Manual de Aceites de Transformadores Nynas

MANUAL DE ACEITES DE TRANSFORMADOR

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MANUAL DE ACEITES DE TRANSFORMADOR

INDICE INTRODUCCIÓN 1

MANIPULACIÓN Y ALMACENAMIENTO

1.1 1.2 1.3 1.3.1 1.3.2

Generalidades Almacenamiento en depósitos Elección de contenedor Transporte en buques Transporte en camiones cisterna, vagones de ferrocarril y contenedores Transporte en "Bolsas flexibles" (bolsas de goma) Transporte en bidones Contaminantes y posibles medidas correctoras Agua Partículas Contaminación química Aceites de base/disolventes

1.3.3 1.3.4 1.4 1.4.1 1.4.2 1.4.3 1.4.4

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MANTENIMIENTO DE LOS ACEITES DE TRANSFORMADOR EN SERVICIO

2.1 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 2.4 2.5 2.6

Generalidades Muestreo ¿Qué analizar y por qué? Color y apariencia externa Tensión de ruptura CA Contenido de agua Valor de neutralización Factor de pérdidas dieléctricas y/o resistividad CC Tensión superficial Llenado de un transformador con aceite nuevo Frecuencia de las pruebas del aceite Otros análisis para evaluar el estado del transformador

3 5 7 7 8 9 10 12 12 12 13 13

15 16 17 17 17 18 18 18 18 19 20 22

2.6.1 Análisis de gases en el aceite y contenido de furfuraldehído 2.6.2 Bifenilos policlorados

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REQUISITOS DE LOS ACEITES EN SERVICIO

3.1 3.2 3.3

Consideraciones preliminares Viscosidad Viscosidad y punto de inflamación versus gama de ebullición Propiedades a baja temperatura Punto de inflamación Densidad Contenido de agua Partículas Tensión de ruptura (CA) Actor de pérdidas dieléctricas (tan delta/factor de potencia) Tensión superficial Valor de neutralización Corrosión Estabilidad ante la oxidación Tendencia a la gasificación Ruptura por impulsos Influencia del PCA sobre las propiedades de gasificación y sobre la ruptura por impulsos Carga del flujo Salud y seguridad

3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17 3.18 3.19

Apéndice 1 Apéndice 2

Química básica de los aceites de transformador Técnicas de refinado

22 24

25 27 27 29 30 31 31 32 32 33 34 35 35 35 42 43 43 45 46

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INTRODUCCIÓN POR QUÉ ACEITE MINERAL El aceite mineral como medio refrigerante y aislante en los transformadores no supone ninguna novedad: de hecho, se ha utilizado ya durante más de un siglo. Si el aceite mineral sigue siendo utilizado como medio aislante en la actualidad, no sólo se debe a que ofrezca el mejor compromiso entre los costes y las prestaciones, sino también a su excelente compatibilidad con el resto de materiales del transformador. Otros líquidos bastante más costosos, tales como aceites de silicio, determinados tipos de ésteres, etc, se reservan para aplicaciones en las que sus características específicas puedan justificar un precio más alto. Debido a que este manual está dedicado a los aceites de transformador, no trataremos sobre estos otros tipos de aceites.

LA IMPORTANCIA DE LA CALIDAD Los tipos de aceites minerales utilizados actualmente no son muy distintos, en su estructura química básica, de los aceites utilizados hace cien años. Se ha mejorado, sin embargo, enormemente la calidad de los aceites gracias a los adelantos en las técnicas de refinado y debido a que ahora se conocen mejor los requisitos necesarios en las aplicaciones de los transformadores. Pero, ¿por qué utilizar aceites de mejor calidad? Para comenzar a responder a esta pregunta, comparemos el volumen relativo de aceite que una determinada fuente de energía eléctrica utiliza actualmente con el volumen que utilizaba en el pasado. La necesidad de una mejor calidad se hace obvia. Año

Litros de aceite/kVA

1930 1960 1980

Aprox. 3,5 1,0 0,25

La mayor carga térmica del aceite de transformadores exige una mejor estabilidad frente a la oxidación. La decisión de utilizar aceites de mejor calidad para transformadores también se justifica por la influencia de los costes y la fiabilidad en caso de avería del transformador, independientemente de si la misma se debe a un aislamiento deficiente por la formación de sedimentos o por un electroaislamiento de papel deteriorado.

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En la actualidad se estima que la vida útil de un transformador puede alcanzar hasta los 40 años, y para un aceite de alta calidad para transformadores rigen las mismas expectativas. En este contexto es interesante señalar que, si se ha elegido un aceite de baja calidad, durante algún tiempo - aproximadamente 10 años - no se harán patentes las prestaciones del aceite, y para entonces ya habrá expirado el período de garantía del transformador (la mayoría de las averías registradas en los transformadores durante los primeros años se deben a fallos de fabricación, transporte e instalación). Es fácil comparar los costes ocasionados por una vida de servicio más corta del transformador y/o las paradas prolongadas, con los costes adicionales relativamente bajos de un aceite de alta calidad. Dado que la vida de servicio del papel depende de la estabilidad del aceite (cuando el aceite se deteriora, se acelera la degradación de las fibras de celulosa), es evidentemente preferible utilizar desde el principio un aceite de buena calidad en lugar de esperar a que el papel se deteriore, un daño que es irreversible. Un estudio realizado por las compañías de inspección y seguros de los EE.UU mostró que: * Un 10% del total de averías en transformadores eléctricos se debían al  deterioro del material aislante. * La averías internas por sobrecarga en los arrollamientos de alta tensión eran ocasionadas por sedimentos de material. Por estas y otras razones es importante entender la influencia de los distintos parámetros del aceite cuando se van a seleccionar aceites para equipos eléctricos, especialmente transformadores. La diferencia principal entre la producción pasada y actual de aceites de transformador estriba en que la industria se ha especializado en áreas de competencia básica: las compañías que producen aceites de transformador son, a diferencia de los productores de combustibles, especialistas. Hoy día, trabajando con suministros de crudo de calidad homogénea y condiciones uniformes de producción, se pueden producir aceites de muy alta calidad.

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1. MANIPULACIÓN Y ALMACENAMIENTO 1.1 GENERALIDADES Una vez que se ha producido un aceite de transformador de modo tal que satisfaga requisitos específicos, el próximo y decisivo paso consiste en almacenarlo y suministrarlo sin alterar sus propiedades. Durante el almacenamiento y manipulación pueden verse modificadas ciertas propiedades cruciales para las prestaciones del aceite. Debido a su fácil contaminación, es necesario un alto nivel de conocimientos para mantener la calidad de los aceites de transformador. A continuación presentaremos los riesgos a evitar y las precauciones a tomar en lo relativo al proceso de manipulación. Algunos aceites, especialmente los ya usados, pueden ser nocivos y deben ser manipulados con gran precaución. Para mayor información, sírvase consultar la sección 3.19 Salud y Seguridad. Los puntos que presentamos respecto a manipulación y almacenamiento de los aceites de transformador tienen como finalidad salvaguardar las propiedades de los aceites. Los requisitos se explican detalladamente en el capítulo 3.

Compatibilidad Como regla empírica, puede afirmarse que los aceites de transformador nuevos de idénticas especificaciones son totalmente miscibles entre ellos. No obstante, si existe alguna duda, deberán probarse las características de la mezcla. Los parámetros a controlar más importantes son: Tensión superficial Fáctor de pérdidas dieléctricas, tan delta (factor de potencia) Estabilidad ante la oxidación La mezcla ha de cumplir, como es natural, con las especificaciones.

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Existen materiales que pueden influir en las propiedades del aceite y/o causar problemas durante la manipulación; este es un hecho que ha de ser considerado con antelación. Por ejemplo, cabe que la mayor solubilidad que presentan algunos aceites altere el caucho de los casquillos. Ello a su vez puede alterar propiedades del aceite tales como la tensión superficial, factor de pérdidas dieléctricas, color, e incluso terminar ocasionando fugas. Por eso es importante que el caucho sea resistente al aceite. Se debe examinar la compatibilidad de las pinturas utilizadas en los depósitos, de las bolsas de goma y del resto de materiales de revestimiento.

INSTRUCCIONES, RUTINAS Y  GARANTÍA DE LA CALIDAD Todas las acciones y procedimientos a seguir en Nynas Naphthenics se hallan documentados en instrucciones, como guía para nuestro personal y subcontratistas en los depósitos y, posteriormente, para nuestros clientes. Las instrucciones forman parte de nuestro sistema de calidad, y su desarrollo, distribución, implementación y eficacia satisfacen los requisitos de la normativa ISO 9001, a la que Nynas ha estado oficialmente certificada desde 1991. Para la manipulación de nuestros aceites, incluyendo los aceites de transformador, existen unas instrucciones ampliamente detalladas que incluyen todos los pasos necesarios para el suministro de los productos a nuestros clientes. Inspectores independientes, con los conocimientos y autoridad para supervisar y salvaguardar los suministros, operan en todos los embarques  y en la mayoría de operaciones de transporte por carretera/ferrocarril.

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1.2 ALMACENAMIENTO EN DEPÓSITOS Requisitos para los depósitos Los depósitos de almacenamiento utilizados para los aceites de transformador no difieren de los empleados para otros aceites o productos químicos. El material es normalmente acero suave o acero inoxidable. Los depósitos de acero suave pueden ser revestidos con pinturas resistentes al aceite. Se debe controlar su compatibilidad con los aceites de transformador, o utilizar las pinturas que recomienden los productores de transformadores o de aceites. El contenido de agua en un aceite de transformador afecta notablemente a sus propiedades aislantes. En depósitos de almacenamiento esto significa que debe evitarse el contacto con aire húmedo, especialmente en climas cálidos con alta humedad relativa del aire. La manera más usual de conseguirlo es equipar el depósito con un deshumidificador de silicagel, que extrae la humedad del aire entrante en el depósito. También puede lograrse conectando una fuente de nitrógeno o de aire seco al depósito a través de una válvula de presión. Con un equipo de estas características, el contenido de agua en el aceite de transformador puede igualmente ser reducido hasta aproximadamente 10 ppm, haciendo burbujear el gas seco a través del aceite. Esta es la técnica preferida. Si el producto ha sido contaminado por agua, es importante que el depósito cuente con un fondo inclinado, con un punto de succión bajo, para drenar el agua libre antes del secado final. También es importante mantener seco el aceite en los depósitos de acero suave, para preservar el depósito de oxidación. En este mismo sentido, el depósito deberá contar con una conexión de descarga a cierta altura sobre su fondo, para evitar que las partículas sean aspiradas junto con el producto. Con ello, además, se influye sobre la vida de servicio y la eficacia del filtro de partículas. Los filtros a que nos referimos son los ubicados en la estación de carga o en la de los clientes, en la unidad de desgasificación o en un sistema de fabricación. En los depósitos de almacenamiento para suministro directo a los clientes, los aceites de transformador presentan normalmente un contenido de agua de 20 ppm ó inferior. La línea de carga deberá estar equipada con un filtro de partículas en el que el tamaño nominal de los poros no supere los 5 micrómetros.

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Manipulación especializada Es de vital importancia mantener el depósito completamente diferenciado y dedicado en exclusiva a los aceites de transformador. Naturalmente, lo mismo es aplicable a todas las tuberías y conductos utilizados para transportar el aceite hasta las estaciones de carga y otros depósitos costeros. Si no se pueden mantener los depósitos/tuberías separados de otros productos, será necesaria una limpieza cuyo grado y ténica quedarán determinados por el carácter del producto anterior. Existen algunos productos que pueden ser extremadamente perjudiciales para un aceite de transformador, implicando evidentes riesgos de contaminación incluso después de la limpieza. Pueden ser agrupados como: • Aceites de motor • Aceites de transferencia térmica • Aceites usados • Otros lubricantes formulados • Hidrocarburos halogenados

Rutinas de inspección y muestreo La calidad de los aceites de transformador ha de ser comprobada minuciosamente según las rutinas establecidas. Aunque se pueden proporcionar las siguientes directrices generales, la frecuencia y la amplitud de las pruebas dependerán de factores locales tales como el diseño del sistema de manipulación y el tipo de sistema de calidad: • Los depósitos y tuberías costeras han de ser inspeccionados para comprobar su limpieza antes de llenarlos con un producto nuevo. En caso contrario, deberá conocerse la calidad (analizada) del producto anterior. • Después de llenar el depósito, se deberán tomar muestras del producto, analizarlas y aprobarlas según las especificaciones. • Si el producto tiene bajo movimiento, deberá ser analizado regularmente o antes de la entrega a un cliente. El análisis de estas muestras habrá de incluir los parámetros susceptibles de alteración por almacenamiento, p. ej. el factor de pérdidas dieléctricas, contenido de agua, tensión superficial y apariencia externa. El muestreo deberá realizarse normalmente según CEI 475. Una muestra media de un depósito también podría ser, sin embargo, una muestra de servicio complementada con una muestra absoluta de fondo.

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Es esencial que el equipo de muestreo sea utilizado exclusivamente para los aceites de transformador, o que sea limpiado minuciosamente antes de su uso. Las botellas de muestra deberán ser nuevas, de color oscuro y provistas de los sellos y etiquetas apropiados. Si se utilizan botellas claras, deberán ser almacenadas lejos de la luz.

1.3 ELECCIÓN DE CONTENEDOR 1.3.1 Transporte en buques Normalmente sólo se emplean buques para el transporte desde una refinería a un depósito, donde se realiza el almacenamiento antes de la distribución a los clientes finales. Los buques deberán pertenecer a la categoría de "buques cisterna químicos", dotados con depósitos revestidos o de acero inoxidable y con sistemas de tuberías/bombeo fáciles de limpiar y drenar. Asímismo, es posible utilizar buques que hayan estado dedicados al transporte de aceites de base, siempre y cuando se conozca la carga anterior y ésta haya tenido la misma naturaleza y grado de refinación que los aceites de transformador. Observar que las propiedades de baja temperatura de un aceite de transformador pueden ser alteradas por contaminación con aceites de base parafínica, incluso los más refinados. No se aceptará como carga anterior, sin haber procedido a una limpieza minuciosa, la que consistiera en productos de aceite formulado, tales como aceites hidráulicos. Absolutamente ningún artículo comprendido en la categoría de aceites de motor podrá ser aceptado como carga anterior.

Limpieza El problema más habitual al transportar aceites de transformador en los depósitos de un buque es mantener el producto seco. En algunos buques se puede hacer pasar un flujo de nitrógeno a través del aceite, o colocar una cubierta de nitrógeno en la parte superior del depósito. Los deshumidificadores de silicagel no son apropiados para los depósitos de los buques, debido al agua y la alta humedad. Los depósitos, tuberías y bombas son normalmente muy fáciles de drenar, limpiar e inspeccionar. Todas las personas que trabajan con la carga, descarga y transporte deberán recibir información sobre la sensibilidad del producto. Es esencial inspeccionar el equipo del buque para manipulación del producto antes de usarlo, y comprobar minuciosamente el producto después de la carga y descarga. Aunque los sistemas de calidad funcionen correctamente y parezcan innecesarias las inspecciones, existen todavía muchos factores incontrolados que pueden alterar la calidad del producto.

