1. El Transformador como un “Paciente” y el Aceite como su “Sangre”

En la práctica de la ingeniería de potencia, no consideramos al transformador simplemente como una máquina estática, sino como un organismo vivo que respira y envejece. El aceite mineral no es solo un aislante y refrigerante; es un fluido vital que “almacena” la memoria química de cada evento térmico o eléctrico ocurrido en su interior.

El Análisis de Gases Disueltos (DGA) es nuestra ventana diagnóstica más poderosa. “Si imaginamos al ingeniero eléctrico como un cirujano, solo querrás abrir al paciente si hay una razón conocida, como una masa en una radiografía. Siempre necesitas algo para identificar el problema en lugar de simplemente abrirlos a todos”.

El DGA es una técnica no invasiva que nos permite realizar una “biopsia” del estado interno mediante la extracción de una muestra de aceite. Al identificar qué gases se han disuelto, podemos diagnosticar fallas incipientes antes de que el equipo llegue a un punto de falla catastrófica. La salud y longevidad de este activo dependen enteramente de nuestra habilidad para vincular la estructura química de sus componentes con las señales que nos envía.

2. La Arquitectura de los Hidrocarburos: ¿Qué se rompe realmente?

Para entender el DGA, debemos ver el aceite como un conjunto de “ladrillos moleculares”. Estos ladrillos son cadenas de hidrocarburos que se mantienen unidas por enlaces de distinta fuerza. Cuando ocurre una falla, la energía actúa como un “martillo” que golpea estas moléculas; cuanto más pesado es el martillo (más energía), más fuertes son los enlaces que logra romper.

El aceite mineral se compone de hidrocarburos alifáticos en diversas combinaciones de naturaleza nafténica/parafínica. Cuando ocurre una falla, la energía suministrada supera la energía de enlace propiciando la ruptura de las cadenas y permitiendo la formación de gases dentro del transformador. Según el tipo de falla que se presente favorecerá la formación de gases tal como se identifica en la siguiente tabla:

Es vital comprender que la presencia de Acetileno indica que el martillo de energía ha sido tan violento que ha logrado romper enlaces triples, algo que solo ocurre en condiciones extremas como un arco eléctrico que supera los 700 grados centígrados. Ahora, veamos cómo la temperatura y las descargas actúan como la tijera que secciona estas cadenas.

3. El Proceso de Transformación: Ruptura y Recombinación

La formación de gases no es un evento instantáneo, sino una secuencia química predecible dividida en tres etapas fundamentales:

• Inyección de Energía: Una falla térmica (sobrecalentamiento) o eléctrica (descargas) impacta las moléculas de hidrocarburo.
• Disociación en Radicales Libres: Los enlaces se rompen, creando fragmentos moleculares altamente inestables y reactivos.
• Recombinación Estable: Estos fragmentos se unen entre sí para formar moléculas gaseosas pequeñas y estables que se disuelven en el aceite.

PROGRESO VISUAL DEL MECANISMO:

• Energía de Falla → [Ruptura de Cadenas] → Radicales (H·, CH·, CH2·, CH3·)
• Radicales Libres → [Proceso de Recombinación] → Gases Finales (H2, CH4, C2H2)

No debemos olvidar la celulosa (papel aislante). Su degradación térmica produce monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO2). La presencia de oxígeno (O2) y dióxido de carbono (CO2) en concentraciones elevadas previo a una falla sugiere la existencia de una pérdida de hermeticidad en el transformador. Al tratarse de gases atmosféricos, sus niveles basales fluctúan según las condiciones climatológicas de la región geográfica y la estacionalidad en la que se efectúa el muestreo.

4. La Escalera Térmica: Gases como Indicadores de Temperatura

Existen 7 gases de interés para las normativas aplicables ya que actúan como termómetros químicos. Como especialistas, debemos observar no solo su presencia, sino su comportamiento relativo:

