Caso documentado · Industria y manufactura
Cambio de aceite en transformador de 2,000 kVA: cuando el reporte no dice lo que el cliente espera
2,000 kVA
Capacidad del equipo
1.253 → 0.655 %
FP a 100 °C
800 · indirecto
DP estimado del reporte
H₂ al alza
Hallazgo reportado
Ficha del activo
- Capacidad
- 2,000 kVA
- Tensión
- 13,800 / 480–277 V
- Conexión / impedancia
- Δ-Y · %Z 6.14
- Volumen de aceite
- 1,462 L
Contexto y riesgo operativo
Un transformador de 2,000 kVA que alimenta una subestación industrial de 460 V tenía programado un cambio de aceite dieléctrico. El encargo era acotado y aparentemente rutinario: extraer el aceite degradado, cargar aceite nuevo y devolver el equipo a operación. El trabajo se ejecutó a lo largo de dos semanas.
Diagnóstico y hallazgos medidos
El protocolo incluyó ensayo de rigidez dieléctrica al aceite nuevo antes de cargarlo, análisis físico-químico completo antes y después, cromatografía de gases disueltos (DGA) en ambas condiciones, ensayo de furanos, azufre corrosivo y contenido de BPCs, además de la inspección visual del equipo. Dos hallazgos rompieron el guion de un trabajo rutinario.
Decisión técnica y por qué
Antes de cargar, el aceite nuevo promedió 19.79 kV de rigidez dieléctrica en cinco ensayos, frente al criterio de referencia del reporte de más de 30 kV. Después de la intervención mejoraron varios parámetros, pero la tensión interfacial descendió de 39.3 a 35.7 mN/m. El hidrógeno disuelto aumentó de 4,504 a 17,604 μL/L y el total de gases combustibles pasó de 18.20 % a 47.67 %. Estos resultados requieren confirmar muestreo, método, condiciones de operación y tendencia; por sí solos no identifican la causa ni permiten atribuirla exclusivamente al equipo o al aceite. Se conservaron los resultados adversos y se recomendó seguimiento.
Dificultad técnica del trabajo
La dificultad de este caso no fue de maniobra, fue de criterio. Un aceite nuevo fuera de especificación y un DGA que empeora tras la intervención son exactamente los dos resultados que un proveedor tiene incentivo para no destacar: uno cuestiona el insumo y el otro puede leerse, injustamente, como si el trabajo hubiera dañado el equipo. Reportarlos obliga a explicar la diferencia entre lo que el aceite mide y lo que el transformador está haciendo por dentro.
Intervención ejecutada
Extracción del aceite degradado, carga de aceite nuevo con maquinaria de proceso, ensayos de laboratorio antes y después, e inspección visual completa del equipo. La inspección final detectó además un escurrimiento en la caja de conexión del secundario, cuya trayectoria apunta a sellos o empaques deteriorados en las boquillas del devanado secundario; contaminación superficial por polvo acumulado en carcasa y radiadores, que degrada la disipación térmica; deterioro generalizado del recubrimiento con oxidación; y cristales de los termómetros sucios y con condensación interna, que impiden leer la temperatura con precisión.
Resultado
Después del cambio, el factor de potencia a 100 °C bajó de 1.253 % a 0.655 %, la rigidez dieléctrica subió de 40 a 51 kV y el agua bajó de 31 a 26 mg/kg. El reporte consignó furanos por debajo del límite de detección y DP estimado de 800. Es una estimación indirecta: el cambio de aceite modifica la concentración de furanos y puede afectar su correlación con el papel. No demuestra papel sano ni 100 % de vida remanente, ni decide por sí sola la inversión. El aumento de gases requiere evaluación conjunta y nueva muestra; el intervalo de seguimiento debe ajustarse a la condición y al riesgo, sin esperar automáticamente seis meses.