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Aun siendo el del agua el problema más usual, los problemas que más tiempo y dinero consumen son los ocasionados por la contaminación química causada por una limpieza deficiente y/o una carga anterior incompatible. Ver también la sección 1.4.3

Muestreo De cada depósito cargado deberá tomarse una media de muestras de nivel, que será complementada con una muestra de fondo absoluto. Estas muestras han de ser conservadas durante un tiempo apropiado. Para el análisis y puesta en circulación del producto, se preparará una muestra compuesta por cada producto. Los requisitos para el equipo de muestreo son iguales a los descritos en la página 6.

1.3.2 Transporte en camiones cisterna, vagones de ferrocarril y contenedores Los suministros rodados son indiscutiblemente el medio de transporte más utilizado. Los camiones cisterna y los contenedores se han convertido, con el paso de los años, en métodos seguros de transporte. Los camiones cisterna especiales, equipados con deshumidificadores de silicagel, se emplean cuando la exigencia de que el producto esté seco reviste especial importancia. Este requisito es comprensible cuando se han de realizar suministros directos a un punto que carece de unidad desgasificadora, aunque el procedimiento no sea recomendable dado que todo transformador ha de ser llenado a través de un filtro de desgasificación. Para los suministros en que el aceite pueda ser desgasificado en destino, este medio de transporte implica aumentos de coste con mínimo beneficio. Los vagones cisterna del ferrocarril se consideran muy seguros en términos de riesgo de contaminación, y pueden equiparse de igual manera que los camiones cisterna.

Limpieza Los camiones cisterna y vagones de ferrocarril están normalmente fabricados en acero inoxidable, a veces en aluminio, y su limpieza resulta muy sencilla. Las tuberías de carga/descarga son cortas y fáciles de inspeccionar, no existiendo bombas si éstas no han sido expresamente solicitadas por el cliente. Las bombas, debido a su diseño, son difíciles de limpiar y pueden ocasionar riesgos de contaminación. Han de estar dedicadas exclusivamente a los aceites de transformador o bien ser objeto de limpieza minuciosa, de ser posible bañándolas en el producto propiamente dicho o con un aceite de base nafténica de baja viscosidad.

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Debido a la dificultad para inspeccionarlas, todas las mangueras deberán estar dedicadas en exclusiva a los aceites de transformador. Una confirmación de la limpieza deberá basarse en una muestra obtenida lavando la manguera. Se deberán limpiar e inspeccionar los camiones cisterna, a menos que la carga anterior haya consistido en aceite de transformador o en un aceite de base que pueda ser identificado y aceptado. Para comprobar la limpieza, siempre deberá realizarse una inspección ocular de los depósitos, tuberías y válvulas.

Muestreo Con objeto de verificar la calidad de un cargamento de aceite de transformador, deberán tomarse muestras en los siguientes puntos: - en el nivel más bajo de la línea de carga, para verificar que se embarca el producto correcto y que cumple con las especificaciones. - en los distintos compartimentos, como muestras de servicio, para obtener un promedio satisfactorio. Una vez aprobado el análisis, las muestras de los distintos compartimentos pueden ser mezcladas para crear una muestra promediada. - si el recipiente de transporte recibe la carga desde su parte superior, se deberán tomar muestras por debajo del nivel del líquido en cada línea de carga, y analizarlas para verificar que no existan contaminantes en el sistema de descarga. Las muestras deben ser tomadas con un equipo limpio o con un equipo dedicado en exclusiva al uso con aceites de transformador. Las botellas/recipientes utilizados para el almacenamiento podrán de ser de vidrio o aluminio. Para almacenamientos prolongados, las botellas de vidrio habrán de ser de color oscuro o mantenerse preservadas de la luz. Si van a emplearse otros materiales, deben ser examinados para comprobar su idoneidad.

1.3.3 Transporte en "Bolsas flexibles" (bolsas de goma) Para los aceites de trasnformador se utilizan a veces, junto con los eurocontenedores, las denominadas "bolsas flexibles"(bolsas de goma). La ventaja que presentan estas bolsas es que después de su uso pueden ser devueltas como un paquete pequeño, mientras los contenedores pueden ser empleados para otros tipos de cargas. No obstante, existen desventajas y riesgos asociados a estas bolsas de goma. En primer lugar, es difícil inspeccionarlas antes de reutilizarlas. Han de estar dedicadas exclusivamente al uso con aceites de transformador o bien ser minuciosamente lavadas.

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También puede ser objeto de dudas el material de que están compuestas algunas de las bolsas, debiéndose comprobar su compatibilidad con los aceites de transformador cuando no haya sido aprobado por el proveedor del aceite o el usuario.

Limpieza La exigencia de limpieza es la misma que para el resto de recipientes. Las complicaciones se concretan en las dificultades de inspeccionar las bolsas o de distinguir las exclusivamente dedicadas a los aceites de transformador. Esto ha de añadirse a la importancia de las muestras y de los análisis del producto cargado.

Muestreo Los requisitos que han de aplicarse al muestreo no difieren de los del resto de suministros a granel. La bolsa de goma ha de estar equipada con algún tipo de dispositivo de muestreo que, después de la carga, posibilite tomar muestras del aceite aislante sin producir derrames. El problema es que no puede tomarse una muestra promediada de una bolsa de goma (p. ej., una muestra en línea: una mezcla de las muestras de la parte superior, punto central y fondo). No se puede conocer así con exactitud el estado del producto después de la carga.

1.3.4 Transporte en bidones Elección del bidón Los bidones de acero de aproximadamente 210 litros son el segundo método más usual en el suministro de los aceites de transformador. Los bidones están fabricados en acero suave y tienen dos aberturas selladas con tapones de rosca, siendo el tri-sure el tipo más normal. El acero puede presentar distintos grosores: para suministros in situ de aceites de transformador se emplea normalmente acero de 1,0 mm. Debido a las dificultades y costes que implica la limpieza e inspección de los bidones usados, los bidones nuevos ofrecen un alto grado de seguridad y pueden ser adquiridos a un precio razonable. En cualquier caso, la limpieza de los bidones desocupados habrá de ser controlada mediante inspección ocular aleatoria, especialmente si han sido almacenados vacíos durante algún tiempo. Los bidones han de conservar colocados sus tapones durante el almacenamiento previo al llenado. El control vigilará principalmente la aparición de óxido causado por humedad del aire o agua libre. Algunos proveedores ofrecen los bidones llenos con nitrógeno, lo que reduce el riesgo de oxidación en su interior.

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Limpieza Debido al riesgo de contaminación por productos anteriores, es muy importante que el sistema de llenado de los bidones cuente con un procedimiento de limpieza. Estos sistemas no pueden ser fácilmente inspeccionados, e incluso aunque estén bien drenados sus bombas y filtros pueden todavía conservar restos del producto anterior. Los bidones se llenan a través de una de las aberturas, mediante un tubo insertado hasta el fondo del bidón. El bidón suele hallarse sobre una báscula, para obtener el peso correcto. Después de su llenado, los bidones son comprobados y sellados. Es importante mantener un determinado volumen libre en el bidón para permitir la expansión del aceite que los cambios de temperatura ocasionan. Es de máxima importancia tomar muestras y pruebas del aceite de los primeros bidones, ya que en ellos se puede identificar con más seguridad la posible contaminación. En algunos casos, los bidones son llenados con nitrógeno o aire seco antes del llenado con aceite, para evitar la condensación de agua procedente del aire húmedo. Esta medida es esencial cuando las condiciones atmosféricas implican alta humedad y una temperatura relativamente alta (>60% de humedad relativa y >20°C). La adopción de estas precauciones, en cualquier caso, no sustituye la recomendación de emplear un filtro de desgasificación al llenar de aceite los transformadores. También es importante comprobar el sellado y apretar los tapones al par prescrito. Aunque los bidones sellados parezcan adecuadamente cerrados, el agua puede penetrar a través de los tapones; por ello, los bidones deberán ser transportados y almacenados en posición horizontal o invertida hasta que vayan a ser utilizados. Los bidones paletizados no pueden ser invertidos, por lo que deben ser almacenados cubiertos o en interiores.

Muestreo Para los bidones se aplican los mismos requisitos que para las muestras de línea. El número de muestras de bidones y el modo de tomarlas está definido en CEI 475. El procedimiento puede ser descrito brevemente de la siguiente manera: Se deberá tomar una muestra de fondo de los bidones números 1, 2, 5, 10, 100, 200, etc... hasta el último bidón, y cada muestra deberá ser inspeccionada ocularmente para descartar la presencia de partículas y turbiedades. Una muestra total, compuesta por todas las tomadas de los bidones, deberá ser entonces analizada y cotejada con las especificaciones. Si se detecta un contaminante, habrá de ampliarse el control hasta hallar un bidón correcto en la serie. Los bidones contaminados han de ser separados. Un experto en aceites deberá dictaminar si el aceite puede ser utilizado o debe ser desechado. También deberá comprobarse la posible existencia de contaminantes en el bidón

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número 1 analizando, por ejemplo, el contenido de agua y el factor de pérdidas dieléctricas.

1.4. CONTAMINANTES Y POSIBLES MEDIDAS CORRECTORAS 1.4.1 Agua El agua es el contaminante más usual en los aceites de transformador durante la manipulación y almacenamiento. Esto se debe, como es natural, a la presencia del agua en la mayoría de ambientes, así como al hecho de que el agua sea ampliamente utilizada en el lavado de vehículos de transporte y equipos de manipulación. Existen tres métodos pricipales para extraer el agua. Estos no incluyen el calentamiento, ya que la solubilidad del agua en aceite aumenta en relación directa a la temperatura. (Ver la página 31, figura 5). Las grandes acumulaciones de agua libre habrán de ser drenadas cuando se hayan depositado en el fondo del depósito/contenedor. El agua disuelta puede ser recogida haciendo circular una corriente de aire seco o nitrógeno seco a través del aceite. Un ligero aumento de la temperatura acelera el proceso de secado, al incrementar la solubilidad del agua en aire/nitrógeno. El método final es la desgasificación, siendo ésta la técnica más usual y la única apropiada en algunos casos. El equipo puede ser tanto estacionario como móvil. La técnica consiste en calentar, tratar al vacío y filtrar el aceite a través de un filtro de partículas. El aceite calentado se expone al vacío, lo que origina la evaporación del agua. Existen numerosos fabricantes de esta clase de equipo. Sin embargo, el funcionamiento del equipo requiere grandes cantidades de electricidad y su precio de compra resulta bastante elevado. Unos equipos relativamente asequibles y unos bajos costes operativos convierten al método de secado por aire en el más económico.

1.4.2 Partículas Las partículas interactúan con el agua, reduciendo la tensión de ruptura eléctrica. Por otra parte, se hallan presentes en el entorno ambiental del aceite cuando éste es almacenado, transportado o cargado en un transformador. Las partículas son extraídas al filtrarlas a través de filtros de partículas, los cuales forman parte de los filtros de desgasificación. Cuando se carguen aceites de transformador para su suministro a clientes finales, se deberá utilizar un filtro de 5 micrómetros o inferior.

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La vida de servicio de estos filtros depende de la cantidad de partículas y fibras que tengan que extraer del aceite. Debido a las partículas recogidas, la caída de presión a través del filtro aumenta hasta alcanzar el valor máximo predeterminado, indicando así que ha llegado el momento de cambiar el cartucho de filtrado.

1.4.3 Contaminación química Durante el transporte, manipulación o llenado del transformador pueden entrar en el aceite pequeñas cantidades de contaminantes químicos. Los contaminantes provienen de otros productos que hayan sido tratados con el mismo equipo. Aunque son de variada naturaleza, a menudo tienen en común las características de ser fuertemente polares y tensoactivos. Entre estas categorías de productos los tipos más usuales son los aceites de motor, aceites para corte de metales, productos antioxidantes, detergentes, aceites vegetales y sus derivados, etc. La lista es extensa, y la información sobre un contaminante concreto deberá obtenerse a través de un proveedor de aceites de transformador o de un fabricante de transformadores. Los contaminantes químicos de estos tipos alteran los valores del factor de pérdidas dieléctricas y/o tensión superficial. También pueden verse alteradas las propiedades de envejecimiento. Estos contaminantes polares pueden ser extraídos mediante tratamiento con arcilla activada. Sin embargo, el tratamiento con arcilla no comporta la garantía de que el aceite haya recobrado su estado original. Los inhibidores añadidos o naturales del aceite pueden haber sido extraídos por el tratamiento con arcilla, y pueden subsistir partes no polares de la contaminación en el aceite, acortando en muchos casos la vida útil del producto. Un aspecto positivo es que muchos aceites de bajo refino pueden ganar en estabilidad a la oxidación después del tratamiento con arcilla. Ver también la página 56 en la sección de refinado, donde se emplea el tratamiento con arcilla como última etapa de clarificación en el refinado. Obsérvese que la arcilla usada ha de ser manipulada como residuo nocivo para el medio ambiente. Después del tratamiento con arcilla, el aceite ha de ser siempre analizado para controlar su estabilidad a la oxidación.

1.4.4 Aceites de base/disolventes Los aceites de base/disolventes afectan a las propiedades de viscosidad y punto de ignición de un aceite; el grado dependerá de la cantidad introducida en el aceite.

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Pequeñas cantidades de aceites de base no repercuten normalmente de un modo demasiado negativo sobre los aceites de transformador, ya que éstos son en la actualidad bastante limpios y bien refinados. Sin embargo, y dependiendo de la viscosidad del aceite de base, pueden influir sobre las propiedades refrigeradoras del aceite de transformador; por ello deberá analizarse la viscosidad del aceite de transformador contaminado. Incluso en cantidades relativamente pequeñas, un aceite de base de baja refinación puede reducir la estabilidad a la oxidación. Si el aceite es parafínico, las propiedades de baja temperatura pueden resultar dañadas. La contaminación por disolventes repercute siempre negativamente sobre la temperatura de ignición. El problema con estos tipos de contaminantes es que existen muy pocos medios para contrarrestarlos. Aparte de la dilución en los casos en que se trate de pequeñas cantidades, las únicas medidas posibles son una refinación adicional o la conversión del aceite en combustible.

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2. MANTENIMIENTO DE LOS ACEITES DE TRANSFORMADOR EN SERVICIO 2.1 GENERALIDADES El coste de un transformador es elevado, por lo que la supervisión del funcionamiento de un sistema de transformador a través del aceite resulta económica en comparación con los costes que ocasiona una avería en el transformador y los provocados por la interrupción del suministro eléctrico. Esto es siempre cierto respecto a los transformadores de energía eléctrica, pero en lo relativo a los pequeños transformadores de distribución, los costes han de justificarse caso a caso realizando, por ejemplo, un cálculo de probabilidades del tipo "qué sucedería si...". La supervisión de los transformadores en servicio es aún más recomendable en combinación con un sistema informatizado experto en interpretación de los resultados de los análisis y almacenamiento de los anteriores datos operativos del transformador. Para mayor información sobre directrices y recomendaciones de seguimiento, es aconsejable ponerse en contacto con el fabricante de los transformadores y/o distribuidores de energía eléctrica/laboratorios independientes.

Elección del aceite Para asegurar la larga vida de servicio de un aceite de transformador (p. ej., consideraciones coste/prestaciones), el paso más importante consiste en seleccionar un aceite que incorpore las propiedades requeridas por el equipo en cuestión: distintos equipos necesitan distintas graduaciones de aceite. Por ejemplo, un transformador de alto voltaje y alta carga exige mejor aceite que un transformador de bajo voltaje y poca carga. El productor del equipo recomienda normalmente el tipo de aceite a emplear, ya que el aceite es considerado parte esencial del equipo, y no mero componente adicional e indefinido con el que ha de llenarse el transformador. Éste es el acercamiento moderno a una filosofía cualitativa. (Compárese con la industria automovilística, que provee especificaciones detalladas sobre los tipos de aceite a utilizar en los distintos componentes de un vehículo.)

