MANUAL DE ACEITESDE TRANSFORMADOR

www.nynas.com/naphthenics

MANUAL DE ACEITES DE TRANSFORMADOR

INDICE

INTRODUCCIÓN

1 MANIPULACIÓN Y ALMACENAMIENTO1.1 Generalidades1.2 Almacenamiento en depósitos1.3 Elección de contenedor1.3.1 Transporte en buques1.3.2 Transporte en camiones cisterna,

vagones de ferrocarril y contenedores1.3.3 Transporte en "Bolsas flexibles" (bolsas de goma)1.3.4 Transporte en bidones1.4 Contaminantes y posibles medidas correctoras1.4.1 Agua 1.4.2 Partículas 1.4.3 Contaminación química1.4.4 Aceites de base/disolventes

2 MANTENIMIENTO DE LOS ACEITES DE TRANSFORMADOR EN SERVICIO

2.1 Generalidades2.2 Muestreo2.3 ¿Qué analizar y por qué?2.3.1 Color y apariencia externa2.3.2 Tensión de ruptura CA2.3.3 Contenido de agua2.3.4 Valor de neutralización2.3.5 Factor de pérdidas dieléctricas y/o resistividad CC2.3.6 Tensión superficial2.4 Llenado de un transformador con aceite nuevo2.5 Frecuencia de las pruebas del aceite2.6 Otros análisis para evaluar el estado del transformador

3577

89

101212121313

151617171718181818192022

2.6.1 Análisis de gases en el aceite y contenido de furfuraldehído

2.6.2 Bifenilos policlorados

3 REQUISITOS DE LOS ACEITES EN SERVICIO

3.1 Consideraciones preliminares3.2 Viscosidad3.3 Viscosidad y punto de inflamación

versus gama de ebullición3.4 Propiedades a baja temperatura3.5 Punto de inflamación3.6 Densidad3.7 Contenido de agua3.8 Partículas3.9 Tensión de ruptura (CA)3.10 Actor de pérdidas dieléctricas

(tan delta/factor de potencia)3.11 Tensión superficial3.12 Valor de neutralización3.13 Corrosión3.14 Estabilidad ante la oxidación3.15 Tendencia a la gasificación3.16 Ruptura por impulsos3.17 Influencia del PCA sobre las propiedades de

gasificación y sobre la ruptura por impulsos3.18 Carga del flujo3.19 Salud y seguridad

Apéndice 1 Química básica de los aceites de transformador

Apéndice 2 Técnicas de refinado

2527

27293031313232

33343535354243

434546

52

58

2224

INTRODUCCIÓN

POR QUÉ ACEITE MINERALEl aceite mineral como medio refrigerante y aislante en lostransformadores no supone ninguna novedad: de hecho, se ha utilizadoya durante más de un siglo. Si el aceite mineral sigue siendo utilizadocomo medio aislante en la actualidad, no sólo se debe a que ofrezca elmejor compromiso entre los costes y las prestaciones, sino también a suexcelente 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 lasque 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 CALIDADLos tipos de aceites minerales utilizados actualmente no son muydistintos, en su estructura química básica, de los aceites utilizados hacecien años. Se ha mejorado, sin embargo, enormemente la calidad de losaceites gracias a los adelantos en las técnicas de refinado y debido a queahora se conocen mejor los requisitos necesarios en las aplicaciones delos transformadores.

Pero, ¿por qué utilizar aceites de mejor calidad? Para comenzar aresponder a esta pregunta, comparemos el volumen relativo de aceiteque una determinada fuente de energía eléctrica utiliza actualmente conel volumen que utilizaba en el pasado. La necesidad de una mejorcalidad se hace obvia.

Año Litros de aceite/kVA

1930 Aprox. 3,51960 1,01980 0,25

La mayor carga térmica del aceite de transformadores exige una mejorestabilidad frente a la oxidación. La decisión de utilizar aceites de mejorcalidad para transformadores también se justifica por la influencia de loscostes y la fiabilidad en caso de avería del transformador,independientemente de si la misma se debe a un aislamiento deficientepor la formación de sedimentos o por un electroaislamiento de papeldeteriorado.

1

2

En la actualidad se estima que la vida útil de un transformador puedealcanzar hasta los 40 años, y para un aceite de alta calidad para trans-formadores rigen las mismas expectativas.

En este contexto es interesante señalar que, si se ha elegido un aceite debaja calidad, durante algún tiempo - aproximadamente 10 años - no seharán patentes las prestaciones del aceite, y para entonces ya habráexpirado el período de garantía del transformador (la mayoría de lasaverías registradas en los transformadores durante los primeros años sedeben a fallos de fabricación, transporte e instalación). Es fácil compararlos costes ocasionados por una vida de servicio más corta deltransformador y/o las paradas prolongadas, con los costes adicionalesrelativamente bajos de un aceite de alta calidad. Dado que la vida deservicio del papel depende de la estabilidad del aceite (cuando el aceite sedeteriora, se acelera la degradación de las fibras de celulosa), esevidentemente preferible utilizar desde el principio un aceite de buenacalidad en lugar de esperar a que el papel se deteriore, un daño que esirreversible.

