La cromatografía de gases disueltos (DGA) de un transformador se interpreta en tres pasos: comparar cada gas con los percentiles de la norma IEEE C57.104-2019, medir cuánto cambió respecto a la muestra anterior e identificar el tipo de falla con los métodos de interpretación reconocidos. El hidrógeno apunta a descargas parciales, el acetileno a arco y el etileno a sobrecalentamiento severo.
El informe incluye nueve gases y reporta sus concentraciones en partes por millón (ppm). Una buena lectura de los datos ayuda a distinguir rápidamente entre una alarma real y un falso positivo, facilitando decisiones más precisas y oportunas.
Porque la información no está solo en un número. Está en cómo evolucionan los datos de una muestra a la siguiente.
¿Qué es la cromatografía de gases disueltos y por qué es la prueba con más valor diagnóstico?
La cromatografía de gases disueltos es el ensayo que extrae y cuantifica los gases generados dentro de un transformador en aceite mineral. Se ejecuta según el método ASTM D3612.
Cuando el aceite y el papel aislante sufren esfuerzos térmicos o eléctricos, liberan siete gases de falla: hidrógeno (H₂), metano (CH₄), etano (C₂H₆), etileno (C₂H₄), acetileno (C₂H₂), monóxido (CO) y dióxido de carbono (CO₂). El informe también reporta oxígeno y nitrógeno, útiles para interpretar el resto.
Ninguna otra prueba al aceite dice qué tipo de falla ocurre dentro de la cuba sin abrirla. Por eso es la pieza central del catálogo completo de pruebas al aceite. En República Dominicana, INPROCA realiza la cromatografía de gases en laboratorio acreditado bajo ISO/IEC 17025:2017.
El resultado empieza en campo: la muestra se toma en jeringa o recipiente hermético según ASTM D923, porque los gases escapan con facilidad. Aquí explicamos por qué la muestra condiciona el resultado de la DGA. Una muestra bien tomada es la base de un diagnóstico confiable.
¿Qué gas indica qué tipo de falla en un transformador?
Cada falla deja una firma química distinta. La norma IEC 60599:2022 agrupa esas firmas en seis clases: descargas parciales (PD), descargas de baja energía (D1), descargas de alta energía (D2) y fallas térmicas por debajo de 300 °C (T1), entre 300 y 700 °C (T2) y por encima de 700 °C (T3).
Gas clave | Falla que sugiere | Código IEC 60599 | Lectura práctica |
|---|---|---|---|
Hidrógeno (H₂) | Descargas parciales tipo corona; aparece en casi todas las fallas | PD | Si domina casi en solitario, revisar descargas parciales y descartar gasificación natural del aceite |
Metano (CH₄) y etano (C₂H₆) | Sobrecalentamiento de baja temperatura | T1 (< 300 °C) | Suele admitir seguimiento con muestras más frecuentes |
Etileno (C₂H₄) | Punto caliente de temperatura media o alta | T2 (300–700 °C) y T3 (> 700 °C) | Cuanto más supera al etano, mayor es la temperatura del punto caliente |
Acetileno (C₂H₂) | Descargas eléctricas o arco; en trazas, fallas térmicas muy severas | D1, D2 (y T3 en trazas) | Cualquier aumento exige confirmación inmediata |
Monóxido (CO) y dióxido de carbono (CO₂) | Degradación del papel aislante (celulosa) | Falla que involucra papel | Una relación CO₂/CO menor que 3 sugiere papel involucrado en la falla |
Oxígeno (O₂) y nitrógeno (N₂) | No son gases de falla | — | La relación O₂/N₂ indica si el equipo es sellado (≤ 0.2) o de respiración libre |
La tabla orienta, pero no diagnostica sola. Un transformador grande diluye la misma falla en más aceite, así que los ppm absolutos engañan. El diagnóstico sale de las proporciones entre gases y de su evolución en el tiempo.
¿Cómo clasifica IEEE C57.104-2019 el estado de un transformador?
IEEE C57.104-2019 clasifica cada resultado en tres niveles: DGA Status 1, 2 y 3. El nivel depende de la concentración de cada gas frente a los percentiles 90 y 95 de una población real de transformadores, y de la velocidad con que ese gas aumenta.
Nivel | Qué significa | Criterio de concentración | Acción típica |
|---|---|---|---|
DGA Status 1 | Resultado sin hallazgos | Todos los gases bajo el percentil 90 | Muestreo de rutina |
DGA Status 2 | Posiblemente sospechoso | Al menos un gas entre los percentiles 90 y 95 | Repetir la muestra para confirmar y acortar el intervalo |
DGA Status 3 | Probablemente sospechoso | Al menos un gas por encima del percentil 95 | Pruebas adicionales, criterio de especialista y posibles acciones de mitigación |
La guía también mide el cambio entre dos muestras consecutivas (delta) y la tasa de aumento con 3 a 6 muestras tomadas en 4 a 24 meses. Un ritmo rápido o acelerado sugiere una falla activa.