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Diagnóstico del transformador Un aceite de transformador contiene información sobre el estado del transformador. Por ello, analizando el aceite en servicio pueden obtenerse tempranas indicaciones de la degradación del papel, puntos recalentados, averías eléctricas y problemas con piezas móviles tales como las bombas. Para evitar serios problemas, estos datos pueden ser utilizados como guía de las medidas correctoras a tomar en el transformador.

2.2 MUESTREO Para asegurar que las muestras sean representativas del aceite empleado en el equipo a probar, la realización del muestreo deberá seguir estrictas rutinas. En caso contrario, los resultados del análisis pueden conducir a conclusiones falsas sobre el estado, mientras la obtención, transporte y examen de las muestras implicarían una pérdida en cuanto a tiempo y dinero. Los requisitos detallados del muestreo vienen especificados en la normativa CEI 475. Deberán observarse en particular los puntos siguientes: • Cerciorarse de que la persona que tome las muestras tenga la suficiente experiencia, es decir, sea consciente de la sensibilidad de los aceites de transformador y utilice exclusivamente equipos limpios, secos y apropiados. Se han dado casos en que las muestras han sido tomadas en botellas de aceite de motor o en botellas de alcohol. Obrando así se altera el factor de pérdidas dieléctricas, punto de inflamación o el contenido de agua. Bastan unas pocas ppm de aceite de motor para destruir el factor de pérdidas dieléctricas. • Las muestras de aceite deberán tomarse normalmente de un "aceite vivo", es decir, de un aceite en circulación. Utilizar únicamente la válvula de fondo del depósito cuando se vayan a inspeccionar el agua libre y los sedimentos. • Comience el análisis drenando un volumen suficiente de aceite desde la línea de muestreo. • Es especialmente importante limpiar el recipiente de muestreo cuando se va a examinar el contenido de partículas en el aceite (descrito en CEI 970). • Enjuagar el contenedor con el líquido del que se van a tomar muestras según los pasos siguientes: – Verter el aceite en el contenedor dejándolo resbalar a lo largo de uno de los lados. Con ello se evitará que el aire se mezcle y quede atrapado en el aceite. Esto es extremadamente importante cuando se

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tomen muestras bajo condiciones húmedas, donde la saturación del agua puede ser muy rápida. Como alternativa, colocar en el contenedor de muestreo un tubo limpio que llegue desde el transformador hasta el fondo del contenedor, y dejar que el aceite llene desde el fondo el contenedor hasta rebosar. – Dado que el contenedor ha de ser llenado al 100% de su capacidad, las botellas de vidrio no son apropiadas puesto que la expansión del líquido requiere dejar un pequeño volumen de aire. – Después de tomar la muestra, asegurarse de que el tapón esté limpio, intacto y correctamente fijado al contenedor. Algunos tapones de goma pueden afectar al aceite. – Etiquetar la muestra para que pueda ser fácilmente identificada. – Almacenarla en lugar oscuro o en una caja apropiada, si se han empleado botellas de vidrio o de plástico ligero. El aceite mineral es normalmente muy sensible a la luz ultravioleta, y la exposición a la luz puede deteriorarlo. El primer indicio de ello consiste en una reducción de la tensión superficial. – Para los análisis de gas en el aceite deben utilizarse equipos especiales de muestreo; el procedimiento se especifica en CEI 567.

2.3 QUÉ ANALIZAR Y POR QUÉ 2.3.1 Color y apariencia externa El color y la apariencia externa proporcionan una información rápida y valiosa, fácil de obtener in situ. Una persona experimentada advierte inmediatamente la presencia de anormalidades. Si se añade el olor, puede obtenerse una gran información. Un color oscuro puede indicar que el aceite ha comenzado a deteriorarse, lo que además constituye el primer paso en la formación de lodos. La apariencia de un aceite puede revelar la presencia de agua libre e impurezas, tales como fibras o partículas de celulosa. Un olor desagradable puede denotar la formación de un arco eléctrico, lo que ocasiona la descomposición del aceite. Con todo, es necesaria una sistemática documentación de estas observaciones para asegurar la continuidad en caso de cambios de personal.

2.3.2 Tensión de ruptura CA La tensión de ruptura CA cobra importancia como medida de la capacidad de un aceite para resistir el estrés eléctrico. La tensión de ruptura depende del contenido de agua y partículas del aceite. Es especialmente importante controlarlo antes de poner en marcha un transformador nuevo, así como cuando el aceite del

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transformador y el aislamiento de papel comienzan a deteriorarse, ya que el proceso de deterioro genera agua y partículas.

2.3.3 Contenido de agua El contenido de agua en el aceite de transformador proporciona una indicación sobre el contenido de agua en el material de papel. Un nivel demasiado alto de agua en el aceite denota que el papel también contiene gran cantidad de agua; ello afectará al envejecimiento del papel, es decir, provocará la descomposición de sus fibras, lo cual ocasiona daños irreversibles que pueden conducir a una descarga eléctrica en el transformador. Cabe resaltar otros dos puntos: el aceite antiguo de transformador transformador, cuando ha comenzado a oxidarse, presenta más alto nivel de saturación por agua que un aceite nuevo; el agua también se produce durante la oxidación tanto del aceite como del papel, lo que acelera aún más la descomposición del papel.

2.3.4 Valor de neutralización El valor de neutralización indica si el aceite contiene algún material ácido. Un valor alto o en aumento señala que el aceite ha comenzado a oxidarse. Un valor alto podría ocasionar problemas de corrosión, y el ácido puede formar jabones con los iones metálicos del aceite y afectar sus propiedades eléctricas. Además, debido a su estructura polar, estos ácidos incrementan la solubilidad del agua en el papel. También contribuyen a la degradación del papel (acción catalítica).

2.3.5 Factor de pérdidas dieléctricas y/o resistividad CC Estas características son muy sensibles tanto a los productos contaminantes como al envejecimiento. En algunas pruebas de estabilidad a la oxidación, se mide el factor de pérdidas dieléctricas y/o resistividad CC del aceite después de la prueba de envejecimiento, para indicar la capacidad de resistencia a la oxidación del aceite. Dichas pruebas aportan normalmente similares indicaciones sobre impurezas, por lo que no es necesario realizar ambas.

2.3.6 Tensión superficial Este es un análisis muy sensible y capaz de ofrecer, combinado con el factor de pérdidas dieléctricas, una pronta señal de alarma al iniciarse el deterioro del aceite (ver la sección 3.14 Estabilidad ante la l a oxidación).

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2.4 LLENADO DE UN TRANSFORMADOR CON ACEITE NUEVO Un aceite nuevo pierde algunas de sus propiedades, como el factor de pérdidas dieléctricas y la tensión superficial, cuando es bombeado al interior de un transformador. Estos parámetros son muy sensibles a los contaminantes del transformador, y pueden ser introducidos durante la manipulación y llenado. Los límites que recomienda CEI 422, sobre ajuste de los valores que han de presentar los aceites minerales de transformador nuevos ya cargados en transformadores de energía eléctrica nuevos, se muestran en la tabla de la página siguiente. Las cifras que indica se comparan con los requisitos de la CEI 296 sobre ajuste de los valores de los mismos aceites antes de ser cargados en los transformadores. transformadores. Para los transformadores del tipo de 72,5 kV, el contenido de agua en el aceite deberá ser acordado entre el proveedor y el usuario, según las condiciones locales. La tabla siguiente proviene de CEI 422, aunque diversos fabricantes de transformadores podrían exigir requisitos más estrictos en cuanto a contenido de agua y tensión de ruptura. Para los transformadores de más de 170 kV, algunos productores/usuarios exigen un máximo de sólo 5 ppm de agua, mientras la recomendación máxima de la CEI 422

Gama del transformador <72.5kV Propiedades

72.5-170kV

>170kV

Color

máx 2.0

máx 2.0

máx 15

máx 10

máx 30 a granel

mín 35

mín 35

mín 35

44 para el el aceite aceite nuevo como valor típico

Factor de perdidas dieléctricas 90°C

máx 0.015

máx 0.015

máx 0.010

máx 0.005

Resistividad 90°C G ohm m (G=giga=109)

mín 60

mín 60

mín 60

max 2.0

Contenido de agua, mg/kg Tensión superficial (mN/m)

Tensión de ruptura (kV)

mín 40

mín 50

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mín 60

Requisitos del aceite nuevo según CEI 296

mín 30 antes de/ mín 50 después del tratamiento

se sitúa en 10 ppm. Es muy difícil que los aceites cumplan los requisitos de la tabla si no han sido desgasificados, de donde se deduce la necesidad de cargar el transformador con un aceite desgasificado y filtrado. Es muy importante comprobar que la unidad de desgasificación se halle limpia y no esté contaminada con aceite usado. Si la unidad contuviera aceite usado, el factor de pérdidas dieléctricas y la resistividad podrían alterarse y quedar fuera de los niveles especificados en la tabla, pudiendo asimismo resultar en una vida útil más corta para el aceite tratado. También es necesario cerciorarse de que la unidad no haya sido usada para aceites PCB contaminados. Sabemos además que si el sistema ha manipulado aceites de silicio, éstos podrían contaminar a los aceites minerales y ocasionar una espumación excesiva. Parte del aceite se evaporará junto con el agua. Por ello, la temperatura de filtrado no deberá ser demasiado alta y habrá de ajustarse en relación al vacío. ASTM D 3487 recomienda, por ejemplo, un máximo de 80°C cuando puede alcanzarse una presión de 1 mmHg en el equipo de vacío. Esto es especialmente importante para los aceites inhibidos cuando los tipos fenólicos del inhibidor tengan una presión de vapor más alta que el aceite, lo que podría acortar la vida de servicio del aceite. Si se utiliza un almacenamiento intermedio, deberá confirmarse que sea apropiado para los aceites de transformador. Ver bajo el título "Manipulación y Almacenamiento", sección 1.

2.5 FRECUENCIA DE LAS PRUEBAS DEL ACEITE Resulta muy difícil emitir recomendaciones generales sobre la frecuencia con que deberá examinarse un aceite de transformador en servicio, y el grado de deterioro a que se le puede permitir llegar. La decisión ha de tomarse caso a caso, considerando las circunstancias individualizadamente. Por ejemplo, es probable que los propietarios de grandes transformadores de energía eléctrica examinen con regularidad sus transformadores, mientras los propietarios de los pequeños transformadores de distribución tenderán a asumir mayores riesgos. La valoración del riesgo no deberá basarse únicamente en el tamaño del transformador, sino sobre todo en los efectos de una avería. Puede realizarse un estudio del tipo " qué sucedería si...", para evaluar los costes y demás consecuencias de una avería. En un análisis de los riesgos de avería, deberá considerarse la tendencia en los resultados: es decir, el aumento en el tan delta versus el tiempo, el contenido de metal versus el tiempo, el valor de neutralización versus el contenido de furfural, etc.

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En la CEI 422 los equipos eléctricos están agrupados en ocho clases diferenciadas, con distintas recomendaciones sobre la frecuencia de seguimiento. La tabla que a continuación presentamos incluye únicamente dos de ellas: una categoría O, de alta carga, de transformadores de energía eléctrica con voltaje superior a 420 kV, y una categoría C de baja carga, de hasta 72,5 kV. Como complemento a estas pruebas se puede medir el punto de inflamación, no debiendo existir una disminución, desde el valor inicial, superior a 15°C. Se deberá comprobar el punto de inflamación si se percibe un olor inusual. Esto podría indicar que el aceite ha estado expuesto a un arco eléctrico, que lo ha descompuesto en componentes de baja ebullición. Se puede medir el contenido de inhibidor para determinar si ha disminuido drásticamente. El contenido metálico, así como de partículas, del aceite puede medirse para evaluar si el transformador padece algún problema mecánico; por ejemplo, piezas móviles con problemas de desgaste. Las directrices de frecuencia de la página adyacente provienen de la CEI 422. En la práctica, los distintos distribuidores de energía eléctrica contemplan períodos de seguimiento más largos o más cortos. Para los equipos más importantes, la mayoría de los proveedores de energía eléctrica cuentan con un programa regular de seguimiento establecido por ordenador, que especifica cuándo tomar una muestra. En estos sistemas se puede realizar un análisis de tendencia, así como reunir la experiencia acumulada con todo tipo de equipos bajo distintas condiciones de trabajo.

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Propiedades según los métodos CEI

Frecuencia

Límites de acción recomendados

Acción

Apariencia, sedimentos

No como prueba rutinaria. Deberá realizarse en combinación con otras pruebas

Sedimentos o partículas libres

Reacondicionar el aceite o cambiarlo por uno nuevo

Tensión de ruptura

Después del llenado, rellenado o reacondicionamiento anterior a la conexión. A los 12 meses, para la Cat. O cada 2 años, y para la Cat. C cada 6 años.

Cat. O 50kV Cat. C 30kV

Recondition or, Reacondicionamiento o, si es más económica, sustitución del aceite.

Contenido de agua

Cat. O: Después del llenado o rellenado. A los 3 y 12 meses, y después en conexión con los análisis de gas disuelto. Cat. C: No como análisis rutinario

Cat. O 20 mg/kg

Controlar el motivo y sopesar el reacondicionamiento. Si hay agua libre, drenarla antes de comenzar el reacondicionamiento.

Valor de neutralización

Cada 6 años

máx 0.5 mgKOH/g

Sustitución o reacondicionamiento

Factor de pérdidas dieléctricas 90°C

Cat. O: A los 12 meses, y después cada 6 años Cat. C: No como prueba rutinaria

Cat. O máx 0.2 Cat. C máx 1.0

Cotejar con las instrucciones del fabricante.

Tensión superficial

Cada 6 años

mín 15mN/m

Investigar

Cat. C: Agua libre a temperatura ambiente.

2.6 OTROS ANÁLISIS PARA EVALUAR EL ESTADO DEL TRANSFORMADOR 2.6.1 Análisis de gases en el aceite y contenido de furfuraldehído Estas pruebas se realizan para evaluar el estado físico del transformador en lo que respecta a factores tales como producción de arcos, puntos recalentados y deterioro del papel. La importancia de estas pruebas es cada vez mayor, debido al desarrollo de sofisticados equipos de análisis: Cromatografía de Líquidos de Altas Prestaciones (HPLC), Cromatografía de Gases (GC), etc. El análisis de gases en el aceite y su consiguiente interpretación se especifican en CEI 567, "Guía para el muestreo de los gases...", y CEI 599, "Guía para la interpretación de los análisis de los gases...". En los transformadores llenados con aceite, la formación de gases será consecuencia del normal envejecimiento, pero también, y en mayor medida, resultado de las averías. Basándose en los tipos de gases

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formados, pueden interpretarse las razones de las averías. Los fabricantes y empresas productoras de energía eléctrica han desarrollado sus propios conocimientos, referidos a las distintas evaluaciones. La detección de los gases se realiza con métodos cromatográficos de gases, empleándose distintas técnicas para extraer los gases del aceite. CEI 567 ha sido revisada (1992), e incluye los métodos más eficaces. Deberán analizarse los gases siguientes: hidrógeno, oxígeno, nitrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbono y dióxido de carbono. Las cantidades y proporciones entre los gases son utilizadas en la interpretación de las posibles averías. En la tabla siguiente mostramos algunos ejemplos de interpretaciones.

