La respuesta primero: el DGA convierte el aceite de su transformador en un análisis de sangre, y un nivel de gas en aumento es la advertencia más temprana y económica que jamás recibirá
El análisis de gases disueltos (DGA) mide los gases disueltos en el aceite aislante de un transformador para detectar fallas que se están desarrollando dentro del tanque —sobrecalentamiento, descarga parcial y arco eléctrico—, típicamente meses o años antes de que se conviertan en una falla. Los siete gases que importan son hidrógeno (H₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄), acetileno (C₂H₂), monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO₂); cada tipo de falla produce una mezcla característica, por lo que una sola muestra de aceite le dice qué está sucediendo, no solo que algo anda mal. Las reglas de lectura son simples: acetileno significa arco eléctrico, etileno significa metal caliente (una falla térmica), hidrógeno significa descarga parcial, y CO/CO₂ significan que el aislamiento de papel se está sobrecalentando. Lo más importante: la tendencia supera a cualquier número individual —un nivel de gas que sube rápidamente es grave incluso mientras aún está por debajo de un "límite", y debe activar una inspección en lugar de pánico.
Puntos clave
- El DGA es el ensayo de aceite de mayor valor en un transformador en servicio. Una sola muestra, procesada mediante cromatografía de gases, revela arco eléctrico, sobrecalentamiento y descarga parcial antes de que los relés de protección lleguen a disparar.
- Cada falla tiene una firma química. Acetileno (C₂H₂) = arco eléctrico; etileno (C₂H₄) = falla térmica por encima de ~500 °C; hidrógeno (H₂) = descarga parcial; CO/CO₂ = aislamiento de papel sobrecalentado.
- La tendencia supera al umbral. Un valor de gas que sube rápidamente es grave incluso por debajo de un "límite"; un valor alto pero estable en una unidad antigua puede ser benigno. La tasa de cambio (ppm por día) es un indicador primordial.
- Dos normas rigen el campo. IEC 60599 e IEEE C57.104 definen los límites de gases, los niveles de condición del gas combustible disuelto total (TDCG) y los métodos de interpretación (Relación de Rogers, Triángulo de Duval).
- La calidad del muestreo es la mitad del resultado. Una muestra extraída con jeringa, libre de aire y analizada en pocos días es la diferencia entre un diagnóstico real y una falsa alarma.
Por qué el aceite es el sensor perfecto: cómo un transformador "habla" a través de su aceite
Un transformador de aceite mineral genera gases por una razón: el estrés térmico y eléctrico descompone el aceite y el aislamiento de papel. El calor descompone las moléculas de hidrocarburos del aceite en gases más simples; un arco eléctrico desgarra las moléculas a miles de grados; la descarga parcial (una pequeña chispa repetida) agrieta lentamente las moléculas a lo largo de meses. Los gases se disuelven en el aceite y permanecen allí, de modo que el aceite se convierte en un registro continuo de cada evento de estrés que la unidad ha sufrido. Por eso el DGA —extraer una pequeña muestra de aceite y separar esos gases en un cromatógrafo de gases de laboratorio— puede reconstruir lo que sucede dentro del tanque sin necesidad de abrirlo. Está estandarizado en IEC 60599 (interpretación del análisis de gases disueltos y libres) e IEEE C57.104 (interpretación de gases en transformadores sumergidos en aceite mineral), por lo que el mismo informe significa lo mismo ya sea que su unidad sea un transformador sumergido en aceite QDTB o uno de otra fábrica.
Cómo leer los siete gases clave
Los siete gases se agrupan en tres familias, y cada familia apunta a un modo de falla diferente. Aprenda estas tres reglas y podrá leer la mayoría de los informes de DGA de un vistazo.