Un estudio realizado por las compañías de inspección y seguros de losEE.UU mostró que:

* Un 10% del total de averías en transformadores eléctricos se debían aldeterioro del material aislante.

* La averías internas por sobrecarga en los arrollamientos de alta tensióneran ocasionadas por sedimentos de material.

Por estas y otras razones es importante entender la influencia de losdistintos parámetros del aceite cuando se van a seleccionar aceites paraequipos eléctricos, especialmente transformadores.

La diferencia principal entre la producción pasada y actual de aceites detransformador estriba en que la industria se ha especializado en áreas decompetencia básica: las compañías que producen aceites de trans-formador son, a diferencia de los productores de combustibles, especia-listas. Hoy día, trabajando con suministros de crudo de calidadhomogénea y condiciones uniformes de producción, se pueden produciraceites de muy alta calidad.

1. MANIPULACIÓN Y ALMACENAMIENTO

1.1 GENERALIDADESUna vez que se ha producido un aceite de transformador de modo talque satisfaga requisitos específicos, el próximo y decisivo paso consisteen almacenarlo y suministrarlo sin alterar sus propiedades.

Durante el almacenamiento y manipulación pueden verse modificadasciertas propiedades cruciales para las prestaciones del aceite. Debido a sufácil contaminación, es necesario un alto nivel de conocimientos paramantener la calidad de los aceites de transformador.

A continuación presentaremos los riesgos a evitar y las precauciones atomar en lo relativo al proceso de manipulación.

Algunos aceites, especialmente los ya usados, pueden ser nocivos ydeben 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 almacenamientode los aceites de transformador tienen como finalidad salvaguardar laspropiedades de los aceites. Los requisitos se explican detalladamente enel capítulo 3.

CompatibilidadComo regla empírica, puede afirmarse que los aceites de transformadornuevos de idénticas especificaciones son totalmente miscibles entre ellos.No obstante, si existe alguna duda, deberán probarse las característicasde la mezcla. Los parámetros a controlar más importantes son:

Tensión superficialFáctor de pérdidas dieléctricas, tan delta (factor de potencia)Estabilidad ante la oxidación

La mezcla ha de cumplir, como es natural, con las especificaciones.

3

Existen materiales que pueden influir en las propiedades del aceite y/ocausar problemas durante la manipulación; este es un hecho que ha deser considerado con antelación. Por ejemplo, cabe que la mayorsolubilidad que presentan algunos aceites altere el caucho de loscasquillos. Ello a su vez puede alterar propiedades del aceite tales comola tensión superficial, factor de pérdidas dieléctricas, color, e inclusoterminar ocasionando fugas. Por eso es importante que el caucho searesistente al aceite. Se debe examinar la compatibilidad de las pinturasutilizadas en los depósitos, de las bolsas de goma y del resto demateriales de revestimiento.

INSTRUCCIONES, RUTINAS Y GARANTÍA DE LA CALIDAD

Todas las acciones y procedimientos a seguir en Nynas Naphthenics sehallan documentados en instrucciones, como guía para nuestro personal ysubcontratistas en los depósitos y, posteriormente, para nuestros clientes.

Las instrucciones forman parte de nuestro sistema de calidad, y sudesarrollo, distribución, implementación y eficacia satisfacen losrequisitos de la normativa ISO 9001, a la que Nynas ha estadooficialmente certificada desde 1991. Para la manipulación de nuestrosaceites, incluyendo los aceites de transformador, existen unasinstrucciones ampliamente detalladas que incluyen todos los pasosnecesarios para el suministro de los productos a nuestros clientes.

Inspectores independientes, con los conocimientos y autoridad parasupervisar y salvaguardar los suministros, operan en todos los embarquesy en la mayoría de operaciones de transporte por carretera/ferrocarril.

4

1.2 ALMACENAMIENTO EN DEPÓSITOS

Requisitos para los depósitosLos depósitos de almacenamiento utilizados para los aceites detransformador no difieren de los empleados para otros aceites oproductos químicos.

El material es normalmente acero suave o acero inoxidable. Losdepósitos de acero suave pueden ser revestidos con pinturas resistentesal aceite. Se debe controlar su compatibilidad con los aceites detransformador, o utilizar las pinturas que recomienden los productoresde transformadores o de aceites.

El contenido de agua en un aceite de transformador afecta notablementea sus propiedades aislantes. En depósitos de almacenamiento estosignifica que debe evitarse el contacto con aire húmedo, especialmenteen climas cálidos con alta humedad relativa del aire. La manera másusual de conseguirlo es equipar el depósito con un deshumidificador desilicagel, que extrae la humedad del aire entrante en el depósito.También puede lograrse conectando una fuente de nitrógeno o de aireseco al depósito a través de una válvula de presión. Con un equipo deestas características, el contenido de agua en el aceite de transformadorpuede igualmente ser reducido hasta aproximadamente 10 ppm,haciendo burbujear el gas seco a través del aceite. Esta es la técnicapreferida.