Nitrógeno + un 5% ó inferior de oxígeno.

Operación normal de transformador sellado.

Nitrógeno + superior a un 5% de oxígeno.

Controlar la hermeticidad en transformadores sellados.

Nitrógeno, dióxido de carbono, monóxido de carbono.

Transformador sobrecargado, descomposición de la celulosa. Comprobar las condiciones operativas.

Nitrógeno e hidrógeno.

Descarga en corona, ocasiona electrólisis del agua o corrosión.

Nitrógeno, hidrógeno, metano con Chispazos u otras averías menores, ocasiopequeñas cantidades de etano y etileno. nan ligera descomposición del aceite. Nitrógeno con alto contenido de hidrógeno y otros hidrocarburos, incluyendo acetileno.

Formación de arcos de alta energía, ocasionan rápido deterioro del aceite.

Los niveles de monóxido y dióxido de carbono en los análisis de gases en el aceite aportan una indicación del grado de deterioro del papel. Pero se obtiene una señal más precisa y temprana sobre el estado del papel midiendo el contenido en furfuraldehídos del aceite. Esto se realiza siguiendo un método HPLC, ver la CEI 1198 (1993), en el que el umbral de detección de los furfuraldehídos es deliberadamente bajo, avisando así con más anticipación que los análisis de gases en el aceite. Se trata de un análisis relativamente sencillo y, aunque el costo del equipo sea de cierta entidad, proporciona una información muy valiosa.

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2.6.2 Bifenilos policlorados (PCB) Los nuevos aceites minerales, producidos de petróleo crudo, no contienen PCB. Los PCB tienen su origen en los líquidos aislantes sintéticos, y eran utilizados como tales debido a sus buenas propiedades eléctricas y su baja combustibilidad. Cuando se descubrió su impacto negativo sobre el medio ambiente, su uso fue prohibido en muchos países. Siempre existe el peligro de que los PCB puedan ser introducidos en un aceite de transformador nuevo al mezclar éste con aceites depurados sucios, o como contaminación proveniente de aceites usados. Por esta razón, se deberá medir el contenido PCB de todas las mezclas de aceites depurados y nuevos. También puede ser necesario medir el contenido PCB de los aceites cuya eliminación esté decidida. Los aceites que contienen PCB están clasificados en muchos países como residuos peligrosos, exigiendo métodos especiales para su eliminación.

Referencias: 1) CEI 296 Especificación sobre aceites minerales nuevos para transformadores y aparatos de conmutación. 2) CEI 970. 3) CEI 1198. 4) CEI 422 Guía para el mantenimiento y supervisión de los aceites de transformador en servicio. 5) Una guía para el mantenimiento de los transformadores. S. D. Myers, J.J. Kelly, y R.H. Parrish. TMI, 1981. 6) CEI 567 Guía para el muestreo de los gases y del aceite de los equipos eléctricos llenos con aceite, y para el análisis de los gases libres y disueltos. 7) CEI 599 Interpretación del análisis de los gases en los transformadores y otros equipos eléctricos llenos con aceite en servicio.

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3. REQUISITOS DE LOS ACEITES EN SERVICIO 3.1 GENERALIDADES El aceite cumple varias funciones en un transformador, siendo naturalmente el aislamiento y la refrigeración las más importantes. Otra de sus funciones consiste en transportar información sobre el estado de los componentes activos del transformador.

Especificaciones Los requisitos más importantes de un aceite de transformador están listados en diversas especificaciones y normativas nacionales e internacionales. No obstante, estas normativas sólo concretan los requisitos mínimos para los aceites de transformador, por lo que muchos productores de transformadores y compañías eléctricas determinan sus propios requisitos a menudo más estrictos, basándose en sus necesidades particulares. Las normativas básicas son CEI 296, BS 148, VDE 0370 y ASTM D 3487. Ver las explicaciones que presentamos más abajo. Aunque los requisitos físicos son razonablemente similares, en lo que respecta a estabilidad frente a la oxidación existen grandes diferencias entre los distintos métodos - CEI 74, CEI 474, CEI 813, DIN 51554 Prueba Baader, ASTM D 2440. Todos ellos intentan simular el comportamiento a largo plazo frente a la oxidación en un tiempo muy corto. Ver también la tabla de la página 49. Merece la pena observar que no se listan requisitos químicos de tipo real, tales como el contenido de nitrógeno, azufre o compuestos poliaromáticos (PCA) del aceite. Estos componentes químicos ocasionan diferencias entre los aceites que no están especificadas por los parámetros normales, e influirán sobre la tensión de ruptura por impulsos, propiedades de absorción de gases, carga del flujo y parámetros de estabilidad. Como puede deducirse de las propiedades listadas en la página adyacente, las especificaciones se pueden dividir en cuatro tipos. En la tabla de la página adyacente encontrará distintas especificaciones, nacionales e internacionales, listadas jerárquicamente. Algunos fabricantes de transformadores y diversos distribuidores de energía eléctrica cuentan asimismo con sus propias especificaciones y requisitos. En las próximas páginas pasaremos a analizar algunos de los parámetros físicos y químicos relacionados en las especificaciones, así como algunos parámetros no especificados.

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CEI 296

Normativa internacional

BS, ASTM, VDE etc.

Especificaciones nacionales

ABB, GEC-Alshtom etc.

Especificaciones de fabricantes de transformadores

RWE, EDF etc.

Especificaciones de distribuidores de energía eléctrica

Resumen de los requisitos sobre las propiedades Químicos Estabilidad ante oxidación Contenido de inhibidor de oxidación Azufre corrosivo Contenido de agua Indice de neutralización

Propiedades eléctricas Tensión de ruptura Factor de pérdidas dieléctricas

Físicos Viscosidad Apariencia Densidad Punto de fluidez Tensión superficial Punto de inflamación

Requisitos adicionales Tensión de ruptura por impulsos Carga del flujo Propiedades de gasificación Estructura aromática Estructura poliaromática Propiedades de solubilidad

Ver también la tabla de la página 50.

Compatibilidad La compatibilidad entre los distintos aceites ha sido siempre un tema muy debatido. Ello no obstante, cabe afirmar que los aceites que cumplen la CEI 296 son miscibles entre sí. A continuación observaremos con mayor detalle estos requisitos y su influencia sobre los aceites de transformadores en servicio.

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3.2 VISCOSIDAD La viscosidad de un aceite es importante para la refrigeración del transformador: cuanto más baja es la viscosidad, mejor es la refrigeración. El aumento de temperatura reduce la viscosidad, y un pequeño cambio en la viscosidad debido a la temperatura significa un alto índice de viscosidad (IV), mientras que un cambio relevante indica un índice bajo. Para aplicaciones lubricantes se recomiendan aceites con alto IV. Para la refrigeración, sin embargo, es preferible un IV bajo debido a que, a la temperatura operativa, se requiere una viscosidad menor. Seguidamente se comparan dos aceites, uno nafténico y uno parafínico. Aunque ambos presentan la misma viscosidad a 40°C, puede comprobarse que existe una diferencia relativamente grande entre los dos aceites a temperatura de trabajo. Aceite clase II

IV alto

IV bajo

Viscosidad a 70°C mm2/s

Parafínico 4,2

Nafténico 3,4

Nunca supone una ventaja emplear aceites de alta viscosidad, ya que cuanto más alta sea ésta peores serán las propiedades refrigerantes. El resultado se traducirá en más altas temperaturas de trabajo, mayores pérdidas, y deterioro acelerado del aceite y del papel. Todo ello hace preferible un aceite nafténico. CEI 296 se divide actualmente en tres clases de viscosidad, I, II y III. Los aceites hoy día más utilizados son aquellos cuyas viscosidades rondan los 9-10 mm 2/s. Los valores máximos de viscosidad para las distintas clases se indican abajo, y puede comprobarse que un aceite que cumple con los requisitos de la Clase II también satisface los de la Clase I. La diferencia entre ellos estriba en los requisitos referentes al punto de inflamación.

Viscosidad a 40°C (mm2/s)

I

II

III

<16,5

<11

<3,5

3.3 VISCOSIDAD Y PUNTO DE INFLAMACIÓN VERSUS GAMA DE EBULLICIÓN Un aceite es una mezcla de cientos de moléculas distintas, y por ello resulta más apropiado hablar de su gama de ebullición que de su punto de ebullición. La viscosidad de los aceites aumenta cuando la gama de

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ebullición es más alta. La diferencia inherente entre moléculas nafténicas y parafínicas otorga a una molécula parafínica una gama de ebullición más alta para una determinada viscosidad. Ver la figura siguiente. °C 500 Viscosidad

450

 Figura 1

Punto de  inflamaci ó n 

Aceite nafténico Aceite parafí nico Aceite de caja de cambios

400

7,7 7,5 3,5

Aceite parafínico

144 136 100

Viscosidad y punto de combustión versus gama de ebullición

350 Aceite nafténico

300 Aceite de caja de cambios 250 200

% 0

20

40

60

80

100

La figura 1 muestra dos curvas de puntos de ebullición, una para un aceite nafténico y otra para un aceite parafínico. Ambos aceites tienen una viscosidad de aproximadamente 8 mm2/s a 40°C. La tercera curva se refiere a un tipo clásico de aceite para aparatos de conmutación, con una viscosidad de aproximadamente 4 mm2/s a 40°C, y un punto de inflamación de 100°C. Los aceites de transformador tienen prácticamente el mismo punto de inflamación, 140°C, lo que supone que las curvas de ebullición comienzan a la misma temperatura. El aceite parafínico presenta una temperatura de ebullición mucho más alta en el punto 50% y en el final. Este incremento del punto de ebullición significa que un aceite refinado al mismo grado contiene mayor número de PCA de tres o más anillos. El mayor contenido de PCA altera propiedades tales como la tensión de ruptura por impulsos y la carga del flujo. El antraceno de tres anillos, por ejemplo, tiene un punto de ebullición de 350°C. Esta temperatura corresponde a lo que casi es el punto final para el aceite nafténico, mientras que más del 25% del aceite parafínico tiene un punto de ebullición superior a 350°C. En la sección referente a la extracción, página 61, presentamos información más detallada sobre este tema. Las curvas de la figura 1 fueran realizadas con ASTM D 2887, un método que las refinerías utilizan para optimizar y controlar la producción. La columna empleada para el método es de tipo no polar, calibrado con n-alcano. Si se utiliza una columna capilar se pueden identificar más puntos, pudiéndose emplear este método como herramienta para establecer la "huella dactilar" de los distintos aceites para su identificación.

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3.4 PROPIEDADES A BAJA TEMPERATURA Las propiedades a baja temperatura son importantes en climas fríos, por lo que las especificaciones de mayor rango incorporan tanto el punto de fluidez como la viscosidad a bajas temperaturas. En algunos países, entre ellos Suecia y Canadá, es objeto de debate la conveniencia de extender los requisitos, es decir, de especificar que el punto de turbiedad debiera ser igual o inferior al punto de fluidez, y de medir la viscosidad con un índice de corte bajo o a -40°C. La finalidad de todas estas mediciones es simular el flujo que circula por un transformador en condiciones frías. Los aceites parafínicos contienen n-alcanos, que al ser refrigerados pueden cristalizar e impedir el libre flujo del aceite; es posible medir la cantidad real de n-alcanos con un Calorímetro de Exploración Diferencial, DSC. Cuando en el aceite aparece un punto de turbiedad, deja de tratarse de un fluido Newtoniano (es decir, un fluido cuya viscosidad no cambia a distintos índices de corte), para ser de hecho un sistema bifásico. Cuando se refrigera un aceite, los n-alcanos comienzan a cristalizar y desprender calor, revelándose en la curva como un salto entre la muestra y una referencia. El área entonces entre la curva y la línea de referencia corresponde a la cantidad de n-alcanos. El punto de cristalización está en correlación con el punto de turbiedad del aceite. En la curva superior no es visible ninguna cristalización para el aceite nafténico.

Refrigeración

∆T

 Figura 2 Calentamiento

Las dos curvas DSC  de la Figura 2, una para un aceite parafínico y otra para uno nafténico, ilustran la formación de cristales de cera.

Base-N

Base-P

±0

-100

Temp.

Los aceites nafténicos contienen, caso de hacerlo, muy pocos n-alcanos. Ello supone que no es necesaria ninguna tensión de cortadura para que el aceite fluya a baja temperatura. Un aceite parafínico podría solidificarse al ser usado en un transformador autocirculante, incluso aunque sea posible tomar una medición de viscosidad con métodos de más alto índice de cortadura, tales como una prueba estándar de viscosidad. Las dos curvas de las Figuras 3 y 4 fueron trazadas a -30°C y -40°C, respectivamente. Los valores han sido tomados de la CEI WG5 (Grupo de Trabajo 5), y son medidos como viscosidad dinámica a

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diversos índices de cortadura. Queda claro que el aceite parafínico a 30°C tiene mayor viscosidad a inferior índice de cortadura, a diferencia del aceite nafténico, que no modifica su viscosidad a distintos índices de cortadura. Los aceites parafínicos colmaron su viscosidad a -30°C con las mediciones cinemáticas de viscosidad normales. Viscosidad Cp

 Figura 3

3000

Viscosidad  Brookfield  a -30°C  2000

1300 1

3

5

7

9

11

rpm del eje

Viscosidad Cp 8000

 Figura 4 Aceite parafínico

6000

4000

Viscosidad  Brookfield  a -40°C 

Aceite parafínico

2000

Aceite nafténico 6

10

14

18

22

26

30

rpm del eje

3.5 PUNTO DE INFLAMACIÓN El punto de inflamación de un aceite se especifica por razones de seguridad. En los tres grados CEI 296 se estipulan los siguientes puntos de inflamación. I

Punto de inflamación PM°C

>140°C

II

>130°C

III

>95°C

CEI especifica el método de campana cerrada PM (Pensky Marten). En EE.UU se utiliza el COC (Cleveland Open Cap), que proporciona un valor 5-10°C más alto de punto de inflamación. El punto de inflamación depende de la cuota de ligereza del aceite, y es extremadamente sensible a los contaminantes provenientes de aceites más ligeros, como el gasóleo o la gasolina. Aunque ambos métodos generan una reproductibilidad relativamente pobre, es preferible el método de campana cerrada ya que ofrece mejor repetibilidad.  Nynas Naphthenics Nytro 10BN, Nytro 10X y Nytro 10GBN tienen un punto de inflamación que sobrepasa los 140°C y una viscosidad inferior a 11 mm2 /s a 40°C, por lo que satisfacen los requisitos CEI de las clases I y II .

