencia de los devanados, relación y relación de fase, pérdidas en vacío y con carga, ensayos dieléctricos, aumento de temperatura, cortocircuito y ruido para los equipos sumergidos en líquido a los que aplica. La IEC 60076-2 aborda por separado el aumento de temperatura de los transformadores sumergidos en líquido. El alcance de una norma especifica qué cubre el documento; los registros de la unidad muestran qué se ensayó realmente.

Nueve registros, nueve preguntas distintas

Esta tabla de transferencia de evidencia mantiene los registros solicitados con frecuencia dentro de su ámbito correspondiente. Cada elemento puede respaldar una decisión, pero ninguno sustituye el expediente completo de la unidad.

La temperatura del aceite tampoco equivale a la temperatura del punto caliente del devanado. La indicación de la temperatura del aceite superior, la temperatura ambiente, el estado de los ventiladores, el historial de carga y un modelo térmico responden a preguntas distintas. Para interpretarlos en conjunto se requiere análisis de ingeniería; un solo termómetro no puede determinar la temperatura del punto caliente del devanado.

8. Transformadores sumergidos en aceite frente a transformadores de tipo seco: ¿qué cambia físicamente?

La diferencia fundamental entre la construcción de tipo sumergido en aceite y la de tipo seco reside en el sistema de aislamiento y el entorno de la parte activa. En los diseños llenos de líquido, los devanados y el núcleo están sumergidos en un fluido aislante aprobado. En un transformador de tipo seco, el aislamiento sólido y el flujo de aire circundante u otra ruta de refrigeración sin líquido cumplen esas funciones.

¿Cuáles son las diferencias principales entre los transformadores sumergidos en aceite y los de tipo seco?

Los transformadores sumergidos en aceite y los de tipo seco difieren en la ruta de refrigeración, el medio dieléctrico, la envolvente, la evidencia de condición y las interfaces con el sitio. Ninguno es universalmente mejor. Las condiciones de servicio, la ubicación interior o exterior, la estrategia contra incendios, los controles ambientales, la contención, la altitud, la temperatura ambiente, los límites de ruido, el acceso, la capacidad de mantenimiento, las normas del destino y la documentación requerida pueden cambiar el resultado. Incluso entre los transformadores llenos de aceite, no se deben agrupar los fluidos minerales y los ésteres como si tuvieran las mismas propiedades. Compare las condiciones de servicio, la instalación, el líquido, la envolvente y los requisitos de evidencia especificados, en lugar de asignar una puntuación genérica.

Consulte esta página sobre la construcción de transformadores de tipo seco cuando esta alternativa física requiera una evaluación comercial por separado. Esta guía no asigna puntuaciones altas, medias o bajas, porque esas etiquetas ocultan las condiciones específicas del proyecto que determinan la comparación.

9. Señales de condición que requieren evaluación calificada

La evidencia sobre la condición puede incluir niveles actuales e históricos del líquido, tendencias de temperatura ambiente y del aceite, indicadores de humedad, resultados de ensayos dieléctricos e informes de análisis de gases disueltos. Ninguno de ellos constituye un diagnóstico por sí solo. Conserve las condiciones del disparo, los datos de carga y temperatura ambiente, los estados de alarma, el contexto del muestreo y del laboratorio, la cadena de custodia, el diseño de conservación, el historial del equipo y las instrucciones pertinentes del fabricante.

IEEE C57.104-2019 aborda explícitamente la verificación de la calidad del DGA, sus limitaciones, interpretación y normas de referencia. La investigación de CIGRE también muestra que el tipo de conservación puede afectar la retención de gases de falla; por ello, no se puede inferir si el sistema es «sellado o respirante» a partir de un solo resultado de oxígeno/nitrógeno. Si necesita conocer la secuencia de evidencia para aceptación, puesta en servicio, capacidad de servicio y reparación, consulte la guía independiente sobre las nueve etapas de evidencia para un transformador de potencia sumergido en aceite.

10. Alcance de las normas y fecha de eficiencia de Estados Unidos: 2029

Las normas, los registros de ensayos, las reglas de mercado y las certificaciones responden a preguntas distintas. IEC 60076-1:2011 establece los requisitos generales para transformadores de potencia. IEC 60076-2:2011 se aplica a transformadores sumergidos en líquido y abarca la identificación de la refrigeración, los límites de aumento de temperatura y los ensayos de aumento de temperatura. IEEE C57.12.90-2021 es un código de ensayos para los transformadores de distribución, de potencia y de regulación sumergidos en líquido a los que corresponda. Citar uno de estos documentos no demuestra que una unidad específica haya superado un ensayo solicitado ni que cuente con una aprobación de mercado.