Acetileno (C₂H₂): la huella del arco eléctrico
El acetileno es el gas que hay que memorizar. Se forma solo a muy alta temperatura —aproximadamente por encima de 700–1000 °C—, lo que en la práctica significa un arco eléctrico: un contacto defectuoso del cambiador de tomas, un conductor roto o un contorneo interno. El aceite sano contiene esencialmente cero acetileno, por lo que cualquier C₂H₂ medible es una advertencia fuerte y debe investigarse. Un transformador que muestra acetileno generalmente también dispara sus dispositivos de protección, pero no siempre: un arco de baja energía puede persistir por debajo de los umbrales de los relés, que es exactamente para lo que sirve el DGA.
Etileno y metano: la escalera de la falla térmica
El etileno (C₂H₄) se forma en fallas térmicas: sobrecalentamiento por encima de aproximadamente 500 °C debido a una junta caliente, pérdidas por corrientes parásitas de circulación o un punto caliente por flujo disperso. El metano (CH₄) y el etano (C₂H₆) se forman a temperaturas más bajas (aproximadamente 150–300 °C) y apuntan a un sobrecalentamiento más leve y lento o a un punto caliente en el aceite. Piense en ello como una escalera de temperatura: primero metano/etano, luego etileno a medida que el metal se calienta de verdad, y después acetileno si se desarrolla un arco. La relación entre etileno y etano es una de las tres relaciones que utiliza el método de Rogers para ubicar la temperatura de la falla.
Hidrógeno (H₂): la bandera de la descarga parcial
El hidrógeno se produce por descarga parcial (PD) —pequeñas chispas internas repetidas en burbujas o vacíos de gas que degradan el aislamiento lentamente— y también es un subproducto de la corona y de algunos arcos de baja energía. Una lectura alta de H₂ con poco más apunta a PD o a un punto caliente local; como el hidrógeno es también el gas más móvil (puede migrar e incluso escapar por una junta suelta), vale la pena volver a ensayar antes de reaccionar en exceso ante un aumento solo de hidrógeno.
CO y CO₂: la alarma del aislamiento de papel
El monóxido de carbono y el dióxido de carbono provienen de la celulosa —el aislamiento de papel—, no del aceite mismo. Una relación CO/CO₂ en ascenso significa que el aislamiento sólido (papel) se está sobrecalentando o envejeciendo, lo cual es la señal más grave de todas, porque el papel no se regenera: una vez que se carboniza, la integridad mecánica del transformador se pierde. Esta es la firma de gases que conviene detectar temprano, ya que es el mismo mecanismo detrás de los límites de vida del aislamiento que rigen el envejecimiento del transformador.
Cómo las normas convierten los números de gases en un diagnóstico
Dos marcos de interpretación hacen la mayor parte del trabajo en el campo. IEEE C57.104 clasifica una unidad en Condición 1 a 4 (normal, precaución, preocupación, severa) utilizando las concentraciones individuales de gases y el total TDCG; IEC 60599 proporciona la Relación de Rogers y el Triángulo de Duval para precisar el tipo de falla. Un buen informe le ofrece ambos: el nivel de condición le dice qué tan urgente es, y la relación/triángulo le dice qué tipo de falla es.
TDCG: un número que resume la gravedad
El TDCG (gas combustible disuelto total) es la suma de los seis gases combustibles: H₂ + CH₄ + C₂H₂ + C₂H₄ + C₂H₆ + CO. IEEE C57.104 establece los cuatro niveles de condición en función del TDCG para unidades sumergidas en aceite, del orden de Condición 1 (normal) hasta ~720 ppm, Condición 2 ~721–1920 ppm, Condición 3 ~1921–4630 ppm, y Condición 4 por encima de ~4630 ppm (verifique contra la edición con la que informa su laboratorio). El nivel de condición es su número de triaje: Condición 1–2 significa seguir muestreando según lo programado; Condición 3 significa acortar el intervalo y planificar la inspección; Condición 4 significa investigar ahora y considerar retirar la unidad de servicio.