30

3.6 DENSIDAD En climas fríos es importante especificar la densidad del aceite para evitar, a bajas temperaturas, la aparición de hielos flotantes en el aceite. Esto puede suceder cuando existe agua libre en transformadores desactivados, ocasionando perturbaciones durante la puesta en marcha. Los aceites de alto contenido aromático tienen mayor densidad que los aceites con más moléculas nafténicas y parafínicas. La densidad disminuye al aumentar la temperatura, utilizándose el coeficiente estándar 0.00065/°C para calcular la densidad a temperaturas distintas de las medidas. El coeficiente variará ligeramente con los diversos aceites, según la estructura y grado del refinado. Contenido de agua (ppm) 200

X

 Figura 5

Xileno

175

Depende de: 

150

– Polaridad del aceite

Solubilidad  del agua en aceite

Aceite de transformador

– Temperatura

125 100

Parafina líquida

75 50 25 0 0

10

20

30

40

50

Temperatura °C

3.7 CONTENIDO DE AGUA El total de agua que el aceite es capaz de absorber depende de la temperatura y de la cantidad de moléculas polares. En la Figura 5 podemos comprobar lo difícil que resulta mantener bajo el contenido de agua del aceite almacenado en áreas muy cálidas y húmedas. Asímismo, resulta obvio que el solo calentamiento del aceite no reducirá el contenido total de agua cuando exista agua libre en el sistema, dado que la solubilidad del agua aumenta con la temperatura. En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menor viscosidad que se obtiene al calentar el aceite proporciona una separación más rápida, pero aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismo diagrama podemos también observar que un mayor contenido aromático (polaridad) aporta un nivel de saturación más alto para el agua. Durante la oxidación del aceite se forma agua como producto derivado, siendo en este caso una ventaja para el aceite el contar con una alta solubilidad, de modo que no exista entonces agua libre. Los aceites con alto contenido de agua pueden hacer espuma al ser desgasificados. No se trata de una espuma real. Puede encontrarse

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espuma estable y real en los sistemas contaminados - por ejemplo, en aceites contaminados con partículas o con otros líquidos incompatibles con el aceite, como los aceites de silicio. Como regla general, puede afirmarse que los líquidos limpios no producen espuma.

3.8 PARTÍCULAS Aunque el aceite tratado con las modernas técnicas de refinado presenta escaso contenido de partículas, dicho contenido aumenta tan pronto el aceite es transportado y almacenado. Pasando el aceite a través de una unidad de desgasificación, que contiene un filtro de partículas, se reduce el número de partículas hasta un nivel aceptable. Si circula a través del transformador y de una unidad de desgasificación, el aceite limpia el transformador de polvo y de partículas de celulosa libres. La Figura 6 muestra los resultados de un estudio sobre el contenido de partículas del aceite en su camino desde la planta procesadora hasta el almacenamiento y desgasificación. La curva superior corresponde a un aceite tomado después del transporte y almacenamiento, y la inferior a uno después de la desgasificación y filtrado. Número de partículas/100 ml por encima del indicado 100000

 Figura 6  10000 Después de transporte+almacenamiento 1000

Después del filtrado

100

Contaminación por   partículas después del transporte y almacenamiento,  y tras el filtrado.

10

0

20

40

Tamaño de las partículas, micrómetros

3.9 TENSIÓN DE RUPTURA (CA) Esta propiedad es enormemente compleja, y el valor medido dependerá del contenido de partículas, tipo de partículas, contenido de agua y método de prueba empleado. El método normal para especificar la tensión de ruptura CA es CEI 156. Los electrodos, en este método, son esféricos o hemisféricos a una distancia de 2,5 mm, y el voltaje se incrementa en pasos de 2 kV/s hasta que salta la chispa. Debido a la baja repetibilidad de cada prueba, el resultado es compendiado como una media de seis pruebas. Incluso un aceite de bajo refino puede contar con una alta tensión de ruptura, por lo que este método carece de relevancia como indicador del

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grado de refino del aceite. La extracción de agua y partículas puede proporcionar a cualquier aceite una tensión de ruptura mayor de 70 kV. La especificación CEI concreta el nivel mínimo en más de 30 kV, y si el resultado es inferior a este valor, lo único que se precisa es un sencillo tratamiento de desgasificación para incrementar la tensión de ruptura hasta más de 50 kV (valor normal >70kV). Tensión de ruptura kV

90

 Figura 7 

Depende de: - Contenido de agua - Contenido de partículas - Temperatura

80 70

Tensión de ruptura CA

60 50 Aceite limpio

40 30 20 10

Aceite contaminado

0 0

20

40

60

80

100

Contenuto d‘acqua in ppm

Para la tensión de ruptura pueden también emplearse métodos distintos al CEI 156, p. ej. ASTM D 1816 y D 877, incluidos en la especificación ASTM D 3487. ASTM D 1816 utiliza el mismo tipo de electrodos que CEI 156, por lo que los resultados de ambos pueden ser comparados cuando la distancia de los electrodos sea la misma o el resultado se calcule a la misma distancia. El otro método, ASTM D 877, no ofrece resultados comparables debido a que emplea distintos tipos de electrodos. Asimismo, resulta interesante observar que la alta solubilidad de un aceite mantiene, en la solución producida por el inicio de la oxidación del aceite, disueltos parte de los sedimentos, con lo que se reduce la cantidad de partículas libres capaces de menoscabar la tensión de ruptura. La cantidad total de partículas también puede verse influenciada por la carbonización de las moléculas de aceite que ocasionan las descargas eléctricas parciales. La cantidad de partículas que se formen será afín al resultado del análisis de carbono residual en el aceite de base, siendo los aceites nafténicos superiores a los parafínicos en este contexto.

3.10 FACTOR DE PÉRDIDAS DIELÉCTRICAS (tan delta/factor de potencia) Este es un parámetro al que las especificaciones de un aceite de transformador siempre hacen referencia. El factor de pérdidas dieléctricas depende de la cantidad de iones en el aceite. Aunque un

33

grado normal de refinado proporciona siempre un bajo valor a este parámetro, es extremadamente sensible a los contaminantes, p. ej. a los aceites de motor. El efecto de las moléculas de este tipo es tan dañino, que bastan unos pocos ppm para destruir el tan delta. El agua no influye sobre esta propiedad por sí sola, pero sumada a productos de oxidación puede contribuir a la formación de complejos estables, o junto a otras impurezas provocar altos valores del tan delta. Cuando comienza el deterioro de un aceite, es posible detectar un incremento del tan delta al inicio del proceso de oxidación seguido, al cabo de cierto tiempo, por una disminución. Lo que problablemente sucede es que los peróxidos forman complejos junto con los metales, como un primer paso de la oxidación. Los complejos formados tienen fuerte polaridad y alto contenido de iones, ocasionando así un incremento en el factor de pérdidas dieléctricas. Este peróxido será descompuesto en nuevos productos radicales, creadores de oxidación, con un tan delta más bajo. Después de la etapa inicial de descomposición se forman productos de oxidación, tales como ácidos y ésteres, lo que ocasiona un nuevo incremento del tan delta. El valor normal para un aceite en el momento de la producción es de <0,001 a 90°C y entre 50-60 Hz. En algunas especificaciones se utiliza el factor de potencia en lugar del factor tan delta. La diferencia es escasa cuando se miden valores bajos.

3.11 TENSIÓN SUPERFICIAL La prueba de tensión superficial mide la tensión de la interfaz entre el aceite y el agua. La tensión superficial depende de los grupos polares presentes en los aceites, mientras el tan delta (90°C, 50 Hz) proporciona determinada información sobre el contenido de contaminantes ionizables. He aquí algunos ejemplos de resultados de nuestros análisis sobre diferentes aceites.

Tan delta Aceites expuestos a luz diurna, almacenados en botellas de vidrio claro Antes de la prueba y referencia, almacenado en botellas de aluminio

0,0031

0,0010

34

Tensión superficial mN/m

Contenido de agua ppm

36

50

44

18

De esta prueba podemos extraer tres conclusiones: los aceites son sensibles a la luz, la tensión superficial es más sensible en la detección de los productos de oxidación, y el tan delta y contenido de agua son más altos en los aceites al comienzo del proceso de oxidación. (El aceite en servicio y fuertemente deteriorado puede contar con valores de tensión superficial inferiores a 18 mN/m).

3.12 VALOR DE NEUTRALIZACIÓN En un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de ser inferior a 0,01 mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este método tiene una repetibilidad de 0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. En cualquier caso, este nivel es demasiado alto para proporcionar indicación alguna sobre las propiedades del aceite. Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valor objetivo inferior a 0,01.

3.13 CORROSIÓN En CEI 296, este requisito está basado en un método consistente en la inmersión de una cinta de cobre en aceite precalentado a 140°C. Su sensibilidad es baja, y muchas compañías utilizan métodos alternativos tales como la prueba con cinta de plata o la valoración potenciométrica de azufre mercaptano en el aceite. Como es natural, la corrosión constituye un importante parámetro del aceite; respecto a las cajas de cambios, la corrosión de la plata es uno de los factores más relevantes a tener en cuenta.

3.14 ESTABILIDAD ANTE LA OXIDACIÓN Existen dos tipos de aceites en el mercado, inhibidos y no inhibidos. De hecho, todos los aceites son inhibidos - los inhibidos, por la adición de fenol retardado (destrucción radical), y los no inhibidos, por los inhibidores naturales (destrucción por peróxido). La gran mayoría de los aceites empleados actualmente en el mundo pertenecen a la categoría de inhibidos, contando con inhibidores fenólicos a distintos niveles. La oxidación se ve influenciada por dos parámetros principales: oxígeno y temperatura. El aceite no se oxidará sin oxígeno; pero es de notar que todos los aceites contienen una pequeña cantidad de aire, incluso después de la desgasificación (en una unidad seca y sellada siempre quedará entre un 0,05 y un 0,25% de oxígeno por volumen), que contribuirá a la oxidación. El calor acelera este deterioro, por ejemplo: una temperatura 10°C más elevada reduce la vida de servicio a la mitad. Se trata de una regla empírica que no es aplicable a todos los aceites, ya que a temperaturas elevadas pueden registrarse otras reacciones

35

(compárese con un huevo al ser almacenado a 40°C y 100°C, respectivamente). ¿Qué sucede cuando un aceite comienza a oxidarse? La primera reacción consiste en la creación de un radical libre (1). Esta reacción tiene su origen en el calor, la luz ultravioleta, el desgaste mecánico y - también de importancia en un transformador - los campos eléctricos altos. Esta fase es importante y tiene lugar en todos los aceites. Si nada detiene la reacción, el próximo paso será la creación de peróxido a través de los radicales de oxígeno (2)(3). Debido a que este peróxido no es estable (4), su siguiente reacción puede consistir en desdoblarse en dos nuevos radicales que pueden continuar con la oxidación (5). Existen dos tipos básicos de antioxidantes: destructores de radicales y destructores de peróxido. Los destructores de radicales estabilizan a los radicales libres al otorgarles en reacción un átomo de hidrógeno (1). Los fenoles y las aminas son tipos bien conocidos. Los destructores de peróxido previenen la formación de radicales libres adicionales al descomponer el peróxido en compuestos más estables. La formación de radicales es importante para la estabilidad. Aunque todavía se ignoran algunos aspectos del proceso, tienen relevancia los complejos metálicos que hemos tratado anteriormente (ver la página 34). Estos complejos de metal actúan como un catalizador para la oxidación. No obstante, se sabe que algunos complejos son inhibidores. RH ➝ R˚

(1)

R˚ + O2 ➝ RO2˚

(2)

RO2 + RH ➝ RO2H+R˚

(3)

RO2H ➝ RO˚ + OH˚

(4)

RO˚ + RH ➝ ROH + R˚

(5)

Podemos establecer una comparación con las vitaminas que nuestros cuerpos necesitan. Precisamos una mezcla compleja de diversos tipos, en la que la vitamina C actúa como un soluble de agua, y la vitamina E como un inhibidor destructor de radicales soluble en aceite. También necesitamos una mínima cantidad de inhibidores de peróxido. Es bien conocido que los fumadores precisan vitaminas adicionales para protegerse de los radicales creados en sus cuerpos.

36

El proceso de oxidación en los distintos aceites La figura 8 (abajo) ilustra cuatro tipos de comportamientos de oxidación, que describen lo que ocurre en los distintos aceites durante la oxidación. La curva A corresponde a un aceite blanco u otro aceite absolutamente libre de impurezas. En este aceite no existe nada que pueda detener la oxidación, y se detectará un alto contenido de ácido y sedimento amarillo como productos de oxidación, al igual que un incremento de la viscosidad (envejecimiento sin vitaminas). La curva B está referida a un aceite que contiene inhibidores naturales, y al comienzo de la oxidación los aditivos (naturales) refrenadores del peróxido detienen la creación de radicales de los peróxidos. Después de algún tiempo se habrán producido algunas moléculas refrenadoras de radicales, p. ej. poliaromáticas, cuyos productos de oxidación son fenoles altamente reactivos. El sedimento producido es negro. (El aceite contiene trazas de peróxido que, desde el principio, destruyen a los inhibidores y producen inhibidores retardadores de radicales durante el proceso de envejecimiento). La curva C corresponde a un aceite blanco que sólo contiene fenol. Después de algún tiempo, los inhibidores han sido consumidos y se acelera la oxidación igual que en un aceite blanco. (Sin oligoelementos, exclusivamente vitaminas). Parte superior

 Figura 8

A

Compartamiento de oxidación

C

D

B

E Tiempo

La curva D contiene inhibidores tanto naturales como sintéticos. El tipo y la cantidad de inhibidores naturales son inferiores a los existentes en un aceite totalmente optimizado. Normalmente, un aceite producido para ofrecer una buena respuesta a los inhibidores carece del alto contenido en PCA que un aceite optimizado precisa para ser no inhibido. En su calidad de productos de oxidación, estas moléculas basadas en PCA pueden actuar como inhibidores destructores de radicales, y prevenir la continuación de la oxidación.

37

La curva E muestra los peróxidos (ver la reacción (3), página adyacente) producidos en el aceite no inhibido de la curva B. Estos peróxidos también forman un complejo con los iones metálicos.

Pruebas de oxidación Existen distintos métodos para probar la estabilidad de un aceite ante la oxidación. Deberemos recordar, sin embargo, que oxidación y estabilidad térmica son realidades diferentes. La estabilidad térmica corresponde a la temperatura en que un aceite comienza a descomponerse sin oxígeno. La temperatura de pirólisis puede ascender incluso a 350°C. Las pruebas de oxidación habitualmente más utilizadas en Europa son los métodos CEI 74, CEI 474 y el nuevo CEI 813, todos ellos registrados actualmente en el CEI 1125 como A, B y C, respectivamente. Para la prueba de los aceites se emplea en Alemania el DIN 51 554. CEI 74, ó CEI 1125 A, lleva largo tiempo siendo utilizado para la prueba

de los aceites no inhibidos. Emplea cobre como catalizador, y hace pasar una corriente de oxígeno a través del aceite precalentado a 100°C. Después de la prueba se miden los sedimentos y el índice de acidez. CEI 474, ó CEI 1125 B, mide principalmente los ácidos volátiles

resultantes como productos de oxidación. La temperatura de la prueba es de 120°C. Se utiliza cobre como catalizador, y se hace pasar una corriente de oxígeno a través del aceite. Un tiempo de inducción alto no significa necesariamente que un aceite sea más apropiado para el uso en un transformador que otro aceite con menos tiempo de inducción. El aceite puede ser negro y contener una gran cantidad de sedimentos no solubles, y no obstante producir únicamente pequeñas cantidades de ácidos volátiles. CEI 813, ó CEI 1125 C, mide tanto los ácidos volátiles como los

solubles en aceite. Los sedimentos se determinan de la misma manera que en CEI 74 y CEI 474. La temperatura asciende a 120°C, y se hace circular un pequeño caudal de aire a través del aceite, empleándose cobre como catalizador. ASTM D 2112 se utiliza para aceites de transformador inhibidos con

inhibidores de tipo fenólico. La prueba se realiza a 140°C con presencia de cobre y agua, bajo sobrepresión de oxígeno (90 psi). Como resultado, se obtiene el tiempo que necesita el aceite para reaccionar ante una determinada cantidad de oxígeno. ASTM D 2440 es similar a CEI 74/CEI 1125 A, diferenciándose en que

la temperatura es ligeramente más elevada (110°C), y la duración de la prueba es de 72 y 164 horas.