Esos percentiles tienen respaldo estadístico: el grupo de trabajo de IEEE procesó 1,391,436 informes DGA de 313,076 transformadores. Según Claude Beauchemin, Luiz Cheim y Norman Field, responsables de la revisión, los límites anteriores venían de una sola región y se mantuvieron casi intactos durante cuatro décadas.
La edición 2019 eliminó la evaluación por gases combustibles totales (TDCG) y separó las referencias según la relación O₂/N₂ y la edad del equipo. IEEE ya prepara la siguiente revisión (proyecto PC57.104). Por eso un informe útil indica con qué categoría se comparó tu transformador.
¿Tu último informe no muestra la tendencia de gases?
¿Cómo se identifica el tipo de falla con el triángulo de Duval e IEC 60599?
El tipo de falla se identifica con las proporciones entre gases, no con sus valores absolutos.
El triángulo de Duval 1 convierte metano, etileno y acetileno en porcentajes de su suma y ubica el punto en una de siete zonas: PD, D1, D2, T1, T2, T3 o DT, una zona mixta térmica-eléctrica. IEEE C57.104-2019 lo adopta, junto con los pentágonos de Duval, como método principal.
IEC 60599:2022 usa tres razones: C₂H₂/C₂H₄, CH₄/H₂ y C₂H₄/C₂H₆. Una falla T2, por ejemplo, muestra C₂H₂/C₂H₄ menor que 0.1, CH₄/H₂ mayor que 1 y C₂H₄/C₂H₆ entre 1 y 4. Para el papel, la norma añade la relación CO₂/CO: por debajo de 3 indica probable participación del papel en la falla.
Criterio | IEEE C57.104-2019 | IEC 60599:2022 |
|---|---|---|
Publicación | Noviembre de 2019; sustituye la edición de 2008 | Mayo de 2022; cuarta edición |
Alcance | Transformadores en servicio inmersos en aceite mineral | Equipos con aceite mineral y aislamiento celulósico: transformadores, reactores, bushings, switchgear y cables |
Herramienta central | Percentiles 90 y 95, deltas y tasas; Duval para nombrar la falla | Tabla de tres razones y relación CO₂/CO |
En la práctica, un buen diagnóstico usa ambas: IEEE mide qué tan anormal es el resultado y qué tan rápido cambia; IEC y Duval le ponen nombre a la falla.
¿Cómo se lee un informe DGA paso a paso?
Un informe DGA se lee en seis pasos, siempre en este orden:
- Verifica la calidad de la muestra: fecha, punto de extracción y método de toma.
- Calcula la relación O₂/N₂ para saber si el equipo se considera sellado o de respiración libre.
- Compara cada gas con los percentiles de IEEE C57.104-2019 según la edad del equipo.
- Calcula el delta y la tasa de aumento frente a las muestras anteriores.
- Identifica el tipo de falla con Duval, las razones de IEC 60599 y los demás métodos que complementan el diagnóstico.Decide la acción según el nivel de estado, la tendencia y la criticidad del equipo.
Ejemplo ilustrativo (valores hipotéticos, no corresponden a un cliente real): transformador sellado de 15 años, muestreado en marzo y en septiembre.
Gas | Marzo (ppm) | Septiembre (ppm) | Cambio (ppm) |
|---|---|---|---|
Hidrógeno (H₂) | 35 | 40 | +5 |
Metano (CH₄) | 70 | 120 | +50 |
Etano (C₂H₆) | 35 | 50 | +15 |
Etileno (C₂H₄) | 30 | 80 | +50 |
Acetileno (C₂H₂) | No detectado | No detectado | — |
Monóxido de carbono (CO) | 400 | 430 | +30 |
Dióxido de carbono (CO₂) | 3,200 | 3,400 | +200 |
Lectura. El metano y el etileno subieron 50 ppm cada uno en seis meses. Las razones de IEC 60599 dan C₂H₂/C₂H₄ ≈ 0, CH₄/H₂ = 3 y C₂H₄/C₂H₆ = 1.6: una falla térmica T2, entre 300 y 700 °C. El triángulo de Duval cae en la misma zona, y la relación CO₂/CO cercana a 8 no apunta al papel.
