Cómo detectar fallas tempranas en transformadores mediante el análisis de gases disueltos
Fecha de publicación:5 de noviembre de 2026, 18:28:53
- El análisis de gases disueltos (DGA) permite identificar fallas térmicas y eléctricas en desarrollo a través de los gases que generan en el aceite del transformador.
- Las fallas que se forman en etapas muy tempranas pueden producir una cantidad de gas demasiado pequeña como para provocar un cambio evidente en la concentración.
- La tasa de generación de gas y su tendencia suelen ser más importantes que una sola muestra de petróleo.
- La DGA en línea acorta el intervalo entre mediciones y permite detectar cambios más rápidamente.
- Los datos sobre descargas parciales, temperatura de los devanados, humedad y protección pueden revelar anomalías que el análisis de gases de descomposición (DGA) por sí solo tal vez no pueda explicar.
- El diagnóstico temprano de fallas funciona mejor cuando se correlacionan en el tiempo varios indicadores de estado.
Índice
- Cómo detecta la DGA las fallas tempranas en los transformadores
- Por qué es posible que se pasen por alto algunas fallas en etapas tempranas
- ¿Qué gases de falla son importantes?
- Análisis DGA en línea frente al muestreo periódico de aceite
- Fallas que requieren más que un análisis de gas en el aceite (DGA)
- Combinación de DGA con monitoreo de temperatura, PD y aislamiento
- Sistema de monitoreo de DGA en línea
- Lista de verificación para la detección temprana de fallas en transformadores
- Preguntas frecuentes
Cómo detecta la DGA las fallas tempranas en los transformadores
El estrés térmico y eléctrico rompe los enlaces químicos en el aceite mineral y, a niveles de energía más altos, en el aislamiento de celulosa. Los fragmentos se recombinan formando gases que se disuelven en el aceite. La actividad de baja energía tiende a producir hidrógeno (H₂) y metano (CH₄). Las fallas más calientes añaden etano (C₂H₆) y etileno (C₂H₄). Los arcos eléctricos pueden producir acetileno (C₂H₂), mientras que el papel sobrecalentado libera monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO₂).
Una simple lista de gases por sí sola no dice mucho. Hay cuatro factores que son clave en el diagnóstico de fallas en transformadores:
- Especialización: qué cantidad de cada gas hay ahora en el petróleo.
- Tasa de generación: a qué ritmo está aumentando cada gas.
- Patrón de gas: qué gases se elevan juntos y en qué proporción.
- Tendencia a lo largo del tiempo: si el cambio es un avance, un estancamiento o una subida cada vez más rápida.
Para obtener una visión más amplia sobre la formación de gas y los métodos de interpretación, consulta nuestro artículo sobre análisis de gases disueltos en transformadores. El CO y el CO₂ también se generan como resultado del envejecimiento normal, por lo que su significado depende de la tendencia y del contexto.
Por qué es posible que se pasen por alto algunas fallas en etapas tempranas
Las fallas incipientes en los transformadores son, por definición, pequeñas. Una falla puede ser real y, aun así, dejar una huella demasiado débil como para distinguirse del gas de fondo que ya se encuentra en el aceite. Las razones son principalmente físicas, no una deficiencia del método.