Si el producto ha sido contaminado por agua, es importante que eldepósito 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 acerosuave, para preservar el depósito de oxidación. En este mismo sentido, eldepósito deberá contar con una conexión de descarga a cierta alturasobre su fondo, para evitar que las partículas sean aspiradas junto con elproducto. Con ello, además, se influye sobre la vida de servicio y laeficacia del filtro de partículas. Los filtros a que nos referimos son losubicados en la estación de carga o en la de los clientes, en la unidad dedesgasificación o en un sistema de fabricación.

En los depósitos de almacenamiento para suministro directo a losclientes, los aceites de transformador presentan normalmente uncontenido de agua de 20 ppm ó inferior.

La línea de carga deberá estar equipada con un filtro de partículas en elque el tamaño nominal de los poros no supere los 5 micrómetros.

5

Manipulación especializadaEs de vital importancia mantener el depósito completamentediferenciado y dedicado en exclusiva a los aceites de transformador.Naturalmente, lo mismo es aplicable a todas las tuberías y conductosutilizados para transportar el aceite hasta las estaciones de carga y otrosdepósitos costeros.

Si no se pueden mantener los depósitos/tuberías separados de otrosproductos, será necesaria una limpieza cuyo grado y ténica quedarándeterminados por el carácter del producto anterior.

Existen algunos productos que pueden ser extremadamenteperjudiciales para un aceite de transformador, implicando evidentesriesgos de contaminación incluso después de la limpieza. Pueden seragrupados como:

• Aceites de motor

• Aceites de transferencia térmica

• Aceites usados

• Otros lubricantes formulados

• Hidrocarburos halogenados

Rutinas de inspección y muestreoLa calidad de los aceites de transformador ha de ser comprobadaminuciosamente según las rutinas establecidas. Aunque se puedenproporcionar las siguientes directrices generales, la frecuencia y laamplitud de las pruebas dependerán de factores locales tales como eldiseño del sistema de manipulación y el tipo de sistema de calidad:

• Los depósitos y tuberías costeras han de ser inspeccionados paracomprobar su limpieza antes de llenarlos con un producto nuevo. Encaso contrario, deberá conocerse la calidad (analizada) del productoanterior.

• Después de llenar el depósito, se deberán tomar muestras delproducto, analizarlas y aprobarlas según las especificaciones.

• Si el producto tiene bajo movimiento, deberá ser analizadoregularmente o antes de la entrega a un cliente. El análisis de estasmuestras habrá de incluir los parámetros susceptibles de alteración poralmacenamiento, p. ej. el factor de pérdidas dieléctricas, contenido deagua, tensión superficial y apariencia externa.

El muestreo deberá realizarse normalmente según CEI 475. Unamuestra media de un depósito también podría ser, sin embargo, unamuestra de servicio complementada con una muestra absoluta de fondo.

6

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

1.3 ELECCIÓN DE CONTENEDOR

1.3.1 Transporte en buquesNormalmente sólo se emplean buques para el transporte desde unarefinería a un depósito, donde se realiza el almacenamiento antes de ladistribución a los clientes finales. Los buques deberán pertenecer a lacategoría de "buques cisterna químicos", dotados con depósitosrevestidos o de acero inoxidable y con sistemas de tuberías/bombeofáciles de limpiar y drenar. Asímismo, es posible utilizar buques quehayan estado dedicados al transporte de aceites de base, siempre ycuando se conozca la carga anterior y ésta haya tenido la mismanaturaleza y grado de refinación que los aceites de transformador.Observar que las propiedades de baja temperatura de un aceite detransformador pueden ser alteradas por contaminación con aceites debase parafínica, incluso los más refinados. No se aceptará como cargaanterior, sin haber procedido a una limpieza minuciosa, la queconsistiera en productos de aceite formulado, tales como aceiteshidráulicos. Absolutamente ningún artículo comprendido en lacategoría de aceites de motor podrá ser aceptado como carga anterior.

LimpiezaEl problema más habitual al transportar aceites de transformador en losdepósitos de un buque es mantener el producto seco.

En algunos buques se puede hacer pasar un flujo de nitrógeno a travésdel aceite, o colocar una cubierta de nitrógeno en la parte superior deldepósito. Los deshumidificadores de silicagel no son apropiados paralos depósitos de los buques, debido al agua y la alta humedad. Losdepósitos, tuberías y bombas son normalmente muy fáciles de drenar,limpiar e inspeccionar.

Todas las personas que trabajan con la carga, descarga y transportedeberán recibir información sobre la sensibilidad del producto. Esesencial inspeccionar el equipo del buque para manipulación delproducto antes de usarlo, y comprobar minuciosamente el productodespués de la carga y descarga. Aunque los sistemas de calidadfuncionen correctamente y parezcan innecesarias las inspecciones,existen todavía muchos factores incontrolados que pueden alterar lacalidad del producto.

