Análisis Físico-Químico
y DGA de Aceite Dieléctrico
10 parámetros normalizados + diagnóstico de gases disueltos (DGA) por cromatografía. Detectamos fallas incipientes antes de que se conviertan en averías catastróficas. Conforme NMX-J-169-ANCE · IEC 60422 · IEEE C57.104.
10 parámetros con norma y criterio de aceptación
Cada análisis incluye la comparación contra los valores límite de IEC 60422, con clasificación de condición RAG (verde · amarillo · rojo) por parámetro y por equipo.
IEC 60156 · ASTM D877/D1816
Rigidez dieléctrica (BDV)
Cup test con electrodo normalizado, 5–6 mediciones promediadas. Detecta humedad y partículas sólidas en suspensión.
MT ≥ 30 kV/mm | AT ≥ 50 kV/mm
Aceite nuevo: ≥ 60 kV/mm
< 20 kV/mm → emergencia
IEC 60814 · Karl Fischer
Contenido de humedad (H₂O)
Titulación Karl Fischer coulométrica. La humedad reduce la rigidez dieléctrica y acelera el envejecimiento del papel aislante.
MT < 25 ppm | AT < 10 ppm
Aceite nuevo < 5 ppm
> 35 ppm → deshidratación inmediata
ASTM D974 · IEC 62021-1
Acidez (índice de neutralización)
Mide los ácidos orgánicos producidos por oxidación del aceite. Ácidos corrosivos degradan el papel y los metales internos.
Normal < 0.15 mgKOH/g
Precaución 0.15–0.30 | Acción > 0.30
> 0.50 mgKOH/g → reemplazo
ASTM D971 · IEC 60422
Tensión interfacial
Medida de la tensión en la interfaz aceite-agua. Desciende con la presencia de productos de oxidación y lodos.
Normal > 28 mN/m
Precaución 22–28 | Acción < 22 mN/m
< 18 mN/m → regeneración
IEC 60247 · ASTM D924
Factor de potencia dieléctrico (tan δ)
Medido a 90 °C. Indica pérdidas dieléctricas; sube con contaminación, envejecimiento y presencia de agua.
Normal < 0.05% (90 °C)
Precaución 0.05–0.20%
> 0.50% → acción correctiva
ASTM D1524
Color ASTM
Indicador visual del envejecimiento del aceite. El oscurecimiento progresivo señala oxidación y formación de lodos.
Aceite nuevo ≤ 0.5
En servicio: ≤ 3.5 aceptable
> 5.0 → aceite muy degradado
ASTM D445
Viscosidad cinemática
Medida a 40 °C. Afecta la circulación del aceite y la eficiencia de enfriamiento. Sube por polimerización térmica.
Aceite mineral clase II: ≤ 11 mm²/s (40 °C)
Referencia fabricante como valor de línea base
ASTM D92 · ASTM D93
Punto de inflamación
Temperatura mínima a la que los vapores se inflaman. Un descenso significativo sugiere contaminación con solventes o combustibles.
Aceite nuevo ≥ 135 °C
En servicio ≥ 125 °C
Descenso > 15 °C → investigar
ASTM D2668 · IEC 60666
Inhibidor de oxidación (DBPC)
Concentración de 2,6-ditercbutilparacresol. Aceites inhibidos pierden protección cuando el DBPC se agota y la oxidación se acelera.
Aceite inhibido: 0.20–0.35% m/m
< 0.08% → reponer inhibidor
IEC 60450 · ASTM D4243
Grado de polimerización del papel (DP)
Muestreo de papel aislante. El DP indica vida útil residual del aislamiento sólido — irreversible una vez degradado.
Nuevo DP 1000–1200
DP < 400 → 50% vida consumida
DP < 200 → riesgo de ruptura
DGA: Análisis de Gases Disueltos por Cromatografía
El DGA es la técnica predictiva más poderosa para transformadores en aceite. Detecta fallas incipientes con meses de anticipación mediante la cuantificación de 7 gases clave.
