El agua en el aceite del transformador es uno de los parámetros más importantes para evaluar el sistema de aislamiento. Sin embargo, interpretar únicamente un valor en partes por millón puede llevar a conclusiones equivocadas. La temperatura, el tipo de aceite, el envejecimiento y el equilibrio con el aislamiento sólido cambian el significado del resultado.
En esta guía explicamos qué representan las ppm, qué aporta la saturación relativa y por qué la tendencia suele ser más útil que un dato aislado. El objetivo es ayudarte a formular mejores preguntas técnicas, no sustituir los criterios del fabricante, del laboratorio ni de una norma aplicable.
Por qué preocupa la humedad en un transformador
El agua afecta tanto al aceite como al aislamiento celulósico. Puede reducir el margen dieléctrico del sistema, favorecer fenómenos de descarga y acelerar mecanismos de envejecimiento. También puede aparecer como consecuencia de entradas desde el exterior, respiración inadecuada, intervenciones, fugas, envejecimiento de la celulosa o procesos de equilibrio interno.
La presencia de agua no debe analizarse de forma aislada. Conviene relacionarla con la rigidez dieléctrica, el factor de disipación, la acidez, el historial térmico, los gases disueltos y la condición del sistema de conservación del aceite. Nuestra guía general sobre análisis de aceites en transformadores explica cómo encajan estos ensayos dentro del diagnóstico.
Dónde se encuentra el agua: aceite, papel y superficies
En un transformador con aislamiento celulósico, una parte importante de la humedad puede estar asociada al papel y al cartón prensado, no solo al aceite. El aceite actúa como medio de intercambio y ofrece una medida accesible, pero su contenido de agua no equivale directamente a la humedad total del aislamiento sólido.
Además, el reparto cambia con la temperatura y con el estado de envejecimiento de los materiales. Una variación en el aceite puede reflejar un cambio térmico o un desplazamiento de humedad entre papel y líquido, sin que haya entrado agua nueva desde el exterior.
Por eso, el resultado del laboratorio debe interpretarse junto con la temperatura del aceite en el momento del muestreo y con las condiciones operativas del transformador.
Qué significa medir agua en ppm
Las partes por millón expresan una concentración absoluta de agua en la muestra de aceite. El laboratorio suele determinarla mediante titulación Karl Fischer, una técnica sensible específicamente orientada a cuantificar agua.
El valor en ppm es útil para seguir tendencias y comparar muestras obtenidas bajo condiciones similares. Su principal limitación es que no indica por sí solo cuánto se aproxima el aceite a su capacidad máxima de disolver agua a una temperatura determinada.
Dos muestras con el mismo valor en ppm pueden representar situaciones diferentes si proceden de aceites distintos, tienen diferente grado de envejecimiento o fueron tomadas a temperaturas muy alejadas.
Qué es la saturación relativa del aceite
La saturación relativa expresa la proporción entre el agua disuelta presente y la cantidad máxima que el aceite podría mantener disuelta bajo unas condiciones concretas. Se presenta normalmente como porcentaje.
La idea puede resumirse así:
Saturación relativa = agua disuelta medida / capacidad de solubilidad del aceite en esas condiciones.
No debe utilizarse esta relación como una fórmula universal sin conocer el tipo de líquido y el modelo de solubilidad aplicado. La capacidad del aceite cambia con la temperatura y con su composición.
Por qué la temperatura cambia la interpretación
El aceite caliente puede mantener más agua disuelta que el aceite frío. Cuando la temperatura desciende, disminuye su capacidad de solubilidad y una parte del agua puede desplazarse hacia otras fases, asociarse a los materiales sólidos o llegar a formar agua libre en determinadas condiciones.
Esto explica por qué un mismo contenido en ppm puede corresponder a una saturación relativa baja a una temperatura y a una situación más comprometida a otra. También explica algunas variaciones estacionales o relacionadas con la carga.
Registrar “temperatura del transformador” sin especificar el punto no es suficiente. Para interpretar la muestra interesa la temperatura del aceite asociada al muestreo, diferenciándola de la temperatura del devanado o de otros indicadores térmicos.
PPM y saturación relativa: qué aporta cada indicador
| Indicador | Qué describe | Principal utilidad | Limitación |
|---|---|---|---|
| Agua en ppm | Concentración absoluta en la muestra de aceite. | Seguimiento histórico y comparación de resultados equivalentes. | No refleja directamente la proximidad a la saturación. |
| Saturación relativa | Proporción respecto a la capacidad de disolución del aceite. | Valorar el efecto de la temperatura y el estado relativo del líquido. | Depende del tipo de aceite, su condición y el modelo utilizado. |
| Temperatura del aceite | Condición térmica durante la toma. | Dar contexto a ppm y saturación relativa. | Debe medirse e identificarse correctamente. |
| Tendencia | Evolución de resultados comparables. | Distinguir cambios sostenidos de variaciones puntuales. | Exige consistencia en punto, técnica y condiciones de muestreo. |
Cómo afecta el muestreo al resultado de humedad
Una muestra destinada a medir agua es especialmente sensible a la humedad ambiental, a los recipientes húmedos y a una manipulación deficiente. Tomar la muestra con lluvia, dejar el recipiente abierto o utilizar un tubo que contiene condensación puede elevar artificialmente el resultado.