7

Aun siendo el del agua el problema más usual, los problemas que mástiempo y dinero consumen son los ocasionados por la contaminaciónquímica causada por una limpieza deficiente y/o una carga anteriorincompatible.

Ver también la sección 1.4.3

MuestreoDe cada depósito cargado deberá tomarse una media de muestras denivel, 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 unamuestra compuesta por cada producto. Los requisitos para el equipo demuestreo son iguales a los descritos en la página 6.

1.3.2 Transporte en camiones cisterna,vagones de ferrocarril y contenedoresLos suministros rodados son indiscutiblemente el medio de transportemás utilizado. Los camiones cisterna y los contenedores se hanconvertido, con el paso de los años, en métodos seguros de transporte.

Los camiones cisterna especiales, equipados con deshumidificadores desilicagel, se emplean cuando la exigencia de que el producto esté secoreviste especial importancia. Este requisito es comprensible cuando sehan de realizar suministros directos a un punto que carece de unidaddesgasificadora, aunque el procedimiento no sea recomendable dadoque todo transformador ha de ser llenado a través de un filtro dedesgasificación. Para los suministros en que el aceite pueda serdesgasificado en destino, este medio de transporte implica aumentos decoste con mínimo beneficio.

Los vagones cisterna del ferrocarril se consideran muy seguros entérminos de riesgo de contaminación, y pueden equiparse de igualmanera que los camiones cisterna.

LimpiezaLos camiones cisterna y vagones de ferrocarril están normalmentefabricados en acero inoxidable, a veces en aluminio, y su limpiezaresulta muy sencilla. Las tuberías de carga/descarga son cortas y fácilesde inspeccionar, no existiendo bombas si éstas no han sido expresamentesolicitadas por el cliente. Las bombas, debido a su diseño, son difícilesde limpiar y pueden ocasionar riesgos de contaminación. Han de estardedicadas exclusivamente a los aceites de transformador o bien serobjeto de limpieza minuciosa, de ser posible bañándolas en el productopropiamente dicho o con un aceite de base nafténica de baja viscosidad.

8

Debido a la dificultad para inspeccionarlas, todas las mangueras deberánestar dedicadas en exclusiva a los aceites de transformador. Unaconfirmación de la limpieza deberá basarse en una muestra obtenidalavando la manguera.

Se deberán limpiar e inspeccionar los camiones cisterna, a menos que lacarga anterior haya consistido en aceite de transformador o en un aceitede base que pueda ser identificado y aceptado. Para comprobar lalimpieza, siempre deberá realizarse una inspección ocular de losdepósitos, tuberías y válvulas.

MuestreoCon objeto de verificar la calidad de un cargamento de aceite detransformador, deberán tomarse muestras en los siguientes puntos:

- en el nivel más bajo de la línea de carga, para verificar que se embarcael producto correcto y que cumple con las especificaciones.

- en los distintos compartimentos, como muestras de servicio, paraobtener un promedio satisfactorio. Una vez aprobado el análisis, lasmuestras de los distintos compartimentos pueden ser mezcladas paracrear una muestra promediada.

- si el recipiente de transporte recibe la carga desde su parte superior, sedeberán tomar muestras por debajo del nivel del líquido en cada línea decarga, y analizarlas para verificar que no existan contaminantes en elsistema de descarga.

Las muestras deben ser tomadas con un equipo limpio o con un equipodedicado en exclusiva al uso con aceites de transformador. Lasbotellas/recipientes utilizados para el almacenamiento podrán de ser devidrio o aluminio. Para almacenamientos prolongados, las botellas devidrio habrán de ser de color oscuro o mantenerse preservadas de la luz.Si van a emplearse otros materiales, deben ser examinados paracomprobar su idoneidad.

1.3.3 Transporte en "Bolsas flexibles"(bolsas de goma)Para los aceites de trasnformador se utilizan a veces, junto con loseurocontenedores, las denominadas "bolsas flexibles"(bolsas de goma).La ventaja que presentan estas bolsas es que después de su uso puedenser devueltas como un paquete pequeño, mientras los contenedorespueden ser empleados para otros tipos de cargas. No obstante, existendesventajas y riesgos asociados a estas bolsas de goma.

En primer lugar, es difícil inspeccionarlas antes de reutilizarlas. Han deestar dedicadas exclusivamente al uso con aceites de transformador obien ser minuciosamente lavadas.

9

También puede ser objeto de dudas el material de que están compuestasalgunas de las bolsas, debiéndose comprobar su compatibilidad con losaceites de transformador cuando no haya sido aprobado por elproveedor del aceite o el usuario.

LimpiezaLa exigencia de limpieza es la misma que para el resto de recipientes. Lascomplicaciones se concretan en las dificultades de inspeccionar lasbolsas o de distinguir las exclusivamente dedicadas a los aceites detransformador. Esto ha de añadirse a la importancia de las muestras y delos análisis del producto cargado.