Triángulo de Duval
IEC 60599Utiliza los porcentajes relativos de CH₄, C₂H₄ y C₂H₂ para clasificar el tipo de falla: descargas parciales (PD), sobrecalentamiento T1/T2/T3 y arcos D1/D2. Incluido gráficamente en cada informe.
Método de Rogers
IEEE C57.104Cocientes de gases (CH₄/H₂, C₂H₄/C₂H₆, C₂H₂/C₂H₄) para clasificar la falla por temperatura y energía. Complementa el triángulo de Duval en casos en zona de frontera.
Análisis de Tendencias
IEC 60422La tasa de generación de gas (ppm/mes) es tan importante como el valor absoluto. Una tendencia ascendente en acetileno o hidrógeno, aunque por debajo del umbral, puede indicar falla activa.
Los 7 gases del DGA: origen y significado diagnóstico
| Gas | Fórmula | Origen principal | Umbral IEEE C57.104 (Cond. 2) | Indicador de |
|---|---|---|---|---|
| Hidrógeno | H₂ | Descargas parciales, sobrecalentamiento leve | 100 ppm | DP / sobrecalentamiento |
| Metano | CH₄ | Sobrecalentamiento aceite (< 300 °C) | 120 ppm | Térmica leve |
| Etano | C₂H₆ | Sobrecalentamiento aceite (150–300 °C) | 65 ppm | Térmica moderada |
| Etileno | C₂H₄ | Sobrecalentamiento severo aceite (> 300 °C) | 50 ppm | Térmica severa |
| Acetileno | C₂H₂ | Arcos eléctricos (> 700 °C) | 35 ppm | Arco eléctrico |
| Monóxido de carbono | CO | Degradación del papel aislante (celulosa) | 350 ppm | Papel degradado |
| Dióxido de carbono | CO₂ | Degradación normal/acelerada del papel | 2500 ppm | Referencia papel |
* TDCG (Total Dissolved Combustible Gas) = H₂ + CH₄ + C₂H₂ + C₂H₄ + C₂H₆ + CO. Condición 1: < 720 ppm (normal). Condición 2: 720–1920 ppm (precaución). Condición 3: 1920–4630 ppm (acción). Condición 4: > 4630 ppm (emergencia). Fuente: IEEE C57.104.
De la muestra al plan de acción en 6 etapas
Un proceso estructurado que garantiza trazabilidad de la muestra, rigor analítico y recomendaciones accionables para el equipo de mantenimiento del cliente.
Levantamiento de flota
Inventario de transformadores, kVA, nivel de tensión, tipo de aceite, historial de análisis previos y condiciones de carga. Define prioridad de muestreo.
Muestreo conforme IEC 60475
Muestra bajo carga (en caliente) con jeringa de vidrio hermética. Sin burbujas, sin contaminación de aire. Cadena de custodia documentada hasta el laboratorio.
Análisis de laboratorio
Cromatógrafo GC-FID/TCD para los 7 gases. Cup test IEC 60156 (rigidez BDV). Karl Fischer (humedad). Coulometría y espectrofotometría para el resto de parámetros.
Diagnóstico experto
Interpretación Duval + Rogers + análisis de tendencias históricas. Clasificación RAG por parámetro. Comparación con valores de la campaña anterior.
Informe técnico
Informe PDF por equipo con triángulo de Duval graficado, tabla comparativa IEC 60422, condición RAG y recomendaciones priorizadas (inmediata / 6 meses / anual).
Programa de seguimiento
Calendario de próxima campaña de muestreo, alertas de umbral individuales por equipo y base de datos histórica en Excel para integración al CMMS del cliente.
Entregables del análisis
Cada campaña de diagnóstico genera un dossier completo que el equipo de mantenimiento puede integrar directamente a su CMMS.