El recipiente debe estar aprobado por el laboratorio, limpio, seco y cerrado inmediatamente. El punto de muestreo y el circuito deben purgarse conforme al procedimiento. En nuestra guía sobre cómo tomar una muestra de aceite de transformador encontrarás los principios para evitar contaminación y conservar la trazabilidad.
Si el análisis incluye también gases disueltos, el método de recogida debe respetar sus requisitos específicos. Consulta el artículo sobre muestreo de aceite para DGA para entender por qué las burbujas y el contacto con el aire alteran esa muestra.
Cómo se mide el agua: titulación Karl Fischer
La titulación Karl Fischer es el método de referencia habitual para determinar agua en líquidos aislantes. En su modalidad coulométrica permite medir cantidades pequeñas de agua con alta sensibilidad. El laboratorio debe controlar reactivos, blancos, preparación de la muestra y posibles interferencias.
El resultado analítico solo es una parte del proceso. Una medida precisa sobre una muestra contaminada seguirá siendo una representación incorrecta del transformador. La calidad comienza en campo y continúa con el transporte, la recepción y el ensayo.
Errores frecuentes al interpretar la humedad
- Comparar ppm sin considerar la temperatura. Puede hacer que dos situaciones distintas parezcan equivalentes.
- Aplicar un único límite a todos los transformadores. La tensión, el diseño, la edad, el tipo de aceite y la política de mantenimiento influyen en la evaluación.
- Suponer que toda el agua está en el aceite. El aislamiento celulósico puede contener una parte relevante de la humedad del sistema.
- Diagnosticar con una sola muestra. Una tendencia consistente suele aportar más información que un punto aislado.
- Ignorar una incidencia de muestreo. Un recipiente húmedo o una toma bajo condiciones adversas puede explicar un cambio aparente.
- Decidir un tratamiento sin integrar otros ensayos. Secar o tratar el aceite no siempre resuelve la causa ni la humedad del aislamiento sólido.
Cómo construir una interpretación técnica
Una revisión ordenada puede comenzar con estas preguntas:
- ¿La muestra es representativa y está bien documentada?
- ¿Cuál era la temperatura del aceite y la carga del transformador?
- ¿El valor cambia respecto a resultados comparables anteriores?
- ¿Existen variaciones estacionales o asociadas a la operación?
- ¿Qué muestran la rigidez dieléctrica, la acidez, el factor de disipación y el DGA?
- ¿Hay indicios de entrada de humedad o problemas en respiradores, juntas o sistema de conservación?
- ¿El laboratorio ha calculado saturación relativa con un modelo adecuado al líquido?
Estas preguntas no sustituyen los criterios de actuación. Ayudan a separar una anomalía analítica de una tendencia real y a decidir si conviene repetir la muestra, ampliar ensayos o revisar el equipo.
Cuándo investigar con mayor profundidad
Un aumento sostenido, una saturación relativa creciente, una pérdida de propiedades dieléctricas o una desviación coherente con otros ensayos justifican una evaluación más amplia. También merece atención una diferencia repentina que no concuerda con la historia del activo, porque puede señalar tanto un cambio real como un problema de muestreo.
La respuesta técnica dependerá del estado del transformador y de la causa probable. Las opciones pueden incluir confirmación analítica, inspección del sistema de conservación, revisión de sellos y respiradores, estudios del aislamiento o planificación de un tratamiento. La elección no debería basarse únicamente en una cifra de ppm.
Normas técnicas de referencia
IEC 60422:2024 proporciona orientación para la supervisión y el mantenimiento de aceites minerales aislantes en transformadores y otros equipos. Para la determinación de agua mediante titulación Karl Fischer coulométrica, las referencias incluyen IEC 60814:1997 y ASTM D1533-20.
La norma aplicable, los límites de evaluación y las acciones deben definirse según el equipo, el líquido, el fabricante, el laboratorio y la política de mantenimiento.
Preguntas frecuentes
¿Un valor bajo en ppm significa que el transformador está seco?
No necesariamente. El dato corresponde al aceite muestreado y debe relacionarse con temperatura, tipo de líquido, historial y posible humedad del aislamiento sólido.
¿Por qué cambian las ppm entre verano e invierno?
La temperatura modifica el equilibrio y la solubilidad del agua en el aceite. También pueden influir la carga, la respiración del equipo y las condiciones de muestreo.
¿Es mejor usar ppm o saturación relativa?
Son indicadores complementarios. Las ppm permiten seguir concentración; la saturación relativa aporta contexto sobre la capacidad del aceite para mantener el agua disuelta en unas condiciones determinadas.
¿Secar el aceite elimina toda la humedad del transformador?
No necesariamente. El aislamiento sólido puede retener humedad y volver a intercambiarla con el aceite. El tratamiento debe plantearse a partir del diagnóstico del sistema completo.
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