A partir del 23 de abril de 2029, los transformadores de distribución comprendidos en el alcance del DOE de EE. UU. deberán cumplir las normas establecidas en la norma definitiva de abril de 2024. Este plazo influye en la planificación de los productos y la documentación, pero no se aplica a todos los tipos o configuraciones de transformadores de potencia destinados a mercados internacionales.

Las obligaciones aplicables en las instalaciones de EE. UU. son otra cuestión. Las directrices de la EPA incluyen equipos operativos con aceite, como los transformadores, en ciertos cálculos de capacidad de las instalaciones conforme al SPCC, mientras que los recipientes de menos de 55 galones se excluyen de ese cálculo. La EPA también mantiene requisitos de registro y una base de datos vigente sobre transformadores con PCB. Se trata de cuestiones relacionadas con las instalaciones y los equipos antiguos, no de características de todas las unidades nuevas sumergidas en aceite dieléctrico; corresponde al propietario revisar la aplicabilidad con sus asesores ambientales y legales.

Si su siguiente tarea es convertir ese conocimiento en tensión, valor nominal, refrigeración, fluido, accesorios, ensayos y documentación del proyecto, consulte las soluciones de transformadores sumergidos en aceite dieléctrico y los valores nominales publicados de Toplit.

Preguntas frecuentes sobre transformadores sumergidos en aceite dieléctrico

¿Para qué se usa el aceite del transformador?

El aceite dieléctrico forma parte del sistema de aislamiento y transporta el calor del conjunto activo hacia el tanque del transformador y los radiadores. Sus límites dependen del diseño de la unidad, la familia de líquidos, los materiales, la disposición de refrigeración, las condiciones de operación y las instrucciones aplicables; el nombre por sí solo no basta para determinarlos.

¿Qué ocurre si un transformador se queda sin aceite?

Un nivel de líquido anormalmente bajo puede afectar la cobertura dieléctrica y la disipación del calor. Las consecuencias dependen del diseño del tanque, el nivel, la energización, el historial de temperatura y la causa de la pérdida. Registre lo observado, siga los procedimientos del propietario y solicite una revisión de personal calificado antes de actuar.

¿Cómo se clasifican los transformadores sumergidos en aceite dieléctrico según el método de refrigeración?

Los códigos de cuatro letras identifican primero el medio interno y el método de circulación, y luego el medio externo y su método de circulación. ONAN, ONAF, OFAF y ODAF describen distintas configuraciones de disipación del calor, pero el código debe interpretarse junto con la placa de características, las condiciones ambientales de referencia, los controles, la norma aplicable y las instrucciones de carga aprobadas.

¿Quién fabrica transformadores con aceite dieléctrico?

Muchos fabricantes de transformadores, tanto globales como regionales, los producen. Expresiones como «fabricante líder de transformadores» son lenguaje de marketing, no evidencia de que el producto sea adecuado. Compare el alcance exacto del diseño, los registros de ensayos, el sistema de calidad, las referencias y la documentación del proyecto. Pregunte si los valores nominales indicados, la disposición de refrigeración, el fluido, los accesorios, la edición de las normas, los requisitos del país de destino y el plan de inspección corresponden todos a la unidad ofrecida. Confirme qué registros se entregan de forma habitual y cuáles requieren un acuerdo. La información sobre la empresa y la fábrica de transformadores de Toplit está disponible por separado.

¿Ya definió las condiciones de servicio eléctrico de su transformador?

Indique la tensión, la capacidad nominal, la frecuencia, el perfil de carga, la temperatura ambiente y la altitud, la refrigeración y el fluido preferidos, la norma del país de destino, los accesorios y los documentos de ensayo requeridos. Así, Toplit podrá relacionar los datos de su proyecto con su gama de productos publicada sin convertir una etiqueta de construcción en una recomendación de selección sin respaldo.

Consulte sus requisitos para el transformador

Referencias y fuentes

1. IEC 60076-1:2011, Transformadores de potencia: alcance general
2. IEC 60076-2:2011, Aumento de temperatura en transformadores sumergidos en líquido
3. IEEE C57.12.90-2021 — Alcance del código de ensayos
4. IEEE C57.91-2025 — Alcance de la guía de carga
5. IEEE C57.104-2019 — Alcance y limitaciones de la interpretación del análisis de gases disueltos (DGA)
6. DOE de EE. UU. — Definiciones de transformadores de distribución, procedimiento de ensayo y calendario de cumplimiento
7. CIGRE — Desempeño dieléctrico de los líquidos aislantes
8. CIGRE — Tipos de conservación del aceite dieléctrico y contexto del análisis de gases disueltos (DGA)
9. OSHA 1910.269 — Generación, transmisión y distribución de energía eléctrica
10. EPA de EE. UU. — Directrices SPCC para equipos operativos con aceite
11. EPA de EE. UU. — Registro de transformadores con PCB