La Relación de Rogers y el Triángulo de Duval
La Relación de Rogers codifica tres relaciones de gases —CH₄/H₂, C₂H₂/C₂H₄ y C₂H₄/C₂H₆— cada una en bandas (0, 1, 2) y asigna la combinación a un tipo de falla como "falla térmica <300 °C" o "descarga de baja energía". El Triángulo de Duval es el método más visual: representa los porcentajes relativos de CH₄, C₂H₄ y C₂H₂ en un triángulo dividido en zonas —PD (descarga parcial), T1/T2/T3 (fallas térmicas de temperatura creciente), D1/D2 (descarga de baja/alta energía) y DT (térmica y eléctrica mixta). Ambos métodos coinciden en la idea central de que la presencia y proporción de acetileno es el dato más decisivo para separar el arco eléctrico del sobrecalentamiento.
Muestreo y ensayo: cómo obtener un resultado confiable
El DGA es tan bueno como la muestra. El procedimiento correcto es una muestra de aceite extraída con jeringa y libre de aire, tomada de la válvula de drenaje/muestreo en una jeringa de vidrio limpia (o un frasco hermético a los gases), etiquetada y enviada de modo que se analice en pocos días. La entrada de aire en la jeringa o un frasco contaminado añaden oxígeno y nitrógeno y distorsionan las relaciones de gases; una muestra que reposa durante semanas puede perder el gas más volátil (hidrógeno) y subestimar la PD. Tome la muestra de la misma manera cada vez —misma válvula, misma técnica— para que la tendencia de un ensayo al siguiente sea significativa. La mejor línea base es un DGA realizado en la puesta en servicio, de modo que cada lectura posterior pueda compararse con el punto de partida propio de la unidad en lugar de con una tabla genérica, la misma razón por la que los ensayos de puesta en servicio siempre deben registrar una muestra de aceite. Para unidades más grandes o críticas, los monitores de gases disueltos en línea pueden transmitir hidrógeno y otros gases de forma continua, captando una falla de rápido desarrollo entre muestreos programados.
Cuándo ensayar y cómo actuar según el resultado
- Programa de rutina. Unidades críticas o grandes: DGA al menos anualmente; las unidades nuevas reciben una línea base en la puesta en servicio y un nuevo ensayo tras las primeras semanas en servicio. Las unidades de distribución más pequeñas pueden espaciarse a cada 2–3 años, a menos que cambien las lecturas.
- Después de cualquier evento anormal. Vuelva a ensayar tras una falla pasante, un disparo de protección, una sobrecarga sospechada o cualquier operación del relé Buchholz o dispositivo de alivio de presión.
- Actúe según la tendencia, no solo según el valor. Una concentración de gas que sube más de unos pocos ppm por día, o que se duplica entre ensayos, es motivo para acortar el intervalo y programar una inspección, incluso si el número absoluto aún está dentro de la Condición 1.
- Verifique de forma cruzada antes de desconectar. Una sola lectura alta puede ser un error de muestreo o de laboratorio; confírmela con un nuevo muestreo inmediato y correlaciónela con las relaciones de gases disueltos y los ensayos eléctricos antes de decidir desenergizar.
- Documente todo. Conserve el historial completo de DGA con cada unidad, porque la línea de tendencia —no cualquier informe individual— es lo que en última instancia se evaluará ante un comprador, una aseguradora o un reclamo de garantía.
Fuentes
Fuente: IEC 60599 — Equipos eléctricos impregnados en aceite mineral en servicio — Guía para la interpretación del análisis de gases disueltos y libres
Fuente: IEEE C57.104 — Guía IEEE para la interpretación de los gases generados en transformadores sumergidos en aceite mineral
Fuente: IEC 60422 — Aceites aislantes minerales en equipos eléctricos — Guía de supervisión y mantenimiento
Fuente: Experiencia de la industria — QDTB Engineering (técnica de muestreo, umbrales de tendencia y guía de frecuencia de ensayos)