Los casos reales de fallas en transformadores de potencia demuestran un patrón consistente: las fallas catastróficas casi siempre van precedidas de señales medibles que estuvieron presentes semanas o meses antes. En empresas con programas de análisis de aceite dieléctrico y pruebas eléctricas periódicas, esas señales se detectan a tiempo. En las que no los tienen, la señal llega en forma de paro total.
Los transformadores rara vez fallan sin aviso. Lo que parece una avería repentina casi siempre dejó huellas en los datos meses antes. Por eso en INPROCA leemos esas señales con análisis de aceite dieléctrico, cromatografía de gases y pruebas eléctricas de campo, respaldados por el único laboratorio acreditado ISO/IEC 17025 en República Dominicana. El objetivo es concreto: que una falla en desarrollo nunca termine en una parada no programada.
A continuación presentamos tres casos documentados del trabajo de INPROCA con transformadores en operación real, y lo que los datos de diagnóstico revelaron en cada uno.
¿Por qué los datos de diagnóstico son más fiables que la inspección visual?
Un transformador puede verse perfectamente bien por fuera y estar generando gases internamente desde hace semanas. La inspección visual detecta síntomas tardíos: manchas de aceite, deformaciones en la cuba, olor persistente. Para entonces, el proceso de degradación lleva tiempo avanzando, y la confiabilidad eléctrica de la instalación ya está comprometida.
Las herramientas de diagnóstico técnico, análisis de aceite dieléctrico, cromatografía de gases disueltos (DGA), pruebas de factor de potencia dieléctrico, permiten ver el interior del equipo sin abrirlo. Así funciona el mantenimiento predictivo: intervenir según el estado real del equipo, con decisiones basadas en evidencia, no en suposiciones.
Las normas IEC, IEEE y ASTM son guías técnicas con rangos de referencia para interpretar esos datos. Sin embargo, no sustituyen el criterio técnico ni el conocimiento del historial del transformador. El diagnóstico correcto combina los datos del laboratorio con el contexto operativo de cada equipo, esa es la diferencia entre cumplimiento normativo y seguridad eléctrica real.
¿Qué revelan los gases disueltos en el aceite de un transformador?
El aceite dieléctrico de un transformador cumple dos funciones: aislar eléctricamente los devanados y disipar el calor generado durante la operación. Cuando se produce una falla interna, térmica o eléctrica, el aceite y los materiales aislantes generan gases característicos que quedan disueltos en el líquido.
La cromatografía de gases disueltos (DGA) es la técnica de diagnóstico más sensible para detectar fallas internas en transformadores. Permite identificar el tipo de falla antes de que produzca daño visible o actuación de las protecciones.
Los gases que se monitorean incluyen:
Gas | Símbolo | Tipo de falla que indica |
|---|---|---|
Hidrógeno | H₂ | Descargas parciales (corona) |
Metano | CH₄ | Fallas térmicas en aceite (baja temperatura) |
Etileno | C₂H₄ | Fallas térmicas en aceite (alta temperatura) / puntos calientes |
Acetileno | C₂H₂ | Arcos eléctricos internos |
Monóxido de carbono | CO | Degradación del aislamiento celulósico (papel) |
Dióxido de carbono | CO₂ | Degradación del aislamiento celulósico (papel) |
El Total de Gases Combustibles Disueltos (TGCD) expresa la suma de estos gases como porcentaje del volumen de aceite. Valores por encima del umbral de referencia activan protocolos de seguimiento o intervención, según la evolución en análisis consecutivos.
Caso real 1: Transformador con generación activa de gases
El hallazgo inicial
En un análisis de aceite rutinario, el Laboratorio de INPROCA, único laboratorio acreditado ISO/IEC 17025 para análisis de aceite dieléctrico en República Dominicana, identificó valores elevados de etileno (C₂H₄), metano (CH₄) y acetileno (C₂H₂) en un transformador en operación continua.
El TGCD registrado fue de 9.0%, un valor significativamente alto que indica fallas térmicas activas en el aceite y presencia de descargas parciales. La concentración de acetileno, en particular, señaló la presencia de arcos eléctricos internos.
La intervención: tratamiento de termovacío
Se realizó un tratamiento de termovacío, proceso que elimina humedad y gases del aceite dieléctrico sin reemplazarlo, para reducir la gasificación y restablecer las propiedades aislantes del aceite. Tras el tratamiento, el TGCD descendió a 0.9%, una reducción que confirma la efectividad del procedimiento.
Sin embargo, el análisis de seguimiento mostró que el aceite continuaba gasificado. La recomendación técnica fue repetir el análisis en dos meses para monitorear la evolución de los gases.
¿Qué revela este caso?