MuestreoLos requisitos que han de aplicarse al muestreo no difieren de los delresto de suministros a granel. La bolsa de goma ha de estar equipada conalgún tipo de dispositivo de muestreo que, después de la carga, posibilitetomar muestras del aceite aislante sin producir derrames. El problema esque no puede tomarse una muestra promediada de una bolsa de goma(p. ej., una muestra en línea: una mezcla de las muestras de la partesuperior, punto central y fondo). No se puede conocer así con exactitudel estado del producto después de la carga.

1.3.4 Transporte en bidones

Elección del bidónLos bidones de acero de aproximadamente 210 litros son el segundométodo más usual en el suministro de los aceites de transformador. Losbidones están fabricados en acero suave y tienen dos aberturas selladascon tapones de rosca, siendo el tri-sure el tipo más normal. El aceropuede presentar distintos grosores: para suministros in situ de aceites detransformador se emplea normalmente acero de 1,0 mm.

Debido a las dificultades y costes que implica la limpieza e inspección delos bidones usados, los bidones nuevos ofrecen un alto grado deseguridad y pueden ser adquiridos a un precio razonable.

En cualquier caso, la limpieza de los bidones desocupados habrá de sercontrolada mediante inspección ocular aleatoria, especialmente si hansido almacenados vacíos durante algún tiempo. Los bidones han deconservar colocados sus tapones durante el almacenamiento previo alllenado. El control vigilará principalmente la aparición de óxido causadopor humedad del aire o agua libre. Algunos proveedores ofrecen losbidones llenos con nitrógeno, lo que reduce el riesgo de oxidación en suinterior.

10

LimpiezaDebido al riesgo de contaminación por productos anteriores, es muyimportante que el sistema de llenado de los bidones cuente con unprocedimiento de limpieza. Estos sistemas no pueden ser fácilmenteinspeccionados, e incluso aunque estén bien drenados sus bombas yfiltros pueden todavía conservar restos del producto anterior. Losbidones se llenan a través de una de las aberturas, mediante un tuboinsertado hasta el fondo del bidón. El bidón suele hallarse sobre unabáscula, para obtener el peso correcto. Después de su llenado, losbidones son comprobados y sellados. Es importante mantener undeterminado volumen libre en el bidón para permitir la expansión delaceite que los cambios de temperatura ocasionan. Es de máximaimportancia tomar muestras y pruebas del aceite de los primerosbidones, ya que en ellos se puede identificar con más seguridad laposible contaminación. En algunos casos, los bidones son llenados connitrógeno o aire seco antes del llenado con aceite, para evitar lacondensación de agua procedente del aire húmedo. Esta medida esesencial cuando las condiciones atmosféricas implican alta humedad yuna temperatura relativamente alta (>60% de humedad relativa y>20°C). La adopción de estas precauciones, en cualquier caso, nosustituye la recomendación de emplear un filtro de desgasificación alllenar de aceite los transformadores.

También es importante comprobar el sellado y apretar los tapones al parprescrito. Aunque los bidones sellados parezcan adecuadamentecerrados, el agua puede penetrar a través de los tapones; por ello, losbidones deberán ser transportados y almacenados en posiciónhorizontal o invertida hasta que vayan a ser utilizados. Los bidonespaletizados no pueden ser invertidos, por lo que deben ser almacenadoscubiertos o en interiores.

MuestreoPara los bidones se aplican los mismos requisitos que para las muestrasde línea. El número de muestras de bidones y el modo de tomarlas estádefinido en CEI 475. El procedimiento puede ser descrito brevementede 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 serinspeccionada ocularmente para descartar la presencia de partículas yturbiedades. Una muestra total, compuesta por todas las tomadas de losbidones, deberá ser entonces analizada y cotejada con lasespecificaciones. Si se detecta un contaminante, habrá de ampliarse elcontrol hasta hallar un bidón correcto en la serie. Los bidonescontaminados han de ser separados. Un experto en aceites deberádictaminar si el aceite puede ser utilizado o debe ser desechado. Tambiéndeberá comprobarse la posible existencia de contaminantes en el bidón

11

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

1.4. CONTAMINANTES Y POSIBLESMEDIDAS CORRECTORAS

1.4.1 AguaEl agua es el contaminante más usual en los aceites de transformadordurante la manipulación y almacenamiento. Esto se debe, como esnatural, a la presencia del agua en la mayoría de ambientes, así como alhecho de que el agua sea ampliamente utilizada en el lavado de vehículosde transporte y equipos de manipulación.

Existen tres métodos pricipales para extraer el agua. Estos no incluyen elcalentamiento, ya que la solubilidad del agua en aceite aumenta enrelación directa a la temperatura. (Ver la página 31, figura 5).

Las grandes acumulaciones de agua libre habrán de ser drenadas cuandose hayan depositado en el fondo del depósito/contenedor.

El agua disuelta puede ser recogida haciendo circular una corriente deaire seco o nitrógeno seco a través del aceite. Un ligero aumento de latemperatura acelera el proceso de secado, al incrementar la solubilidaddel agua en aire/nitrógeno.