38

DIN 51 554, o prueba Baader, es un método que no emplea el paso de ningún flujo de aire a través del aceite, y sólo el aire situado sobre el mismo toma parte en el proceso de oxidación. La temperatura es de 100°C, y se utiliza cobre como catalizador. Después de la prueba se miden el índice de saponificación, los sedimentos y el factor de pérdidas dieléctricas. Es hasta cierto punto cuestionable la conveniencia de medir el índice de saponificación en lugar del índice de acidez, ya que los productos de oxidación contribuyen al resultado aun cuando no sean nocivos para la celulosa o el cobre. El principal problema, cuando se analizan los métodos señalados, estriba en dilucidar cuál de ellos ofrece la mejor correlación con un aceite en servicio. La única manera de establecerlo es poner en relación los resultados obtenidos en transformadores de igual carga y diseño, llenados con distintos aceites con diversos niveles de estabilidad a la oxidación.

39

Comparación de los resultados de oxidación Pasemos a comparar tres aceites distintos. El primero, Nytro 10GBN, es un aceite no inhibido. El segundo, Nytro 10BN, es un aceite no inhibido optimizado para altas prestaciones en la prueba Baader, habiendo también obtenido altas prestaciones en la CEI 813. El tercer aceite es Nytro 10X, desarrollado para una alta respuesta al inhibidor sintético DiButil ParaCresol (DBPC). El aceite de base empleado para Nytro 10X también satisface el límite establecido por CEI 74 antes de la adición del inhibidor. En la tabla podemos observar que el inhibidor, en el aceite inhibido Nytro 10X, reacciona y forma un éster estable que proporciona un alto valor de saponificación. Ésta es una molécula muy estable, por lo que no ocasionará ningún tipo de problema en el transformador. Nótese que el

Nytro Nytro 10GBN 10BN

Nytro 10X

Especificación CEI 296 <0.4 <0.10

CEI 74

NV mg KOH/g Peso de sedimento %

0.11 0.02

0.08 0.02

<0.01 <0.01

<50

>80

>236

0.27 0.06

0.17 0.06

<0.01 <0.01

CEI 474

Período de inducción h

120

≥

CEI 813 164 h

Total NV mg KOH/g Peso de sedimento % CEI 813 500 h

NV mg KOH/g Peso de sedimento %

0.04 <0.01

ASTM D 2440 72 h

Indice total de acidez, mg KOH/g Peso de sedimento %

0.14 0.03

0.09 0.02

<0.01 <0.01

0.18

0.10 0.05

<0.01 0.04

0.03 0.02 0.20 0.04

<0.02 <0.01 <0.05 <0.005

0.08 0.06 0.30 0.10

0.02 <0.01 0.11 0.005

ASTM D 2440 164 h

Indice total de acidez, mg KOH/g Peso de sedimento% Prueba de Baader 140 h

NV mg KOH/g Peso de sedimento % Indice de saponificación, mg KOH/g Delta tan

>0.6

Prueba de Baader 28 días

NV total mg KOH/g Peso de sedimento % Indice de saponificación, mg KOH/g Tan delta

40

<0.01

índice de acidez de Nytro 10X, después de 28 días de la prueba Baader, se mantiene todavía muy bajo – al igual que sucede con un aceite nuevo – , y que prácticamente cabe afirmar lo mismo del tan delta. Asimismo, es de observar el aplanamiento que sufre el aceite Nytro 10BN en los puntos CEI 813 164 h y 500 h. Todavía están activos los inhibidores, destructores de radicales, formados como productos de oxidación. Otros estudios muestran el comportamiento como un incremento escalonado de la oxidación. Nynas también ha probado otros métodos. En las Figuras 9 y 10 encontrará algunos gráficos que ilustran lo que sucede cuando comienza la oxidación en un aceite inhibido y en uno no inhibido (Nytro 10X y Nytro 10BN, respectivamente). Un punto interesante es que la tensión superficial es uno de los primeros parámetros que cambian durante la oxidación. Valor de acidez y tan delta

Tensión superficial

0.05

Tensión superficial

0.045 0.04

40

0.035 0.03

30

0.025 0.02

 Figura 9 Prueba en vaso de  precipitados abierto a 100°C, Nytro 10X 

20

0.015 10

0.01

Tan delta90°C

0.005 0 0

2

4

6

8

10

12

Valor de acidez y tan delta

Días a 100 °C

Tensión superficial

0.05 0.045

 Figura 10

NV

0.04

40 Nytro 10 BN

0.035 0.03

30

0.025

Tensión superficial

0.02

Prueba en vaso de  precipitados abierto a 100°C, Nytro 10BN 

20

0.015 0.01

10

Tan delta 90°C

0.005 0 0

2

4

6

8

10

12

Días a 100 °C

La prueba fue realizada en un vaso de precipitados abierto a 100°C, con aire sobre la superficie del aceite. Como catalizador se emplea una cinta de cobre. Nynas Naphthenics AB utiliza este método para las pruebas de discriminación.

41

Conclusión Con distintos métodos se obtienen distintos resultados, por lo que, en nuestra tarea de optimizar el producto, hemos de tomar en consideración varios métodos y no sólo uno. El aceite inhibido Nytro 10X muestra una respuesta perfecta al inhibidor, y en todas las pruebas realizadas obtiene mejores resultados que el aceite no inhibido. El período extenso de la prueba Baader evidencia el mismo resultado. Sin embargo, la adición de un inhibidor a un aceite no es por lo general garantía de mejores prestaciones. El aceite ha de contar previamente con un alto refino para que sea sensible al inhibidor en cuestión. Cierto contenido de moléculas PCA puede ocasionar, combinado con los fenoles, efectos antagónicos. Nytro 10BN satisface todos los requisitos exigibles a un aceite no

inhibido, incluyendo la prueba Baader. Nytro 10GBN cumple los normales requisitos estándar y genera menos

gases que los otros dos aceites.

3.15 TENDENCIA A LA GASIFICACIÓN Un aceite de transformador siempre sufre una determinada gasificación cuando es expuesto a descargas parciales. Esto se debe a que algunas moléculas registran una gran subida de su nivel energético y desprenden fragmentos. Los fragmentos encontrados en el aceite son H2, CH4. Si el gas se produce en grandes cantidades que quedan retenidas por el diseño del transformador, las burbujas que se forman suponen un peligro para el transformador dado que pueden ocasionar una descarga eléctrica, debida a las deficientes propiedades de aislamiento que tiene el gas en comparación con el aceite. Esto es un hecho bien conocido en la industria de fabricación de cables, donde se vienen empleando desde hace muchos años aceites absorbentes de gas. Estos problemas deben resolverse en los transformadores modernos mediante un diseño que propicie una baja cantidad de descargas parciales y una buena circulación del aceite. Algunos diseños habrán de ser, no obstante, compensados con el uso de aceites absorbentes de gas. Para averiguar hasta qué grado un aceite es capaz de absorber el gas, todavía se utiliza el antiguo método Pirelli desarrollado para los aceites empleados en los cables aunque con ligeras modificaciones, tal y como se especifica en la CEI 628 A y en la ASTM D 3484. En la actualidad existe un método alternativo, desarrollado en Alemania y ahora utilizado en toda Europa. Conocido como método Soldner-Muller, ha

42

sido incluido en la CEI 628 como método B. El gas empleado por el método Pirelli es el hidrógeno, y en el método Soldner-Muller el nitrógeno. Aunque se tienen amplios conocimientos sobre la absorción del hidrógeno, la reacción del nitrógeno no está totalmente clara.

3.16 RUPTURA POR IMPULSOS La ruptura por impulsos es una propiedad normalmente no descrita por la mayoría de las especificaciones. El comportamiento de ruptura por impulsos CC y una separación heterogénea difiere considerablemente de la resistencia CA. La prueba ha sido diseñada para simular la incidencia de los rayos sobre un transformador durante una tormenta. El resultado es independiente de los contaminantes que influyen sobre la prueba normal, CEI 156. Como electrodos se utilizan una aguja y una bola de acero, a una distancia de 2,5 cm. Con un impulso negativo sobre la aguja, la descarga de ruptura depende del grado de refino del aceite; un contenido aromático bajo proporcionará un valor mejor/más alto. Algunos fabricantes de transformadores de energía eléctrica fuertemente cargados están interesados en obtener una ruptura por impulsos alta. Los métodos utilizados, CEI 897 y ASTM D 3300, son bastante similares, exigiendo la especificación ASTM un valor de negativo mínimo de 145 kV. Este valor se obtiene con la mayoría de los aceites del mercado.

3.17 INFLUENCIA DEL PCA SOBRE LAS PROPIEDADES DE GASIFICACIÓN Y SOBRE LA RUPTURA POR IMPULSOS Es bien conocido, y ha sido demostrado en un determinado número de artículos, que las moléculas aromáticas alteran las propiedades de gasificación y la ruptura por impulsos. Para la absorción del gas es Aceites probados : Poliaromáticos peso % Método HPLC

0,01 0,02 0,07 0,30 0,75

Contenido aromático % IEC 590

Tensión de ruptura por impulsos in kV ASTM D 3300

5 7 10 10 10

> 300 282 220 196 148

43

Tendencia a la gasificación µl/min ASTM D 2300

+32.9 +26.2 +16.3 +11.3 +4.5

Poliaromáticos HPLC 1

 Figura 11 Poliarom á ticos Contenido Ruptura Tendencia de  HPLC arom át  ico por impulsos la gasificaci ó n 

0.01 0.02 0.07 0.30 0.75

0.1

5 7 10 10 10

>300 282 220 196 148

Ruptura por impulsos

+32.9 +26.2 +16.3 +11.3 +4.5

0.01 120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

Ruptura por impulsos

Poliaromáticos HPLC 1

 Figura 12 Poliarom át  icos Contenido Ruptura HPLC arom át  ico por impulsos

Tendencia de  la gasificaci ó n 

5 7 10 10 10

+32.9 +26.2 +16.3 +11.3 +4.5

0.01 0.02 0.07 0.30 0.75

0.1

0.01 0

4

8

12

16

20

24

28

32

>300 282 220 196 148

Tendencia a la  gasificación

Tendencia a la gasificaci ón ASTM

preferible un contenido aromático alto. Los aromáticos reaccionan en un transformador de la misma manera que en el proceso de hidrogenización, absorbiendo hidrógeno por saturación de las estructuras aromáticas. En lo que respecta a la ruptura por impulsos, los aceites de alto contenido aromático, particularmente los que tienen alto contenido de PCA, muestran valores de ruptura bajos. También sabemos que los monoaromáticos proporcionan un valor relativamente alto. Para probarlo hemos diseñado un programa verificador basado en aceites nafténicos con distintos grados de refinación, destinado a examinar la tensión de ruptura por impulsos y las propiedades de gasificación. Las mediciones que incorpora la tabla de abajo fueron realizadas en los EE.UU por la Doble Engineering Company. Pusimos en correlación estos resultados con nuestro propio método HPLC para la determinación del contenido de PCA. Este método está basado en el principio de que los poliaromáticos son más polares que los mono y diaromáticos. Desarrollamos el método como una alternativa más rápida y que consume menos disolvente que el método IP 346. Este método utiliza una columna de cromatografía de líquidos del tipo nitrilo (Alltech 600 CN), y los distintos aromáticos son separados según las diferencias de polaridad. Cambiando la dirección del flujo después de que hayan pasado los mono y diaromáticos, el remanente aparece como un pico. Utilizamos naftaleno como marcador y hexano como disolvente. Este método no sólo mide los poliaromáticos, sino también

44

otros compuestos polares tales como el nitrógeno y las moléculas que contienen azufre. Las propiedades medidas pueden verse considerablemente influenciadas por el nitrógeno, especialmente por el nitrógeno básico. Ha de tenerse en cuenta que los tres últimos aceites presentan el mismo contenido aromático en la medición IR, pero sus contenidos de PCA difieren considerablemente. La diferencia de aromaticidad también depende, según hemos visto anteriormente, del grado de destilación. No obstante, estos aceites corresponden a la misma gama de destilación. Cuando Nynas ha analizado distintos aceites del mercado, ha resultado patente que los aceites no inhibidos que proporcionan alta estabilidad a la oxidación también tienen un PCA alto; en algunos aceites se pueden encontrar PCA de hasta 6, 7 y 8 anillos. Estos poliaromáticos, tal y como hemos descrito más arriba, actúan como inhibidores naturales añadidos al aceite para protegerlo de la oxidación.

3.18 CARGA DEL FLUJO Cuando un aceite es bombeado a través de un conducto, como sucede en un transformador, sus especies cargadas negativamente pueden ser adsorbidas por el material de las paredes del conducto. Esto significa que el aceite estará cargado positivamente al abandonar el conducto. Algunos autores denuncian esto como un grave problema de los transformadores, y en la actualidad se realizan numerosas investigaciones que buscan la explicación del fenómeno. Debido a que las distintas clases de transformadores cuentan con distintos sistemas de refrigeración, la incidencia de este fenómeno puede ser más grave en algunos tipos de transformadores que en otros. PCA 2.4

 Figura 13

2.2 2 1.8 1.6

Carga del flujo

PCA HPLC 

Aceite inhib ido refi nado alto

2

0 ,02

Aceite no inhibido refinado medio

9

0,5

24 34

2,0 2,4

Tipo de aceite 

1.4 1.2 1

Refinado bajo Aceite parafínico refinado medio

0.8

Carga del flujo

0.6 0.4 0.2 0 2

6

10

14

18

22

26

30

34

Carga del flujo

A este respecto, nuestros aceites han sido probados en los EE.UU por la Doble Engineering Company. El método utilizado fue presentado en IEEE Trans. PAS-103 No. 7 1984. El gráfico demuestra que la carga del flujo es baja en un aceite limpio y de escaso contenido en moléculas polares.