Un TGCD elevado que persiste después de un tratamiento de termovacío indica que la fuente de generación de gases sigue activa. En este escenario, el seguimiento periódico con DGA es la herramienta que permite anticipar si la falla evoluciona hacia un punto crítico y actuar antes de que afecte la continuidad operativa.
La trazabilidad del historial de análisis es lo que convierte cada medición en una decisión fundamentada. Sin ese registro, el mantenimiento pierde su capacidad preventiva real.
La regeneración de aceite es una medida preventiva avanzada. No debe esperarse hasta que la falla sea visible o hasta que actúe una protección.
Caso real 2: Transformador con punto caliente interno no identificado previamente
Evolución entre análisis consecutivos
En el seguimiento de un transformador con historial de gasificación, los análisis mostraron una estabilización inicial de los gases (TGCD: 5.6%) seguida de un comportamiento revelador: el contenido de etileno (C₂H₄) registró un notable incremento en el segundo análisis de seguimiento.
El etileno es indicador específico de fallas térmicas a alta temperatura en el aceite. Su incremento aislado, sin aumento proporcional de otros gases, señala la presencia de un punto caliente interno diferente al que había sido identificado y tratado previamente.
¿Qué revela este caso?
Un transformador puede tener más de una fuente de falla activa simultáneamente. El primer problema identificado y tratado no elimina la posibilidad de que existan otros en desarrollo. Sin análisis consecutivos que permitan detectar cambios en la composición de gases, este segundo punto caliente habría pasado desapercibido hasta provocar daños más severos.
La trazabilidad del historial de análisis, comparar el perfil de gases entre mediciones sucesivas— es lo que permite detectar este tipo de evolución. Un análisis aislado, sin contexto histórico, tiene un poder diagnóstico significativamente menor. La confiabilidad eléctrica real se construye con evidencia acumulada, no con intervenciones puntuales.
Caso real 3: Falla en bushings detectada mediante pruebas eléctricas
¿Qué es un bushing y por qué es crítico?
Un bushing (pasatapa) es el componente que permite a los conductores de alta tensión atravesar la pared del transformador de forma segura, manteniendo el aislamiento entre el conductor energizado y la cuba a tierra. Es uno de los componentes más críticos del transformador: una falla en el bushing puede producir un arco eléctrico de alta energía con consecuencias graves para el equipo y las instalaciones.
El diagnóstico: prueba de factor de potencia dieléctrico
Las pruebas eléctricas de campo, específicamente la prueba de factor de potencia dieléctrico (DFR) aplicada en modo de frecuencia de línea y 1 Hz, permiten evaluar el estado del aislamiento del transformador y de cada bushing de forma individual.
En este caso, los resultados de las pruebas mostraron valores de factor de potencia elevados y clasificados como «Inaceptable» en bushings específicos a 1 Hz, un indicador de deterioro del aislamiento que no habría sido detectable mediante inspección visual.
La evidencia física posterior confirmó el diagnóstico: los bushings presentaban carbonización y daño severo en el aislamiento, producto de un proceso de degradación que venía desarrollándose sin síntomas externos visibles.
Componente | Factor de potencia @ 50 Hz | Factor de potencia @ 1 Hz | Clasificación |
|---|---|---|---|
Transformador global | 0.33% – 0.71% | Varios | Aceptable / Cuestionable |
Bushing H1 | 0.38% | 3.39% | Cuestionable |
Bushing H2 | 0.62% | 9.21% | Inaceptable |
Bushing H3 | 0.50% | 6.44% | Inaceptable |
Las normas IEC 60076 e IEEE C57.91 establecen los rangos de referencia para interpretar estos valores. Los bushings H2 y H3 superaron ampliamente los umbrales aceptables, lo que justificó su sustitución inmediata.
¿Qué revela este caso?
Un transformador puede operar aparentemente sin problemas mientras uno o más de sus bushings están en proceso de falla. Las pruebas de factor de potencia a baja frecuencia (1 Hz) tienen mayor sensibilidad para detectar degradación del aislamiento en etapas tempranas, mucho antes de que el equipo dispare sus protecciones o produzca daño visible.
Anticipar esa degradación con pruebas eléctricas periódicas es lo que convierte la prevención en seguridad eléctrica concreta, no en una declaración de intenciones.
¿Qué NO hacer cuando una protección del transformador actúa?
Cuando actúa una protección eléctrica del transformador, los relés 50, 51 (sobrecorriente) o 87T (diferencial de transformador) , la reacción más común y más peligrosa es reenclavarla sin investigar la causa.