Decisión. Si el metano y el etileno superan la referencia del percentil 90 para su categoría, el equipo sale del Status 1. Lo prudente es confirmar con una segunda muestra en pocas semanas. Las pruebas eléctricas de campo, como la resistencia de devanados, ayudan a localizar conexiones defectuosas.
Esta lectura solo es posible con historial. En LabAccess puedes seguir la tendencia de gases en línea de cada transformador. La tendencia convierte un dato en evidencia.
¿Qué errores se cometen al interpretar un resultado DGA aislado?
Muchos diagnósticos equivocados nacen en la lectura de una sola muestra fuera de contexto. Estos cuatro errores los vemos con frecuencia en campo.
Error 1: tomar decisiones costosas con una sola muestra. IEEE C57.104 pide confirmar un resultado anormal con muestras adicionales. Una muestra contaminada con aire puede parecer una falla que no existe.
Error 2: leer los ppm sin mirar la velocidad de cambio. Un valor alto y estable puede ser gas residual de un evento antiguo. Un valor bajo que se duplica en meses puede ser una falla activa.
Error 3: comparar el equipo con la referencia equivocada. Un transformador sellado acumula más gas que uno de respiración libre, porque los gases escapan más lento. La tabla incorrecta produce falsas alarmas o falsa tranquilidad.
Error 4: atribuir todo el acetileno a un arco interno. En equipos con cambiador de tomas bajo carga (OLTC), el acetileno puede migrar desde su compartimiento hacia la cuba principal. Hay que descartar esa comunicación antes de hablar de arco.
Decidir con evidencia completa cuesta menos que una salida de servicio innecesaria y protege la continuidad operativa.
Preguntas frecuentes sobre la cromatografía de gases disueltos
¿Cada cuánto se debe hacer una cromatografía de gases disueltos a un transformador?
Como referencia de la industria, los transformadores críticos se analizan cada 6 a 12 meses y los de distribución al menos una vez al año. Conviene una muestra de línea base al energizar un equipo nuevo o reparado, y otra tras cualquier evento eléctrico. Si el resultado sale del DGA Status 1 de IEEE C57.104-2019, el intervalo se acorta. En INPROCA ajustamos esa frecuencia con el historial de cada equipo en LabAccess.
¿Qué es el triángulo de Duval y para qué sirve?
El triángulo de Duval es un método gráfico para identificar el tipo de falla de un transformador a partir del metano, el etileno y el acetileno. Sus porcentajes relativos ubican un punto en una de siete zonas: descargas parciales, descargas de baja y alta energía, tres rangos de falla térmica y una zona mixta. IEEE C57.104-2019 lo adopta como método principal.
¿Qué nivel de acetileno es preocupante en un transformador?
No existe un valor único: IEEE C57.104-2019 fija la referencia según la preservación del aceite y la edad del equipo. Aun así, el acetileno es el gas con menor tolerancia de la DGA. En un transformador sin cambiador de tomas comunicado con la cuba, su aparición o cualquier aumento justifica confirmar de inmediato. Si sigue creciendo, debe evaluarlo un especialista.
¿Se puede hacer la DGA sin sacar el transformador de servicio?
Sí. La muestra se extrae con el transformador energizado, siguiendo la práctica ASTM D923, en jeringa o recipiente hermético. Luego el laboratorio aplica la cromatografía según ASTM D3612. En INPROCA, el análisis de gases disueltos se entrega en 5 a 7 días hábiles cuando nuestro equipo toma la muestra, y el informe queda en la plataforma LabAccess.
¿Tu transformador necesita una lectura DGA con respaldo acreditado?
En INPROCA garantizamos diagnósticos confiables mediante cromatografía de gases ASTM D3612 con acreditación ISO/IEC 17025:2017, para asegurar decisiones de mantenimiento basadas en evidencia.
Recibes el reporte de resultados con diagnóstico y un informe ejecutivo con recomendaciones, y el historial queda en LabAccess.
Fuentes y referencias
- IEEE C57.104-2019 — Guide for the Interpretation of Gases Generated in Mineral Oil-Immersed Transformers (IEEE SA)
- IEC 60599:2022 — Mineral oil-filled electrical equipment in service: interpretation of dissolved and free gases analysis (IEC Webstore)
- ASTM D3612-02(2026) — Analysis of Gases Dissolved in Electrical Insulating Oil by Gas Chromatography (ASTM International)
- Beauchemin, Cheim y Field — The Data Behind the Numbers: IEEE C57.104-2019 DGA Interpretation Guide (Transformer Technology, enero 2022)
- HV Assets — Dissolved Gas Analysis Interpretation Procedure Based on IEEE C57.104-2019
- INPROCA — Laboratorio de análisis de aceite dieléctrico acreditado ISO/IEC 17025:2017