• Hidrógeno (H2): El gas de baja energía. Predomina en descargas parciales (corona) y es independiente de la temperatura. Nota: Su alta tasa de difusión a través del metal lo hace menos fiable para tendencias a largo plazo.
• Monóxido de Carbono (CO): Es el principal indicador de que el papel aislante se está deteriorando por calor.
  Contexto experto: En climas templados es una señal clara de falla, pero en climas cálidos, niveles altos pueden persistir sin indicar una degradación activa.
• Dióxido de carbono (CO2): También proviene de la celulosa, pero en mayores cantidades; su incremento rápido suele alertar sobre una falla térmica severa.
  Contexto experto: Se tiene que comparar las mediciones anteriores para determinar que es una falla térmica y no una falla en la hermeticidad que puede provocar un aumento súbito ya que también es un gas atmosférico.
• Metano (CH4): Comienza a formarse a los 150°C. Entre los 200°C y 300°C, su producción suele superar a la del hidrógeno. Generalmente deben darse por las siguientes 2 razones:
  • Fallas térmicas: Temperaturas inusualmente altas (conocidas como puntos calientes) rompen los enlaces de hidrocarburos del aceite.
  • Descargas parciales: Pequeñas chispas eléctricas continuas dentro del equipo también fracturan el líquido aislante y liberan este gas.
    Contexto experto: Si no se registra hidrógeno es imposible registrar metano, en caso de que el DGA registre metano y no hidrógeno se tendría que tomar otra muestra ya que debió sufrir alguna manipulación.
• Etano (C2H6): Aparece a los 250°C. Firma diagnóstica: A partir de los 275°C, la producción de Etano excede a la de Metano, marcando el paso a una falla térmica de media temperatura. La detección de etano (C2H6) constituye un indicador inequívoco de estrés térmico en el sistema de aislamiento líquido. Su incremento se vincula directamente con anomalías de origen térmico, tales como puntos calientes localizados, fallas en el núcleo magnético, conexiones de alta resistencia o corrientes parásitas circulantes.
• Etileno (C2H4): La señal de alerta de alta temperatura (puntos calientes), pero no son la única razón en las que se puede generar. Las siguientes son las razones principales:
  • Puntos calientes localizados (Hotspots): La tasa de generación de etileno (C2H4) incrementa significativamente a temperaturas superiores a los 300°C llegando a su punto máximo cerca de los 700°C. Este fenómeno es un indicador directo de anomalías térmicas severas, comúnmente vinculadas a defectos en el núcleo magnético, degradación del sistema de refrigeración o conexiones eléctricas de alta resistencia.
  • Sobrecarga operativa: La operación del transformador por encima de su capacidad nominal induce un incremento térmico globalizado. Este perfil de temperatura acelera la degradación por pirólisis de los componentes aislantes, provocando la liberación de este hidrocarburo. Generalmente se presenta este fenómeno cuando el transformador se encuentra en sobrecarga en tiempo constante y en temperaturas ambientes superiores a los 50 grados centígrados o temperaturas promedio de 40 grados centígrados.
  Fallas incipientes: La evolución del etileno actúa como un parámetro crítico de diagnóstico, señalando que el sistema de aislamiento experimenta solicitaciones térmicas severas que anteceden a una falla catastrófica.
• Acetileno (C2H2): La alarma de incendio definitiva. Requiere más de 700°C para formarse significativamente. Su presencia es sinónimo de arcos eléctricos y exige retirar el transformador de servicio inmediatamente para prevenir una explosión catastrófica.
  • Arcos eléctricos de alta energía: Descargas disruptivas severas entre devanados o hacia la cuba (tierra), caracterizadas por una densidad de energía suficiente para provocar la fusión localizada de componentes metálicos y la pirólisis súbita del fluido dieléctrico.
  • Discontinuidades galvánicas y falsos contactos: Conexiones mecánicas deficientes, degradación de pantallas de aislamiento o elementos flotantes que inducen micro arcos eléctricos continuos o intermitentes (sparking).
  • Evolución de descargas parciales (DP): Actividad eléctrica localizada en regiones con degradación de aislamiento o presencia de oclusiones gaseosas que, al incrementar su severidad, transicionan hacia descargas por arco de alta energía.

5. El Misterio del “Stray Gassing” (Gases Erráticos)

El stray gassing es la generación de gases (especialmente H2, CH4, C2H6 y C2H4) a temperaturas de operación normales, generalmente por debajo de los 150°C – 200°C. Esto puede aterrorizar a un analista inexperto, ya que simula una falla térmica inexistente. Factores causales principales:

• Oxidación a baja temperatura: Reacciones del aceite con oxígeno residual.
• Catálisis por Cobre: Las superficies de cobre actúan como aceleradores químicos, permitiendo que el aceite se rompa a energías mucho menores de lo normal.
• Aditivos Inhibidores: La desintegración de antioxidantes como el BHT puede liberar gases residuales.
• Diferencia Crítica: Mientras que una falla real presenta un crecimiento exponencial y acelerado de los gases, el stray gassing tiende a ser un proceso lento que se estabiliza con el tiempo.

6. Síntesis Diagnóstica: ¿Cómo “lee” el ingeniero estos gases?

Para un diagnóstico profesional, aplicamos métodos como las Relaciones de Rogers o el Triángulo de Duval. Sin embargo, para resolver el misterio del stray gassing, la herramienta de vanguardia es el Pentágono de Duval, que permite una discriminación mucho más fina de estos gases erráticos. Un concepto fundamental: el Triángulo de Duval excluye al Hidrógeno, ya que este gas se difunde tan rápido a través de las paredes del tanque que sus niveles pueden ser engañosos. Nos enfocamos en las proporciones y en los límites conservadores de la norma NMX-J-308/3-ANCE-2014, recordando que estos son valores de transformadores en funcionamiento por más de 1 año y se observaron aproximadamente 25 redes eléctricas y más de 20 mil transformadores:

Nota: La evaluación de transformadores exige un diagnóstico longitudinal en el tiempo. Cuando el análisis de gases disueltos (DGA) revela concentraciones que superan de forma marginal los límites establecidos en la normativa, pero no se evidencia una falla activa, dicho incremento puede atribuirse al régimen de envejecimiento natural del equipo. Bajo este escenario, se recomienda implementar un programa de monitoreo periódico para establecer la línea base operativa y caracterizar el comportamiento normal del transformador.

El diagnóstico DGA no es una simple lectura de números; es el arte de escuchar los susurros químicos de la máquina para evitar que su silencio sea definitivo.