El método final es la desgasificación, siendo ésta la técnica más usual y laúnica apropiada en algunos casos. El equipo puede ser tantoestacionario como móvil. La técnica consiste en calentar, tratar al vacío yfiltrar el aceite a través de un filtro de partículas. El aceite calentado seexpone al vacío, lo que origina la evaporación del agua. Existennumerosos fabricantes de esta clase de equipo.

Sin embargo, el funcionamiento del equipo requiere grandes cantidadesde electricidad y su precio de compra resulta bastante elevado. Unosequipos relativamente asequibles y unos bajos costes operativosconvierten al método de secado por aire en el más económico.

1.4.2 PartículasLas partículas interactúan con el agua, reduciendo la tensión de rupturaeléctrica. Por otra parte, se hallan presentes en el entorno ambiental delaceite cuando éste es almacenado, transportado o cargado en untransformador. Las partículas son extraídas al filtrarlas a través de filtrosde partículas, los cuales forman parte de los filtros de desgasificación.

Cuando se carguen aceites de transformador para su suministro aclientes finales, se deberá utilizar un filtro de 5 micrómetros o inferior.

12

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

1.4.3 Contaminación químicaDurante el transporte, manipulación o llenado del transformadorpueden entrar en el aceite pequeñas cantidades de contaminantesquímicos. Los contaminantes provienen de otros productos que hayansido tratados con el mismo equipo. Aunque son de variada naturaleza, amenudo tienen en común las características de ser fuertemente polares ytensoactivos. Entre estas categorías de productos los tipos más usualesson los aceites de motor, aceites para corte de metales, productosantioxidantes, detergentes, aceites vegetales y sus derivados, etc. La listaes extensa, y la información sobre un contaminante concreto deberáobtenerse a través de un proveedor de aceites de transformador o de unfabricante de transformadores.

Los contaminantes químicos de estos tipos alteran los valores del factorde pérdidas dieléctricas y/o tensión superficial. También pueden versealteradas las propiedades de envejecimiento. Estos contaminantespolares pueden ser extraídos mediante tratamiento con arcilla activada.

Sin embargo, el tratamiento con arcilla no comporta la garantía de que elaceite haya recobrado su estado original. Los inhibidores añadidos onaturales del aceite pueden haber sido extraídos por el tratamiento conarcilla, y pueden subsistir partes no polares de la contaminación en elaceite, acortando en muchos casos la vida útil del producto. Un aspectopositivo es que muchos aceites de bajo refino pueden ganar enestabilidad a la oxidación después del tratamiento con arcilla. Vertambién la página 56 en la sección de refinado, donde se emplea eltratamiento con arcilla como última etapa de clarificación en el refinado.Obsérvese que la arcilla usada ha de ser manipulada como residuonocivo para el medio ambiente.

Después del tratamiento con arcilla, el aceite ha de ser siempre analizadopara controlar su estabilidad a la oxidación.

1.4.4 Aceites de base/disolventesLos aceites de base/disolventes afectan a las propiedades de viscosidad ypunto de ignición de un aceite; el grado dependerá de la cantidadintroducida en el aceite.

13

Pequeñas cantidades de aceites de base no repercuten normalmente deun modo demasiado negativo sobre los aceites de transformador, ya queéstos son en la actualidad bastante limpios y bien refinados. Sinembargo, y dependiendo de la viscosidad del aceite de base, puedeninfluir sobre las propiedades refrigeradoras del aceite de transformador;por ello deberá analizarse la viscosidad del aceite de transformadorcontaminado. Incluso en cantidades relativamente pequeñas, un aceitede base de baja refinación puede reducir la estabilidad a la oxidación. Siel aceite es parafínico, las propiedades de baja temperatura puedenresultar dañadas.

La contaminación por disolventes repercute siempre negativamentesobre la temperatura de ignición. El problema con estos tipos decontaminantes es que existen muy pocos medios para contrarrestarlos.Aparte de la dilución en los casos en que se trate de pequeñascantidades, las únicas medidas posibles son una refinación adicional o laconversión del aceite en combustible.

14

2. MANTENIMIENTO DE LOS ACEITES DETRANSFORMADOR ENSERVICIO

2.1 GENERALIDADESEl coste de un transformador es elevado, por lo que la supervisión delfuncionamiento de un sistema de transformador a través del aceiteresulta económica en comparación con los costes que ocasiona unaavería en el transformador y los provocados por la interrupción delsuministro eléctrico. Esto es siempre cierto respecto a lostransformadores de energía eléctrica, pero en lo relativo a los pequeñostransformadores de distribución, los costes han de justificarse caso acaso realizando, por ejemplo, un cálculo de probabilidades del tipo "quésucedería si...".

La supervisión de los transformadores en servicio es aún másrecomendable en combinación con un sistema informatizado experto eninterpretación de los resultados de los análisis y almacenamiento de losanteriores datos operativos del transformador.

Para mayor información sobre directrices y recomendaciones deseguimiento, es aconsejable ponerse en contacto con el fabricante de lostransformadores y/o distribuidores de energía eléctrica/laboratoriosindependientes.