| Razón | Por qué el DGA podría mostrar una señal débil | Qué más hay que revisar |
|---|---|---|
| Descarga de baja energía | Un pequeño aumento en el precio de la gasolina que puede mantenerse dentro del rango normal de variación | Tendencia de la PD, DGA repetida |
| Sobrecalentamiento localizado | Crecimiento térmico lento del gas | Temperatura, carga, enfriamiento |
| Falla intermitente | La generación de gas se detiene entre eventos | Tendencias en línea, eventos de protección |
| Intervalo de muestreo largo | Un evento rápido puede comenzar y desarrollarse entre dos muestras | DGA en línea, registros de eventos |
| Dilución de gas y circulación de aceite | El gas se mezcla con un gran volumen de aceite, y la circulación modifica la velocidad a la que se propaga | Modo de enfriamiento, estado de la bomba, punto de muestreo |
| Localización de fallas y diseño de transformadores | El gas procedente de una falla situada en las profundidades de la estructura sinuosa puede tardar en llegar al petróleo muestreado | Revisión del diseño, otros sensores |
| Sensibilidad de la medición y variación de la línea de base | Los pequeños cambios pueden quedar ocultos tras la precisión del analizador o la dispersión normal entre laboratorios | Comparación con el mismo método, tendencia más prolongada |
La generación lenta de gas es el caso más discreto. Un punto caliente que produzca un poco de etileno por semana puede tardar meses en diferenciarse de la línea de base, y es posible que una muestra tomada una vez al año nunca muestre la pendiente.
Nada de esto significa que el DGA no sea confiable. Significa que la sensibilidad en las primeras etapas tiene límites prácticos, y que un resultado plano en una fecha de muestreo no prueba que el sistema de aislamiento esté en buen estado. Dependiendo del diseño del transformador, algunas fallas tardan más que otras en dejar un rastro detectable en el aceite.
¿Qué gases de falla son importantes?
El hidrógeno suele aparecer primero porque la molécula es pequeña y se forma bajo muchos tipos de estrés, incluyendo descargas parciales y sobrecalentamiento general. La presencia de hidrógeno es una señal para analizar los demás gases, no un veredicto.
El metano, el etano y el etileno responden a la severidad térmica. El metano y el etano suelen estar asociados con el sobrecalentamiento a temperaturas más bajas, mientras que el etileno cobra mayor importancia a medida que aumenta la temperatura. Las proporciones entre ellos, y cómo varían esas proporciones con el tiempo, dicen más que cualquier valor por sí solo.
El acetileno merece especial atención porque suele estar asociado con temperaturas muy altas o con la formación de arcos eléctricos. No obstante, es necesario interpretarlo junto con los demás gases y la tendencia: una cantidad traza que se mantiene estable se interpreta de manera diferente a una que sigue aumentando. El CO y el CO₂ indican la presencia de celulosa, aunque ambos también se acumulan debido al envejecimiento natural.
Los marcos de interpretación, como la norma IEC 60599, la norma IEEE C57.104 y el Triángulo de Duval, ayudan a convertir los patrones de gases en categorías de fallas. No existe un umbral de alarma universal en ppm que se adapte a todas las unidades, ya que la antigüedad, el diseño, el historial de carga y el tratamiento previo del aceite modifican lo que se considera normal para un transformador en particular.
Análisis DGA en línea frente al muestreo periódico de aceite
El muestreo periódico proporciona instantáneas discretas. El análisis de gases de descomposición (DGA) en línea ofrece un registro continuo o de alta frecuencia. Una falla en desarrollo puede cambiar significativamente entre dos fechas de muestreo de laboratorio, y los datos de laboratorio por sí solos no mostrarán cómo ni cuándo.
Lo que aporta la medición en línea:
- La tendencia y la tasa de variación, no solo el nivel.
- Detección de eventos cuando la generación de gas se dispara tras una falla directa, una operación de conmutación o una oscilación de carga.
- Alarma remota para instalaciones desatendidas.
- Comparación histórica con el valor de referencia de la propia unidad.
Las ventajas y desventajas prácticas se detallan en nuestra comparación de DGA en línea frente al muestreo de aceite. El análisis DGA en línea no reemplaza al análisis de laboratorio. Los análisis de laboratorio siguen siendo el método de referencia y abarcan parámetros de calidad del aceite que una unidad en línea no mide. La mayoría de los ingenieros utilizan ambos métodos, y el laboratorio confirma cualquier alarma.
No todos los transformadores necesitan un monitoreo continuo de gases. La criticidad, la antigüedad y el historial de alertas son los factores que determinan esto, tal como se explica en nuestra guía sobre Monitoreo en línea de gases disolutos (DGA) en transformadores.