Informe FQ por equipo
PDF con todos los parámetros, valores medidos y criterios IEC 60422
Triángulo de Duval
Gráfico con coordenada del equipo y zona de falla identificada
Tendencias DGA
Gráfica de evolución de gases (mínimo 3 campañas históricas)
Clasificación RAG
Semáforo por parámetro y por equipo para priorización de mantenimiento
Recomendaciones priorizadas
Inmediata / 6 meses / anual con justificación técnica y norma aplicable
Cocientes de Rogers
Cálculo de ratios CH₄/H₂, C₂H₄/C₂H₆ y C₂H₂/C₂H₄ con interpretación
Programa de muestreo
Calendario de próxima campaña por equipo según condición RAG
Base de datos Excel
Evolución histórica de todos los parámetros para integración a CMMS
¿Análisis FQ como parte de tu estrategia predictiva?
VMS Energy integra el diagnóstico de aceite dieléctrico con termografía IR, Megger, VLF y vibración en un programa unificado de mantenimiento predictivo.
Ver servicio de mantenimiento predictivo →Lo que los equipos de mantenimiento nos preguntan
¿Con qué frecuencia se debe analizar el aceite de un transformador?
¿Qué indica la presencia de acetileno (C₂H₂) en el DGA?
¿Cuándo se reemplaza el aceite versus cuándo se filtra o regenera?
¿Se puede tomar la muestra de aceite con el transformador energizado?
¿Qué es el Triángulo de Duval y cómo se interpreta?
¿Qué nivel de rigidez dieléctrica (BDV) es inaceptable para continuar operando?
¿Los transformadores secos (clase F o H) requieren análisis físico-químico de aceite?
¿VMS Energy realiza también el tratamiento o rehabilitación del aceite?
¿Mantenimiento de subestación completo?
Combinamos el análisis FQ/DGA con pruebas eléctricas (TTR, Megger, VLF) en un alcance EPC de mantenimiento mayor.
Ver servicio de subestaciones →¿Diagnóstico de transformador nuevo?
El análisis FQ/DGA basal es parte del protocolo de comisionamiento de transformadores industriales que ejecuta VMS Energy.
Ver transformadores industriales →Transformadores en aceite intervenidos
Cambio de aceite, rehabilitación, pruebas eléctricas y suministro de transformadores sumergidos en aceite dieléctrico, en plataformas de Campeche.
Plataforma BALAM-TE — Pemex
Campeche (offshore)
Cambio del aceite de los transformadores TRD-56 y TRE-76, con conexionado, pruebas eléctricas, instalación de un nuevo variador y reparación de fugas en los radiadores existentes.
Plataforma AKAL-C7 — Pemex
Campeche (offshore)
Rehabilitación y reparación de transformador de distribución y potencia tipo aceite TX-4900A de 2 240 kVA.
Plataforma AKAL-B5 — Pemex
Campeche (offshore)
Rehabilitación y reparación de los transformadores de potencia TX-4910A y TX-4910C, de 2 000 kVA cada uno.
Plataforma BT-B
Campeche (offshore)
Mantenimiento correctivo mayor y pruebas eléctricas a los transformadores de distribución TR-27 y TR-28, de 3 500 kVA y 34.5/4.16 kV, con suministro e instalación de cuatro radiadores tipo banco tubular.
Pemex
Campeche
Suministro de transformadores trifásicos de potencia DEEMSA de 15 000 y 3 750 kVA, sumergidos en líquido de aceite dieléctrico biodegradable.
Servicios Marítimos de Campeche / Pemex
Campeche
Comisionamiento de transformador de potencia de 1 500 kVA con resistencia de aislamiento (Megger), resistencia óhmica a devanados, factor de potencia y relación de transformación TTR.
¿Cuándo fue el último análisis de aceite de sus transformadores?
Si no tiene un historial de DGA como valor basal, el primer análisis es urgente — independientemente de si el equipo opera con normalidad. Las fallas por arco interno dan señal en el DGA hasta 12 meses antes de manifestarse como avería.