Elección del aceitePara asegurar la larga vida de servicio de un aceite de transformador (p.ej., consideraciones coste/prestaciones), el paso más importante consisteen seleccionar un aceite que incorpore las propiedades requeridas por elequipo en cuestión: distintos equipos necesitan distintas graduacionesde aceite. Por ejemplo, un transformador de alto voltaje y alta cargaexige mejor aceite que un transformador de bajo voltaje y poca carga. Elproductor del equipo recomienda normalmente el tipo de aceite aemplear, ya que el aceite es considerado parte esencial del equipo, y nomero componente adicional e indefinido con el que ha de llenarse eltransformador. Éste es el acercamiento moderno a una filosofíacualitativa. (Compárese con la industria automovilística, que proveeespecificaciones detalladas sobre los tipos de aceite a utilizar en losdistintos componentes de un vehículo.)

15

Diagnóstico del transformadorUn aceite de transformador contiene información sobre el estado deltransformador. Por ello, analizando el aceite en servicio puedenobtenerse tempranas indicaciones de la degradación del papel, puntosrecalentados, averías eléctricas y problemas con piezas móviles talescomo las bombas. Para evitar serios problemas, estos datos pueden serutilizados como guía de las medidas correctoras a tomar en eltransformador.

2.2 MUESTREOPara asegurar que las muestras sean representativas del aceite empleadoen el equipo a probar, la realización del muestreo deberá seguir estrictasrutinas. En caso contrario, los resultados del análisis pueden conducir aconclusiones falsas sobre el estado, mientras la obtención, transporte yexamen de las muestras implicarían una pérdida en cuanto a tiempo ydinero.

Los requisitos detallados del muestreo vienen especificados en lanormativa CEI 475. Deberán observarse en particular los puntossiguientes:

• Cerciorarse de que la persona que tome las muestras tenga la suficienteexperiencia, es decir, sea consciente de la sensibilidad de los aceites detransformador y utilice exclusivamente equipos limpios, secos yapropiados. Se han dado casos en que las muestras han sido tomadas enbotellas de aceite de motor o en botellas de alcohol. Obrando así sealtera el factor de pérdidas dieléctricas, punto de inflamación o elcontenido de agua. Bastan unas pocas ppm de aceite de motor paradestruir el factor de pérdidas dieléctricas.

• Las muestras de aceite deberán tomarse normalmente de un "aceitevivo", es decir, de un aceite en circulación. Utilizar únicamente laválvula de fondo del depósito cuando se vayan a inspeccionar el agualibre y los sedimentos.

• Comience el análisis drenando un volumen suficiente de aceite desdela línea de muestreo.

• Es especialmente importante limpiar el recipiente de muestreo cuandose va a examinar el contenido de partículas en el aceite (descrito en CEI970).

• Enjuagar el contenedor con el líquido del que se van a tomar muestrassegún los pasos siguientes:

– Verter el aceite en el contenedor dejándolo resbalar a lo largo deuno de los lados. Con ello se evitará que el aire se mezcle y quedeatrapado en el aceite. Esto es extremadamente importante cuando se

16

tomen muestras bajo condiciones húmedas, donde la saturación delagua puede ser muy rápida. Como alternativa, colocar en elcontenedor de muestreo un tubo limpio que llegue desde eltransformador hasta el fondo del contenedor, y dejar que el aceitellene 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 dellíquido requiere dejar un pequeño volumen de aire.– Después de tomar la muestra, asegurarse de que el tapón estélimpio, intacto y correctamente fijado al contenedor. Algunostapones 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 hanempleado botellas de vidrio o de plástico ligero. El aceite mineral esnormalmente muy sensible a la luz ultravioleta, y la exposición a laluz puede deteriorarlo. El primer indicio de ello consiste en unareducción de la tensión superficial.– Para los análisis de gas en el aceite deben utilizarse equiposespeciales de muestreo; el procedimiento se especifica en CEI 567.

2.3 QUÉ ANALIZAR Y POR QUÉ

2.3.1 Color y apariencia externaEl color y la apariencia externa proporcionan una información rápida yvaliosa, fácil de obtener in situ. Una persona experimentada advierteinmediatamente la presencia de anormalidades. Si se añade el olor, puedeobtenerse una gran información. Un color oscuro puede indicar que elaceite ha comenzado a deteriorarse, lo que además constituye el primerpaso en la formación de lodos. La apariencia de un aceite puede revelarla presencia de agua libre e impurezas, tales como fibras o partículas decelulosa. Un olor desagradable puede denotar la formación de un arcoeléctrico, lo que ocasiona la descomposición del aceite. Con todo, esnecesaria una sistemática documentación de estas observaciones paraasegurar la continuidad en caso de cambios de personal.

2.3.2 Tensión de ruptura CALa tensión de ruptura CA cobra importancia como medida de lacapacidad de un aceite para resistir el estrés eléctrico.