Fallas que requieren más que un análisis de gas en el aceite (DGA)
El análisis DGA refleja principalmente la descomposición de los aceites y los aislantes relacionada con la actividad térmica y eléctrica. Varias condiciones anómalas generan poco gas o requieren otra medición para explicar el gas que sí aparece.
| Condición | Valor de la DGA | Monitoreo adicional |
|---|---|---|
| Enfermedad de Parkinson en fase temprana | Puede mostrar cambios en H2, pero la señal puede ser débil | Monitoreo de la EP |
| Sobrecalentamiento del bobinado | Pueden generarse gases térmicos | Monitoreo de la temperatura en puntos críticos |
| Degradación por enfriamiento | Podría afectar indirectamente la generación de gas | Monitoreo de la temperatura y la refrigeración |
| Humedad | No se diagnostica solo por el gas defectuoso | Monitoreo de la humedad en el aceite |
| Estado de los bujes | Limitada, a menos que la falla afecte al aceite del tanque principal | Monitoreo de bujes |
| Condición OLTC | El cambio de gases puede complicar la interpretación del tanque principal si los sistemas de aceite están conectados entre sí | Monitoreo del OLTC |
| Anomalías mecánicas | Es posible que no produzca un patrón de gas característico | Pruebas de diagnóstico eléctrico y mecánico |
Cada método aporta evidencia diferente. El monitoreo de la PD no reemplaza al análisis de gases en sangre (DGA), y el DGA no reemplaza al monitoreo de la PD.
Combinación de DGA con monitoreo de temperatura, PD y aislamiento
Una tendencia al alza en el etileno tiene mayor relevancia cuando las temperaturas del aceite superior y de los devanados subieron al mismo tiempo, y menor relevancia cuando la carga se mantuvo estable y el sistema de enfriamiento funcionaba correctamente. Un aumento en el hidrógeno tiene mayor importancia cuando un sensor de descarga parcial (PD) registra actividad durante las mismas semanas. Los parámetros analizados en conjunto (DGA, temperatura, PD, humedad, carga y registros de protección) reducen rápidamente la lista de posibles explicaciones.
Una secuencia de revisión viable:
Tendencia de la DGA → Correlación entre temperatura y carga → Verificación cruzada de PD y alarmas → Evaluación del estado → Prioridad de mantenimiento
Cuando los gases indican la presencia de una falla térmica, directa monitoreo de puntos calientes en los devanados de los transformadores puede indicar si la temperatura del devanado respalda esa sospecha. Cuando el hidrógeno es el principal responsable, monitoreo de descargas parciales en transformadores pueden indicar si hay actividad de descarga. Ninguna de las dos, por sí sola, confirma un diagnóstico. Lo que hacen es inclinar la balanza de la evidencia.
Esa visión por capas es el núcleo de monitoreo del estado de los transformadores: sensores que miden distintos efectos físicos, con los datos alineados en un solo eje de tiempo para que el ingeniero pueda ver qué cambios ocurrieron al mismo tiempo.
Sistema de monitoreo de DGA en línea
Un sistema de monitoreo de DGA en línea extrae el gas del aceite en circulación y lo analiza automáticamente en el lugar. Las cifras que se muestran a continuación provienen de la página del producto de INNOFZ.
