Casos reales de fallas en transformadores que pudieron evitarse y lo que debes saber

En este artículo se analizan cinco casos reales de fallas en transformadores ocurridas en distintos países de Latinoamérica, incluyendo explosiones, incendios y pérdidas económicas significativas. A través del estudio técnico de cada incidente, se identifican las causas principales como la degradación del aceite dieléctrico, sobrecalentamiento crónico, vibraciones internas y descargas atmosféricas. Además, se detallan las acciones correctivas y tecnologías de monitoreo que pudieron prevenir estos eventos, como sensores térmicos, análisis de gases disueltos, termografía y monitoreo de vibraciones. Una lectura clave para profesionales que buscan mejorar la confiabilidad operativa de sus sistemas eléctricos.

En una madrugada de invierno en una planta industrial de Lima, un transformador de 115 kV explotó sin previo aviso. La causa: aceite dieléctrico degradado que no se había analizado en más de dos años. La explosión provocó una paralización total de las operaciones, daños en la infraestructura eléctrica y pérdidas económicas millonarias.

Este no es un caso aislado. Fallas similares se repiten en todo el mundo. De hecho, según la IEEE, el 60% de las fallas en subestaciones eléctricas están relacionadas con transformadores, y una sola hora de interrupción puede costar más de USD 10.000 en sectores industriales o mineros.

En este artículo revisamos cinco casos reales de fallas en transformadores, explicamos sus causas técnicas y compartimos las acciones correctivas y preventivas que pudieron evitar cada incidente.

Caso 1: Explosión por Falta de Análisis de Aceite Dieléctrico

Ubicación: Planta minera en Chile
Impacto: Incendio, interrupción total y pérdida del equipo

Causa raíz:

• Oxidación y envejecimiento del aceite
• Contaminación por humedad y partículas
• Ausencia de análisis periódico (DGA)

Cómo se pudo evitar:

• Programa de análisis de gases disueltos (DGA) y cromatografía
• Reemplazo o tratamiento del aceite
• Instalación de desecadores y respiradores

Caso 2: Cortocircuito Interno por Descargas Parciales

Ubicación: Empresa de distribución eléctrica, Perú
Impacto: Disparos reiterados del sistema de protección

Causa raíz:

• Aislamiento sólido deficiente (papel) desde fabricación
• Falta de pruebas de descargas parciales en servicio
• Operación con sobrecargas puntuales

Cómo se pudo evitar:

• Monitoreo de descargas parciales no invasivo
• Evaluación de cargas reales frente a la capacidad nominal
• Pruebas FAT más exhaustivas al recibir el equipo

Caso 3: Sobrecalentamiento Crónico sin Monitoreo Térmico

Ubicación: Red industrial, Colombia
Impacto: Daños térmicos y colapso de la unidad

Causa raíz:

• Sobrecarga prolongada sin supervisión
• Falta de sensores de temperatura
• Ausencia de mantenimiento predictivo

Cómo se pudo evitar:

• Instalación de sensores térmicos en devanados y aceite
• Rediseño de carga o adición de bancos de transformación
• Termografía infrarroja y monitoreo remoto

Caso 4: Transformador Dañado por Descarga Atmosférica

Ubicación: Zona rural del altiplano andino
Impacto: Destrucción completa tras tormenta eléctrica

Causa raíz:

• Sistema de puesta a tierra deficiente
• Pararrayos en mal estado o mal ubicados
• Falta de mantenimiento del sistema de protección

Cómo se pudo evitar:

• Verificación y mejora de tierra conforme a normas
• Pruebas anuales de resistencia de puesta a tierra
• Instalación y revisión de pararrayos

Caso 5: Falla Mecánica por Vibraciones Internas

Ubicación: Subestación urbana, Argentina
Impacto: Fallo interno y desconexión del sistema

Causa raíz:

• Fijaciones sueltas en los devanados
• Vibraciones no detectadas
• Deficiencias en el anclaje a la base

Cómo se pudo evitar:

• Monitoreo de vibraciones con sensores piezoeléctricos
• Inspecciones estructurales periódicas
• Evaluación del diseño estructural según normas IEC/IEEE​​​​​​​

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Comparativo: Fallas Comunes y Tecnologías Preventivas

Checklist para Evitar Fallas Críticas

• ¿Se realiza análisis de aceite al menos una vez al año?
• ¿El transformador cuenta con sensores térmicos?
• ¿Se ha verificado recientemente el sistema de puesta a tierra?
• ¿Se comparan las cargas reales con la capacidad nominal?
• ¿Se inspeccionan vibraciones o ruidos anómalos regularmente?

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Conclusión

Las fallas en transformadores no son accidentes inevitables. En la mayoría de los casos, se originan por prácticas deficientes de mantenimiento, falta de monitoreo o decisiones técnicas postergadas.

Hoy en día, la tecnología permite anticiparse a estas situaciones con herramientas asequibles y técnicas comprobadas. Implementar programas de mantenimiento predictivo, instalar sensores inteligentes y capacitar al personal técnico puede marcar la diferencia entre la confiabilidad del sistema y el colapso operativo.

Un transformador bien gestionado no solo garantiza continuidad eléctrica, sino que también protege vidas, infraestructura y rentabilidad.

Autor del artículo: Standard Business University

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