45

Una vez más, los aromáticos son en sí mismos de escasa relevancia mientras que el nitrógeno básico, cuando existe en los aceite a niveles ppm o incluso ppb, sí ejerce cierta influencia. No obstante, resulta extremadamente difícil medir cantidades tan pequeñas en un aceite de transformador que contiene muchos miles de moléculas. Como conclusión, sin embargo, podríamos afirmar que los aceites altamente refinados son mejores que los de bajo refino. Queda demostrado que los aceites bien refinados proporcionan un valor bajo, pero ¿qué sucede cuando un aceite comienza a deteriorarse? Se efectuó una prueba de oxidación muy suave en vaso de precipitados, a una temperatura de 100°C. Sus resultados demuestran claramente que un aceite inhibido proporciona un resultado bajo en comparación con el de un aceite no inhibido. De este hecho se desprende que, si deseamos un valor bajo para la carga del flujo, el aceite ha de estar bien refinado y ser inhibido. Carga del flujo C/m 3 250

 Figura 14 Carga del flujo más baja para un aceite limpio en comparación con los aceites cuyo refino los hace no inhibidos (moléculas Hetero y PCA)

200

150

Carga del flujo después de la oxidación, 48h y 72h

No inhibido

100

50

Aceite inhibido 0 1

48

72

Tiempo, h

3.19 SALUD Y SEGURIDAD Los aceites de bajo refino han evidenciado ser cancerígenos, según ha informado la Agencia Internacional para la Investigación del Cáncer (IARC), organismo integrado en la Organización Mundial de la Salud (OMS). El postulado se basa en estudios epidemiológicos realizados en el pasado, por ejemplo en la industria textil, donde se utilizan aceites poco refinados. Aunque existe una correlación, es importante relacionar el riesgo con otras sustancias tales como Benzo alfa Pireno (B(a)P), que es mucho más peligroso. Cuando la higiene personal al manipular los aceites de transformador es la adecuada, los riesgos pueden resultar insignificantes. Los aceites de bajo refino han de ser etiquetados de acuerdo a las leyes de los distintos países. Los estudios epidemiológicos no muestran ningún riesgo de cáncer relacionado con los aceites altamente refinados.

46

La cuestión principal estriba en cómo especificar un aceite cancerígeno de baja refinación y un aceite altamente refinado que no es cancerígeno. Las siguientes claves ayudarán de alguna manera a responder a estas preguntas. Prueba In Vivo.

La única prueba aceptada consiste en el tintado de la piel de animales de laboratorio. La literatura sobre el tema contiene numerosos datos que demuestran que los aceites de baja refinación son cancerígenos, mientras los aceites altamente refinados no lo son. Prueba

In

Vitro.

La prueba Ames, en la que se emplean microorganismos, es el método más utilizado para predecir la cancerigenidad de los productos de aceite. En algunos casos proporciona un valor límite inferior al que aporta la prueba de tintado epidérmico. Métodos

analíticos.

Las moléculas causantes de cáncer son principalmente los aromáticos de 3-7 anillos que contiene el aceite. Para medir el contenido PCA del aceite se han desarrollado métodos analíticos, IP 346, GCMS (Espectrómetro de Masas de Cromatografía de Gases) y métodos HPLC, etc. El único método que ha mostrado una correlación con la prueba de tintado epidérmico es el IP 346. La Unión Europea ha decidido utilizar este método como referencia para predecir la cancerigenidad (los aceites con valores inferiores al 3% no son etiquetados como cancerígenos a partir de 1994). En otros lugares del mundo se estudian métodos diferentes para la predicción de la cancerigenidad, p. ej. la prueba Ames. El contenido policíclico puede ser alto en los aceites refinados con tecnologías antiguas como el tratamiento con arcilla ácida o sólamente un hidroacabado suave, o cuando los aceites han estado sometidos a descargas. Por esta razón, estos tipos de aceites deberán ser manipulados con gran cuidado, y deben tomarse las medidas de precaución correspondientes.

Los aceites de transformador que produce Nynas son elaborados empleando un intenso hidrotratamiento, lo que deviene en un contenido PCA bajo. Según el IP 346, el contenido PCA medido como compuesto extraíble DMSO en los aceites Nynas de transformador se sitúa por  debajo del 3%. Los aceites reciben su etiquetación de conformidad con las disposiciones de la Unión Europea.

47

Aceites para el futuro  Nynas Naphthenics cuenta actualmente en su cartera de productos con diversos aceites de distintas propiedades y prestaciones. Estos aceites son utilizados en diferentes equipos eléctricos, tales como instalaciones de AVCC, transformadores de energía eléctrica, aparatos de conmutación y transformadores de distribución, y como aceites para cables. Creemos que la línea básica de aceites de transformador se compondrá en el futuro de tres calidades: Calidad superior, inhibidos

(Nytro 10X)

Inhibidos, con inhibidores sintéticos y altas propiedades eléctricas.

Calidad superior, no inhibidos (Nytro 10BN)

No inhibidos, con alta resistencia a la oxidación.

Calidad estándar

Alto contenido aromático que aporta propiedades de absorción de gases.

(Nytro 10 GBN)

Como proveedores de aceite, carecemos de competencia propia que nos permita desarrollar o producir un aceite para el futuro. Nuestra labor consiste en acumular  conocimientos acerca de la estructura química y sus efectos sobre las distintas  propiedades. Asimismo, hemos de adaptar nuestra tecnología de refinado para obtener una manera más eficaz de producir los aceites. En cualquier caso, dictaminar las propiedades que son más importantes para el transformador no constituye nuestra principal tarea. Esta es una decisión que le corresponde a Usted  como cliente, usuario o fabricante de transformadores. En base a ella podremos nosotros entonces desarrollar y elaborar productos a medida, con un nivel de costes/prestaciones que esperamos sea aceptable.

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LISTA REFERENCIAL DE LOS MÉTODOS A continuación listamos los métodos utilizados en este manual para la caracterización de los aceites de transformador. Algunos métodos presentan distintas designaciones, de entre las cuales se recogen aquí las más usuales. En algunos casos se listan también métodos comparables, marcados con un asterisco. Observe que un método comparable puede ofrecer un valor distinto para la misma característica. Características

Designación 1

Densidad Viscosidad cinemática

ISO 3675 ISO 3104

ASTM D 1298 ASTM D 445

IP 160 IP 71

Punto de inflamación (campana cerrada) Punto de fluidez Tensión superficial Color

ISO 2719 ISO 3016 ISO 6295

ASTM D 93 ASTM D 97 ASTM D 971 ASTM D 1500

IP 34/304 IP 15 IP 196

ISO 5662

ASTM D 1275

BS 5680

IEC 590 ASTM D 189 IEC 814 IEC 296/82

*ASTM D 2140 IP 13 ASTM D 1533 *ASTM D 974

*ASTM D 524 BS 6470 *IP 139

IEC 156

BS 5874

*ASTM D 1816

IEC 247

BS 5737 IEC 247

*ASTM D 924

IEC 897 IEC 628 A

ASTM D 3300 BS 5797

IEC 1125 A IEC 1125 B IEC 1125 C DIN 51554 ASTM D 2112 ASTM D 2440

IEC 74 IEC 474 IEC 813

Azufre corrosivo Tipo de carbono, composición Residuos de carbono Contenido en agua Valor de neutralización Tensión de ruptura CA Factor de pérdida dieléctricas Resistividad CC Tensión de ruptura por impulsos Voltaje Tendencia a la gasificación Estabilidad ante oxidación:

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2

3

*ASTM D 2300 B

*Métodos comparables

COMPARACIÓN DE ALGUNOS REQUISITOS PARA DETERMINADAS ESPECIFICACIONES. Características

Densidad a 20 oC Densidad a 40 oC mm2/s Viscosidad a -30 oC mm2/s Punto de fluidez oC Punto de inflamación PM oC Punto de inflamación COC oC Valor de neutralización mg KOH/g Propiedades de gasificación µl/min Contenido de antioxidante para aceites no inhibidos % Contenido de agua ppm Tensión superficial mN/m Tensión de ruptura como kV suministrados kV kV tratados Factor de pérdidas dieléctricas a 90 oC Estabilidad ante oxidación

CEI 296 (Clase II)

0.895 ≤11.0 ≤1800 ≤-45 ≥130

ASTM D 3487 BS 148/84

91 *5 ≤12.0

≤

≤

0.895 ≤11.0 ≤1800 ≤-45 ≥130 ≤

≤

-40

≥

145

≤

≤

0.03

≤

0.03

–

≤

30 *1

≤

5 *1

no detectable ≤30-≤40 *2

≤

0.03

0.08 ≤35 ≥40

no detectable ≤30-≤40 *2 -

≥

–

≥

≥

≥

0.005 No

0.003 *4 comparable

30 50

70 *3

30

– 0.005 requisito

*1 Cifras no comparables. Se proporcionan para indicar que existen requisitos. *2 El nivel más bajo para los suministros a granel, y el más alto para los suministros en bidones. *3 Calculado en cifras comparables. *4 A 100°C *5 A 15°C

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APÉNDICE 1. QUÍMICA BÁSICA DE LOS ACEITES DE TRANSFORMADOR INTRODUCCIÓN Antes de comenzar a exponer el refino de los aceites de transformador, es necesario tener algunos conocimientos básicos sobre la química de los aceites. Un aceite mineral de transformador se compone principalmente de carbono e hidrógeno en moléculas que presentan diferentes estructuras. Isoparafina

Parafina

Estructuras de los hidrocarburos básicos del aceite mineral 

Nafteno

Aromático

 Figura 1

Poliaromático

1. LAS TRES LETRAS QUE CONFORMAN LA ESTRUCTURA BÁSICA DE UN ACEITE MINERAL DE TRANSFORMADOR. P por estructura parafínica. Este grupo de moléculas puede ser tanto de

cadena lineal como de cadena ramificada. Los Alcanos normales (nalcanos) de tipo cadena lineal son conocidos como parafinas. Si los aceites que contienen n-alcanos son enfriados, se impide su libre flujo. Estos aceites no son Newtonianos por debajo de su punto de turbiedad, siendo necesario reducir su contenido de n-alcanos antes de poder utilizarlos en un clima frío. Las moléculas de este tipo presentan asimismo una baja solubilidad para el agua y los productos de oxidación. Esto puede ocasionar problemas, en forma de sedimentos precipitados en los conductos del transformador. Las moléculas

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parafínicas tienen una estabilidad térmica más baja que las moléculas nafténicas y aromáticas. N por estructura nafténica. Las moléculas de este grupo son también conocidas como cicloalcanos. Características: las propiedades que presentan a bajas temperaturas son excelentes, y tienen mejor capacidad de solubilidad que los n-alcanos. Existen 5, 6 ó 7 carbonos en la estructura anular, predominando los anillos de 6. A por estructura aromática. Todos los aceites de transformador contienen moléculas aromáticas, siendo este probablemente el grupo más importante a tratar.

Las moléculas aromáticas contienen un mínimo de un anillo de seis átomos de carbono, con alternancia de enlaces dobles y sencillos como parte característica. Son totalmente distintas de las moléculas parafínicas y nafténicas, tanto química como físicamente.

2. INFLUENCIA DE LAS MOLÉCULAS AROMÁTICAS EN LAS PROPIEDADES DEL ACEITE DE TRANSFORMADOR Los monoaromáticos de los aceites de transformador son siempre alquilatados, y por lo general cuentan con buenas propiedades eléctricas, siendo asimismo absorbentes de gas. Son relativamente estables durante la oxidación. Los poliaromáticos, PCA, pueden haber sido producidos durante el proceso de hidrogenación o existir previa y naturalmente en el aceite. Cuando se aumenta la gama de destilación, normalmente también aumenta el contenido PCA. Estos grupos presentan las propiedades siguientes: DESEABLES * Inhibidores de la oxidación: durante el proceso de oxidación se producen fenoles que actúan como un inhibidor de la destrucción de radicales. En los aceites de transformador que ya cuentan con cierta vida de servicio, se pueden medir los fenoles aparecidos como productos de la oxidación. Esto se puede comparar con el DiButil Para Cresol (DBPC), añadido a los aceites como inhibidor. * Alta absorción de gases, superior a la de los monoaromáticos. INDESEABLES * En un campo eléctrico, las moléculas aromáticas ejercen un efecto negativo sobre propiedades eléctricas tales como la ruptura por impulsos y la carga del flujo. * Se sabe que algunas de estas moléculas son cancerígenas.

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3. MOLÉCULAS HIPOTÉTICAS DEL ACEITE Sólo los poliaromáticos y los n-alcanos aparecen en el aceite como moléculas simples. Todas las demás se presentan combinadas en estructuras moleculares de diversos tipos, produciendo la combinación de las tres letras palabras de distintos significados. La figura de la página adyacente muestra una típica molécula de aceite. Una manera de caracterizar los aceites consiste en analizar los tipos de carbono. Existen distintos métodos para determinar los tipos de carbono; uno de ellos, el IR, mide el carbono enlazado a la estructura aromática y el carbono enlazado a la estructura parafínica.  Figura 2 = C en estructura parafínica C P = 32% = C en estructura nafténica C N = 44% = C en estructura aromática C A = 24%

4. HETEROÁTOMOS EN EL ACEITE Todos los aceites contienen un pequeño porcentaje (en número) de moléculas de hidrocarburos, que incluyen en su estructura otros elementos tales como nitrógeno, azufre y oxígeno. Casi todos los heteroátomos de un aceite están enlazados a las estructuras aromáticas, por lo que si se extraen todos los aromáticos mediante separación física, se extraerá igualmente todo el azufre, nitrógeno y oxígeno.  Figura 3 X=S, N, O X Tipo Carbazol

Tipo Piridina

N

Tipo Fenol

OH

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Heteroátomos en el aceite mineral 

4.1 Nitrógeno Las moléculas que contienen nitrógeno pueden o ser básicas (p. ej. quinoleínas, piridinas) o ser no básicas (p. ej. carbazoles, pirroles). El contenido en nitrógeno de los aceites de transformador es relativamente pequeño (dentro de la gama ppm), pero afecta considerablemente a sus características. * Algunas de las moléculas que contienen nitrógeno son portadoras de carga eléctrica en un campo eléctrico. * Algunas de ellas actúan como iniciadores del proceso de oxidación; basta añadir a un aceite unos pocos ppm de moléculas que contengan nitrógeno básico para destruir su estabilidad ante la oxidación. * Algunas de ellas actúan como pasivadores de cobre u otros metales. * Algunas actúan como inhibidores. R

N H Pirroles

R

R

R

N H

N

Carbazoles

Quinoleínas

Nitrógeno no básico

N Piridina

Nitrógeno básico

4.2 Azufre En los aceites, las moléculas que contienen azufre pueden proporcionar características tanto positivas como negativas. Las moléculas que contienen determinados tipos de azufre pueden ocasionar corrosión del cobre y de la plata. También pueden actuar como inhibidores destructores de peróxido durante el proceso de oxidación. Un estudio realizado por Nynas hizo patente que, cuanto mayor eficacia demostraban como inhibidores, más reactivas resultaban en la corrosión del cobre. Aunque existen cientos de tipos distintos, en los aceites minerales pueden encontrarse los tiofenos, carbazoles y sulfuros. El azufre de mercaptano existe en los aceites no refinados, pero también puede presentarse, como producto de oxidación intermedio, en los aceites de transformador usados. Los aceites de transformador ligeramente oxidados pueden ser, por esta razón, corrosivos para el cobre. Como regla, el contenido en azufre de un destilado (aceite sin refinar) aumenta con el punto de ebullición.

4.3 Oxígeno En aceites de transformador nuevos, el contenido de oxígeno enlazado a los hidrocarburos como heteromoléculas es escaso. En los aceites ya

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 Figura 4

usados es más alto el contenido de oxígeno orgánico enlazado, debido a que durante la oxidación se forman ácidos, cetonas, fenoles y otras moléculas que contienen oxígeno. Los fenoles pueden actuar, como ya hemos mencionado, al modo de inhibidores destructores de radicales. El agua, otro producto de la oxidación, resulta particularmente destructiva en los aceites, pudiendo ocasionar un deterioro excesivamente rápido del papel. Algunas de las moléculas arriba mencionadas son fuertemente polares y en un campo eléctrico causarán pérdidas de campo al estar orientadas. Algunas pueden llegar a actuar como agentes dispersores del agua. El oxígeno enlazado químicamente no debe ser confundido con el gas oxígeno disuelto físicamente. Este último puede ser extraído por desgasificación.