| Parámetro | Especificaciones | Por qué es importante para la detección temprana de fallas |
|---|---|---|
| Gases detectados | H2, CH4, C2H6, C2H4, C2H2, CO, CO2 | Abarca tanto la descomposición del aceite como la de la celulosa |
| Límites de detección más bajos | C2H2: 0,1 μL/L; CH4, C2H6, C2H4: 0,5 μL/L; H2: 2 μL/L | Establece qué tan pequeño debe ser un cambio para que el analizador pueda detectarlo |
| Ciclo de muestreo | Ajustable, mínimo ≤ 2 horas | Reduce los intervalos ciegos entre mediciones |
| Método de análisis | Cromatografía de gases (TCD / FID); desgasificación dinámica por membrana al vacío | Separación de gases individuales al estilo de laboratorio |
| Comunicación | RS-485 (MODBUS RTU/TCP), IEC 61850, Ethernet RJ-45; 4–20 mA opcional | Incorpora las tendencias del gas al sistema SCADA junto con otros datos |
| Almacenamiento de datos | ≥ 10 años a bordo | Admite líneas de base largas y análisis de tendencias lentas |
| Humedad en el aceite | Opcional, 1–100 μL/L | Agrega un indicador de aislamiento que el gas de falla no puede mostrar |
Tal como se describe en la página, la unidad se instala en un transformador energizado a través de las válvulas de aceite. A monitor de gases disolutos (DGA) para transformadores aún requiere confirmación de laboratorio durante la puesta en marcha y cuando se activan las alarmas, y funciona mejor como un dato más dentro del panorama general descrito anteriormente.
Lista de verificación para la detección temprana de fallas en transformadores
| Verificar | Por qué es importante |
|---|---|
| Analiza la tendencia de la DGA, no un solo dato | Un valor no puede distinguir entre una falla y la dispersión normal |
| Compara las tarifas de generación de gas | Un valor pequeño que crece rápidamente puede ser más importante que uno alto y estable |
| Revisar la carga del transformador | Los cambios en los gases suelen ir de la mano de los cambios en la carga |
| Compara las temperaturas del aceite superior y del devanado | Comprueba si una explicación térmica es válida |
| Revisar las alarmas de PD | El aumento del hidrógeno podría tener una causa eléctrica |
| Revisar los datos de humedad | El agua afecta el comportamiento del aislamiento y la tasa de envejecimiento |
| Revisar el historial del relé de protección | Las fallas de paso y las desconexiones automáticas pueden explicar los cambios bruscos en el flujo de gas |
| Compárese con los resultados de laboratorio anteriores | Verifica el desplazamiento del analizador y la tendencia a largo plazo |
| Esté atento a cambios repentinos en múltiples parámetros | Los cambios simultáneos en varios indicadores tienen mayor peso |
| Evaluar la antigüedad y la importancia crítica del transformador | Establece la rapidez con la que debe realizarse el seguimiento |
Preguntas frecuentes
¿Puede el sistema DGA pasar por alto fallas tempranas en los transformadores?
Sí, es posible. Las fallas con muy baja energía, la generación lenta de gas, los intervalos largos entre muestreos y la ubicación de la falla pueden hacer que las señales tempranas de gas sean inferiores a lo que revela una sola muestra. El análisis de tendencias y los intervalos de medición más cortos reducen ese riesgo.
¿Cuáles son las fallas en los transformadores más difíciles de detectar mediante el análisis de gases disueltos (DGA)?
Las descargas parciales tempranas, las fallas intermitentes y las condiciones que generan poco gas —como ciertos problemas mecánicos o relacionados con la humedad— suelen ser más difíciles de detectar únicamente mediante el análisis de gases de descomposición (DGA). Otros métodos de monitoreo cubren esas lagunas.
¿Es mejor el análisis DGA en línea que el muestreo periódico de aceite?
El análisis DGA en línea proporciona datos más detallados y alertas más rápidas. El muestreo periódico en laboratorio ofrece resultados de calidad de referencia y un conjunto más amplio de pruebas de aceite. Ambos métodos se complementan entre sí.
¿Qué métodos de monitoreo se deben utilizar con el análisis de gases de descomposición (DGA)?
La temperatura de los devanados y del aceite, las descargas parciales, la humedad en el aceite, los datos de carga y los registros de protección son los elementos habituales. El monitoreo de los bujes y del transformador de tensión de línea (OLTC) amplía la cobertura en los aspectos en los que esos componentes son importantes.