Los tres errores que amplifican el daño en estos casos:
Error 1: Reenclavar el interruptor más de una vez sin diagnóstico previo. Si la protección actuó, hay una razón técnica. Reenclavarla sin identificar la causa puede desencadenar una falla más severa o un arco eléctrico con consecuencias irreversibles para el equipo, las instalaciones y el personal. La seguridad eléctrica no admite atajos.
Error 2: Asumir que el equipo está en condiciones porque «funcionó» después del reenclavo. Un transformador que operó con los bushings degradados del Caso 3 habría pasado ese test. El hecho de que el equipo arranque no descarta la existencia de una falla en desarrollo. Solo el diagnóstico técnico basado en evidencia puede confirmar el estado real del aislamiento.
Error 3: No tomar muestra de aceite inmediatamente después de una actuación de protecciones. Tras un evento de falla, el perfil de gases en el aceite cambia. Una muestra tomada en las horas siguientes al evento puede ser el dato más valioso para el diagnóstico. Perder esa ventana es perder trazabilidad y con ella, la capacidad de tomar decisiones fundamentadas sobre el activo.
¿Quieres leer sobre las señales previas a una falla?
Antes de que un transformador llegue al punto de los casos descritos, existen señales detectables. Lee: 7 señales de que tu transformador o subestación necesita mantenimiento urgente → inproca.com.do
¿Necesitas entender los fundamentos del programa que previene estos escenarios? Lee: ¿Qué es el mantenimiento preventivo en sistemas eléctricos y por qué es crítico para las empresas en RD? → inproca.com.do
Preguntas frecuentes sobre diagnóstico y fallas en transformadores
¿Qué es la cromatografía de gases disueltos (DGA) y para qué sirve en transformadores?
La cromatografía de gases disueltos (DGA, por sus siglas en inglés) es una técnica de análisis de laboratorio que identifica y cuantifica los gases combustibles presentes en el aceite dieléctrico de un transformador. Cada tipo de gas, hidrógeno, metano, etileno, acetileno, monóxido de carbono, entre otros, corresponde a un tipo específico de falla interna: descargas parciales, fallas térmicas, arcos eléctricos o degradación del aislamiento celulósico. El DGA permite detectar estas fallas en etapas tempranas, mucho antes de que produzcan daño visible o actúen las protecciones del equipo. INPROCA realiza este análisis en su laboratorio acreditado ISO/IEC 17025, el único con esta certificación en República Dominicana.
¿Con qué frecuencia debe realizarse el análisis de aceite dieléctrico en un transformador?
Para transformadores en operación continua bajo carga normal, el análisis de aceite, incluyendo DGA, se recomienda al menos una vez al año. En transformadores con historial de fallas, valores de gases elevados o que operan en condiciones críticas (hospitales, zonas francas, utilities), la frecuencia debe aumentar cada 3 o 6 meses para monitorear la evolución de los parámetros. El análisis único sin seguimiento tiene un valor diagnóstico limitado: la comparación entre análisis consecutivos es lo que permite detectar tendencias de deterioro.
¿Qué diferencia hay entre una falla térmica y una falla eléctrica en un transformador?
Una falla térmica ocurre cuando una parte del transformador opera a temperatura excesiva, un punto caliente en los devanados, en el aceite o en el núcleo, y genera gases característicos como metano y etileno. Una falla eléctrica implica arcos o descargas entre partes del sistema de aislamiento, y genera principalmente acetileno e hidrógeno. Ambas pueden coexistir en el mismo equipo, como demostró el Caso 1. La interpretación correcta de los gases disueltos según los protocolos ASTM D923 e IEC 60076 es lo que permite distinguirlos y definir la acción apropiada.
¿Puede un transformador fallar aunque sus protecciones no hayan actuado nunca?
Sí. Las protecciones eléctricas de un transformador, relés 50, 51 y 87T , están diseñadas para actuar ante condiciones de falla severa: sobrecorrientes importantes o desequilibrios diferenciales significativos. No detectan procesos de degradación progresiva como la contaminación del aceite, la generación lenta de gases o el deterioro gradual del aislamiento de los bushings. Un transformador puede acumular daño durante meses sin que ninguna protección actúe, como evidencia el Caso 3. Por eso, el diagnóstico basado en datos, análisis de aceite, pruebas de factor de potencia son indispensables para garantizar confiabilidad eléctrica real.
¿Tu empresa tiene transformadores sin historial documentado de análisis?
En INPROCA garantizamos confiabilidad eléctrica mediante inspecciones técnicas de diagnóstico completas, análisis de aceite dieléctrico con DGA, pruebas de factor de potencia dieléctrico y termografía infrarroja, con el respaldo del único laboratorio acreditado ISO/IEC 17025 en República Dominicana, para asegurar que tus activos eléctricos operen con seguridad, trazabilidad y continuidad operativa real.