5. VARIACIÓN DE LOS TIPOS DE HIDROCARBUROS Los contenidos de los diferentes tipos de hidrocarburos en un aceite varían según el crudo empleado, y la cantidad total después del refino variará de uno a otro proceso. Tipo

Cantidad

n-Alcanos peso% CP (Parafínico de carbono ligado) por el método IR CN (Nafténico de carbono ligado) por el método IR CA (Aromático de carbono ligado) por el método IR PCA HPLC% Azufre peso% Nitrógeno ppm Oxígeno como ácidos hidrocarbonados, expressado en

<0.05-15% 42-65% * Diferencia hasta 100% 14 - 25% >2 ** 1.0-2.0 70-600

mgKOH/g

0.05-2.0

Variación de los destilados, la materia prima para la producción del aceite de transformador.

Aceites con: * Cp 42-50% son considerados como aceites nafténicos * Cp 50-56% aceites intermedios * Cp 56-65% aceites parafínicos

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Aunque los niveles anteriores no están definidos exactamente, pueden ser empleados como directrices. Algunos aceites hidrocraqueados tienen más de un 65% en Cp (no ocurre de manera natural). ** El nivel es normalmente tan alto que el aceite de alimentación ha de ser considerado como cancerígeno. Un punto de ebullición más elevado proporciona un valor más alto. El método HPLC se describe en la sección referida a los requisitos de los aceites de transformador. La variedad de tipos de hidrocarburos que se encuentren en los aceites de transformador dependerá de los destilados, del tipo de procesado y del uso a que se destine el aceite: no inhibido versus inhibido, etc. Los aceites no inhibidos presentan normalmente un nivel PCA más alto, al igual que los aceites absorbentes de gas. En la tabla siguiente presentamos la composición química de los productos existentes en el mercado actual Tipo

Cantidad

n-Alcanos peso%

<0.1-10 42-65 Diferencia hasta 100 % 5-20 0.02-2.5 0.01-1.0 1-300 <0.01-0.03

CP % por el método IR CN % “ CA % “ PCA HPLC % Azufre % Nitrógeno ppm

Indice de acidez

Es importante tener en cuenta que, aunque todos estos aceites satisfacen las normativas estándar de la actualidad, pueden presentar un comportamiento bastante distinto cuando entran en servicio.

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APÉNDICE 2. TÉCNICAS DE REFINADO Refinado es el término colectivo para designar todos los procesos, o etapas del refinado, con que las propiedades del petróleo son modificadas para adaptarlas a las deseadas. Estos procesos pueden ser básicamente divididos en físicos y químicos; un refinado completo normalmente consiste en una mezcla de los dos tipos. El crudo es la materia prima a partir de la cual se produce un aceite de transformador. Se realizan extracciones de crudo en diferentes lugares del mundo, presentando la mejor calidad el proveniente del Mar del Norte, Oriente Medio y Venezuela. El crudo puede inicialmente ser dividido en dos tipos, ligero y pesado, pero también en las clases nafténica y parafínica. Los crudos nafténicos tienen normalmente mucho betún y destilado pesado, lo que a su vez los sitúa en la categoría de pesados. Árabe pesado

Crudo venezolano

 Figura 1

Mar del Norte

Crudos pesados

1% 8%

15%

19%

32% 25%

25%

37% 13%

72%

35%

Betún

Gasóleo ligero

Gasóleo pesado

Gasolina

18%

Por su parte, los crudos parafínicos a menudo tienen mucho gasóleo, gasolina y gases, con lo que vienen a enmarcarse en la categoría de ligeros. Existen abundantes reservas del crudo empleado por los aceites nafténicos exentos de parafina, y continuamente se siguen encontrando nuevos yacimientos de petróleo nafténico en diversos lugares del mundo. La selección de un crudo dependerá de que la refinería sea un productor especializado o una refinería de fuel oil. El sector de aceites lubricantes

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constituye, para la mayor parte de las refinerías, un apartado menor de sus actividades. Únicamente un 1% del total de productos extraídos de los crudos es utilizado como lubricante, incluyendo a los aceites de motor, aceites de proceso y aceites de transformador. Segmento de aceite de Proceso /  aceite de base  Combustible 96%

· 90% Aceite parafí nico de proceso / base · 10% Aceite nafténico de proceso / base

 Figura 2 Productos del crudo

➚Aceite de proceso /      ➚ aceite de base 1% Betún 3%

1. REFINADO Para producir un aceite de transformador a partir de un crudo, se utiliza un determinado número de secuencias/etapas, ver la Figura 3 de abajo. En un típico "tren de refinado", algunas de las etapas aquí descritas pueden ser excluidas en algunos casos, dependiendo del tipo de crudo y de la técnica empleada.  Figura 3

Destilación

Extracción

Desparafinación

Hidrogenación

2. DESTILACIÓN La destilación es siempre la primera etapa de un "tren de refinado". En este proceso se separa el crudo mediante fraccionación en destilados que presentan distintas gamas de puntos de ebullición. Para los crudos ligeros se realiza a presión normal, y para los crudos pesados, o para una fraccionación adicional de residuos pesados, la fraccionación se realiza bajo condiciones de vacío. Las técnicas de vacío reducen el punto de ebullición de los hidrocarburos, y permiten la fraccionación de moléculas más pesadas. La temperatura máxima para la fraccionación es de aproximadamente +350°C. A temperatura superior comenzará la descomposición térmica (craqueado) del aceite. Este proceso tiene lugar en una torre de fraccionación, y simultáneamente se producen de manera continua distintos destilados y un residuo, normalmente betún.

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Se obtienen diferentes viscosidades para distintos aceites pertenecientes a una misma gama de destilación, según sus propiedades químicas. Para presentar una determinada viscosidad, los crudos parafínicos requieren una gama de destilación más alta que los nafténicos. Esto se debe a la más alta movilidad de una molécula parafínica en comparación con una nafténica. Para los destilados provenientes del mismo tipo de crudo, existe una correlación entre el punto 50% de la curva de destilación y la viscosidad. El punto de inflamación se corresponde con el comienzo de la curva de destilación, es decir, con el punto 5%. Esto se aplica a los aceites bien fraccionados.  Figura 4

Temp.

Temp.

El punto 5% se corresponde con el punto de inflamación Crudo El punto 50% se corresponde con la viscosidad

5

50

100

%

5

50

100

%

Betún

Curva de dist.

3. DESPARAFINACIÓN El crudo nafténico no requiere atravesar esta etapa debido a su bajo contenido en n-alcanos, pero los crudos parafínicos necesitan la desparafinación para alcanzar unas razonables propiedades de resistencia a bajas temperaturas. La desparafinación tradicional no es capaz de extraer todas las parafinas de un crudo. Siempre existirán parafinas situadas por debajo del punto de desparafinación elegido. El principio para este proceso es mezclar el crudo con un disolvente y enfriarlo seguidamente. Después se permite a los n-alcanos cristalizar en agujas largas, y se procede a extraer la parafina mediante filtrado. El disolvente es extraído por destilación después del filtrado. Algunos refinadores están equipados para una "desparafinación profunda" que sitúa el punto de fluidez en -30°C, mientras el crudo permanece en estado sólido por debajo de este punto. Otros refinadores emplean temperaturas más elevadas en su proceso, y

 Figura 5 Alimentación

Disolvente

Disolvente Filtro

Mezcla

Crudo Crudo

Crudo

Producto de Alimentación

Separación

Parafina

60

Punto de fluidez Producto de alimentación

+25 -15

Separación de las n-parafinas del crudo utilizando un disolvente y enfriando seguidamente la mezcla,  y filtrando la parafina.

utilizan reactivos depresores del punto de fluidez para compensar la temperatura más alta y para reducir el punto de fluidez. Estos depresores del punto de fluidez pueden pertenecer tanto al tipo de los ésteres, como al tipo de los hidrocarburos.

4. EXTRACCIÓN Esta etapa constituye uno de los métodos más antiguos de extracción de las moléculas inestables de los destilados, y todavía sigue siendo utilizado. En este proceso, el crudo es mezclado con un disolvente (p. ej. SO2 ó furfural). La mezcla es separada en una fase de refinado y una fase de extracto rico de moléculas aromáticas y heteroaromáticas. La cantidad de moléculas aromáticas presente en la fase de refinado se sitúa entre el 5 y el 11%. Resulta difícil conseguir un volumen mayor o menor que éste; dependerá en grado sumo del equilibrio entre ambas fases. La mayoría de las moléculas poliaromáticas (PCA) quedarán en el extracto. La siguiente tabla muestra los PCA individuales en dos extractos distintos. Ambos extractos son en la actualidad considerados cancerígenos, por lo que han de ser etiquetados con la calavera y las tibias cruzadas. Tipo

ACEITE A

ACEITE B

2300 89 29 0.5 <0.5

250 29 6.3 8.1 6.4

Fenantreno Antraceno Benzo(b) fluoreno Benzo(b,j,k) fluoranteno Perileno

PCA individual, ppm Las cifras recogidas aquí arriba ofrecen cierta información sobre los tipos de PCA presentes en los aceites de bajo refino. El A es un extracto normal procedente de un destilado nafténico. El extracto B proviene de una más alta fracción de destilación. Estas cifras ilustran, asimismo, que cuando aumenta el punto de ebullición también aumenta el número de anillos en los PCA. Debido a los requisitos de etiquetación y al mayor contenido de azufre, el valor comercial alternativo de estos productos es más bajo actualmente que hace unos años.

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Disolvente

D

Disolvente

Refinado

D=Destilado R=Refinado E=Extracto

Dist.

Mezcla

20–25 5–12 >40

R

Extracto

Crudo

CA%

Dist.

E

5. TRATAMIENTO CON ARCILLA ÁCIDA

 Figure 6  Extracción. Los compuestos aromáticos son extraídos utilizando un disolvente polar: dióxido de azufre,  furfural, etc.

El ácido sulfúrico es el más versátil entre los agentes de refinado conocidos. Este ácido actúa como medio de extracción y como agente reactivo, dependiendo de la temperatura y de la concentración. Aunque en algunos países todavía se emplea el ácido sulfúrico fumante para producir aceites blancos, está siendo progresivamente sustituido por el método de hidrogenación. Los aceites blancos carecen por completo de moléculas aromáticas y de heteroátomos. Después del proceso debe procederse a neutralizar el exceso de ácido, normalmente con cal o con sosa. El tratamiento de arcilla ácida es actualmente considerado un proceso obsoleto, debido principalmente al impacto medioambiental de sus productos residuales. La arcilla activada sigue siendo utilizada como agente de acabado final en la extracción de impurezas, que quedan adsorbidas en la superficie de la arcilla. La cantidad de arcilla que se emplea en el acabado es muy pequeña.

6. HIDROGENACIÓN Las técnicas ya indicadas (extracción y desparafinación) están basadas en métodos físicos: p. ej., la separación de las moléculas indeseadas. Un método más moderno, la hidrogenación, se basa en la conversión química de estas moléculas en otras sí deseadas. Esto se lleva a cabo con la ayuda de un catalizador, hidrógeno y alta presión/temperatura.

CA % 20–25

X

H2

X H

H

.

H

.

H

.

CATALIZADOR

.

SEVERIDAD MEDIA Alimentación CA 25%

H H2

CA % 2–17

X .

H

X H H H H .

.

.

.

.

H H

.

H H H H H H SEVERIDAD GRANDE .

.

.

.

.

.

.

Productos ligeros, H 2S, NH3, H2O

62

CATALIZADOR

 Figura 7  Proceso de hidrogenación.  X = S, N, O.

En el proceso de hidrogenación los compuestos polares, moléculas aromáticas y heteroatómicas son absorbidas en una superficie catalítica, donde reaccionan con el hidrógeno "disuelto" en el catalizador. En sí mismo, el catalizador puede ser descrito como un mineral inerte poroso, impregnado con metales catalíticos que adsorben las moléculas polares y favorecen su reacción con el hidrógeno absorbido. El área de la superficie catalítica activa es muy extensa (hasta 200 m 2/gramo de catalizador). Con poca severidad, baja presión/baja temperatura y alta velocidad espacial, únicamente el azufre, el oxígeno y el nitrógeno son extraídos, como H2S, H2O y NH3. Cuando se incrementa la severidad, los anillos aromáticos se abren y se saturan; la proporción depende en gran medida del grado de severidad. La secuencia de reacción depende de la polaridad, es decir, los primeros en ser reducidos son los poliaromáticos, dejando a los monoaromáticos en el crudo.

Desarrollo de la tecnología de refinado de Nynas Nynas lleva ya más de 50 años produciendo aceites de transformador. Refinando crudos de bajo contenido en parafinas, nuestro tren de refinado no tiene necesidad de ninguna etapa de desparafinación. La compañía comenzó sus actividades como una compañía petrolífera tradicional que elaboraba productos de todo tipo - combustibles, lubricantes y betún. En 1982 se tomó la decisión de concentrar las actividades a dos productos: el betún y los aceites especiales (entre ellos, los aceites de transformador). El primer proceso de refinado que se utilizó constituía en la extracción SO2, empleando arcilla ácida como etapa final. El tratamiento de arcilla fue abandonado en 1975 por diversas razones: la relación costes/capacidad productiva y, por encima de todo, las consideraciones medioambientales: el ácido/arcilla que resulta del proceso está considerado como residuo tóxico. En 1975, Nynas invirtió en su primera unidad de hidrogenación, y en 1978 adquirió una segunda unidad que operaba a alta presión. La hidrogenación responde actualmente del 100% de la producción total. Todavía se emplea una pequeña unidad de tratamiento con arcilla para la clarificación de algunos productos altamente especializados.

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Si se utiliza un catalizador de tipo más ácido, se registrará un mayor craqueado que proporcionará productos más ligeros, p. ej. gasóleos y gasolina. Este tipo de catalizador no se emplea por los productores de lubricantes. Los restos ligeros y todas las demás sustancias producidas durante el proceso de hidrogenación son posteriormente extraídas mediante extracción/destilación. El H2S obtenido durante el proceso es transformado en azufre puro empleando una unidad Claus. Con ello, la hidrogenación se convierte en un proceso que no es nocivo para el medio ambiente, de alto rendimiento para el producto y con escasa producción de residuos. Su única desventaja la constituyen los altos costes de inversión que requiere.

Desarrollo de la tecnología de refinado de Nynas  Figura 8 Refinado por ácido

©

bis 1975

Refinado por disolvente

Destilación al vacío

Extracción

Acido/Archilla

Refinado Medio/Alto

ab1975

©

Aceite refinado por disolvente

Destilación al vacío

Extracción

Hidrogenación

Refinado alto

Destilación al vacío

ab 1988 ©

Hidrogenación

La finalidad única y exclusiva de este manual es como material de información y referencia. Nynas Naphtenics AB no extiende garantías o seguridades de ninguna clase, expresas ni implícitas, respecto a la calidad, idoneidad o adecuación a cualquier uso de ninguno de los productos/métodos mencionados en este manual. Los términos y condiciones de adecuación y calidad de un producto específico comprado a Nynas Naphtenics AB por un cliente se atendrán en todo momento a lo determinado en el acuerdo de venta concreto establecido para el producto en cuestión.

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