Pruebas ejecutadas y criterio de aceptación
Análisis físico-químico del aceite (antes y después)
Criterio: ASTM D877 para rigidez dieléctrica; criterio por parámetro según norma aplicable
Cómo se ejecuta esta pruebaCromatografía de gases disueltos (DGA)
Criterio: Concentración y tendencia de gases clave; IEEE C57.104
Cómo se ejecuta esta pruebaEnsayo de furanos
Criterio: Grado de polimerización estimado del papel aislante
Cómo se ejecuta esta pruebaHumedad por Karl Fischer y contenido de BPCs
Criterio: Contenido de agua en mg/kg; BPCs conforme al criterio ambiental aplicable
Cómo se ejecuta esta pruebaAntes y después del cambio de aceite — valores medidos
Mejoraron varios indicadores del aceite, mientras la tensión interfacial descendió y el hidrógeno aumentó. Se mantienen los valores del reporte: deben interpretarse con método de ensayo, muestreo, historial y condiciones de operación. El DP consignado es estimado, no una medición directa del papel ni un porcentaje de vida remanente.
| Parámetro | Antes | Después | Lectura técnica |
|---|---|---|---|
| Factor de potencia a 100 °C | 1.253 % | 0.655 % | Mejora notable. Menos pérdidas dieléctricas en el fluido. |
| Rigidez dieléctrica (ASTM D877) | 40 kV | 51 kV | Mejora clara en el aceite ya en servicio y estabilizado. |
| Agua (Karl Fischer) | 31 mg/kg | 26 mg/kg | Baja moderada; la saturación pasa de 19 % a 16 %. |
| Tensión interfacial | 39.3 mN/m | 35.7 mN/m | Desciende levemente. Parámetro a vigilar en la próxima muestra. |
| Hidrógeno disuelto (H₂) | 4,504 μL/L | 17,604 μL/L | Hallazgo adverso que exige confirmación y diagnóstico conjunto; no determina por sí solo la causa. |
| Gases combustibles (% GC) | 18.20 % | 47.67 % | Confirma la tendencia del H₂. Motiva la recomendación de no dar el activo por cerrado. |
| DP estimado a partir de furanos | 800 | 800 | DP estimado consignado en el reporte. La intervención sobre el aceite limita su interpretación; no acredita vida remanente. |
Recomendaciones emitidas al cierre
- 01Recirculación controlada del aceite para elevar la rigidez dieléctrica por encima del umbral normativo y eliminar humedad, gases y partículas residuales.
- 02Confirmar el aumento de gases con nueva muestra y revisión técnica; definir el intervalo según tendencia, criticidad y condiciones de operación. Los intervalos históricos de 6 y 3 meses no constituyen una recomendación universal.
- 03Inspección detallada de los empaques de las boquillas del secundario y reemplazo si se confirma pérdida de sellado.
- 04Limpieza general externa de carcasa y radiadores para restituir la disipación térmica perdida por acumulación de polvo.
- 05Limpieza del panel de instrumentos y de los visores de los medidores de temperatura, presión y nivel, para poder supervisar el equipo con lecturas confiables.
Evidencia fotográfica
Trazabilidad y confidencialidad
- Sector:
- Subestación industrial (industria de manufactura)
- Orden de servicio:
- O.S. 0272
- Intervención:
- Junio 2025
- Normas de referencia:
- IEEE Std C57.152-2013 · IEEE Std C57.12.90-2015 · IEEE Std 43-2013 · ASTM D877
Ensayos de laboratorio sobre muestras tomadas en sitio con cadena de custodia. Reporte emitido por la gerencia de servicios externos y revisado por ingeniería de campo antes de su entrega al cliente.
Caso publicado en versión anonimizada: se omiten razón social, ubicación exacta, números de serie y cualquier identificador de la instalación. Los valores medidos se reproducen tal como constan en el reporte técnico entregado al cliente.
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Video
Este caso, en video
En el cambio de aceite de un transformador de 2,000 kVA, el aceite nuevo se probó antes de cargarlo: promedió 19.79 kV de rigidez dieléctrica en cinco ensayos, con lecturas tan bajas como 12.0 kV, frente a un criterio de referencia de más de 30 kV.
Transcripción completa y contexto técnicoServicios y pruebas de este caso
Contenido técnico revisado por Dirección Técnica TEVKO · última revisión: 15 de agosto de 2026
Referencias normativas de esta página: IEEE Std C57.152-2013 · IEEE Std C57.12.90-2015 · IEEE Std 43-2013 · ASTM D877. La aplicabilidad de cada norma depende del activo, su tensión y el alcance contratado; se confirma en la propuesta técnica.
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