La tensión de ruptura depende del contenido de agua y partículas delaceite. Es especialmente importante controlarlo antes de poner enmarcha un transformador nuevo, así como cuando el aceite del

17

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

2.3.3 Contenido de aguaEl contenido de agua en el aceite de transformador proporciona unaindicación sobre el contenido de agua en el material de papel. Un niveldemasiado alto de agua en el aceite denota que el papel también contienegran cantidad de agua; ello afectará al envejecimiento del papel, es decir,provocará la descomposición de sus fibras, lo cual ocasiona dañosirreversibles que pueden conducir a una descarga eléctrica en eltransformador. Cabe resaltar otros dos puntos: el aceite antiguo detransformador, cuando ha comenzado a oxidarse, presenta más alto nivelde saturación por agua que un aceite nuevo; el agua también se producedurante la oxidación tanto del aceite como del papel, lo que acelera aúnmás la descomposición del papel.

2.3.4 Valor de neutralizaciónEl valor de neutralización indica si el aceite contiene algún materialácido. Un valor alto o en aumento señala que el aceite ha comenzado aoxidarse. Un valor alto podría ocasionar problemas de corrosión, y elácido puede formar jabones con los iones metálicos del aceite y afectarsus propiedades eléctricas. Además, debido a su estructura polar, estosácidos incrementan la solubilidad del agua en el papel. Tambiéncontribuyen a la degradación del papel (acción catalítica).

2.3.5 Factor de pérdidas dieléctricas y/o resistividad CCEstas características son muy sensibles tanto a los productoscontaminantes como al envejecimiento. En algunas pruebas deestabilidad a la oxidación, se mide el factor de pérdidas dieléctricas y/oresistividad CC del aceite después de la prueba de envejecimiento, paraindicar la capacidad de resistencia a la oxidación del aceite.

Dichas pruebas aportan normalmente similares indicaciones sobreimpurezas, por lo que no es necesario realizar ambas.

2.3.6 Tensión superficialEste es un análisis muy sensible y capaz de ofrecer, combinado con elfactor de pérdidas dieléctricas, una pronta señal de alarma al iniciarse eldeterioro del aceite (ver la sección 3.14 Estabilidad ante la oxidación).

18

19

2.4 LLENADO DE UN TRANS-FORMADOR CON ACEITE NUEVOUn aceite nuevo pierde algunas de sus propiedades, como el factor depérdidas dieléctricas y la tensión superficial, cuando es bombeado alinterior de un transformador. Estos parámetros son muy sensibles a loscontaminantes del transformador, y pueden ser introducidos durante lamanipulación y llenado.

Los límites que recomienda CEI 422, sobre ajuste de los valores quehan de presentar los aceites minerales de transformador nuevos yacargados en transformadores de energía eléctrica nuevos, se muestranen la tabla de la página siguiente.

Las cifras que indica se comparan con los requisitos de la CEI 296sobre ajuste de los valores de los mismos aceites antes de ser cargadosen los transformadores.

Para los transformadores del tipo de 72,5 kV, el contenido de agua en elaceite deberá ser acordado entre el proveedor y el usuario, según lascondiciones locales.

La tabla siguiente proviene de CEI 422, aunque diversos fabricantes detransformadores podrían exigir requisitos más estrictos en cuanto acontenido de agua y tensión de ruptura. Para los transformadores demás de 170 kV, algunos productores/usuarios exigen un máximo desólo 5 ppm de agua, mientras la recomendación máxima de la CEI 422

Gama del trans- Requisitos del aceiteformador <72.5kV 72.5-170kV >170kV nuevo según CEI 296

Propiedades

Color max 2.0 máx 2.0 máx 2.0

Contenido de agua, mg/kg máx 15 máx 10 máx 30 a granel

Tensión super- 44 para el aceite nuevoficial (mN/m) mín 35 mín 35 mín 35 como valor típico

Factor de perdi-das dieléctricas máx 0.015 máx 0.015 máx 0.010 máx 0.00590°C

Resistividad 90°C G ohm m mín 60 mín 60 mín 60(G=giga=109)

Tensión de mín 30 antes de/ruptura (kV) mín 40 mín 50 mín 60 mín 50 después del

tratamiento

se sitúa en 10 ppm. Es muy difícil que los aceites cumplan los requisitosde la tabla si no han sido desgasificados, de donde se deduce la necesidadde cargar el transformador con un aceite desgasificado y filtrado. Esmuy importante comprobar que la unidad de desgasificación se hallelimpia y no esté contaminada con aceite usado. Si la unidad contuvieraaceite usado, el factor de pérdidas dieléctricas y la resistividad podríanalterarse y quedar fuera de los niveles especificados en la tabla, pudiendoasimismo resultar en una vida útil más corta para el aceite tratado.También es necesario cerciorarse de que la unidad no haya sido usadapara aceites PCB contaminados. Sabemos además que si el sistema hamanipulado aceites de silicio, éstos podrían contaminar a los aceitesminerales y ocasionar una espumación excesiva.

Parte del aceite se evaporará junto con el agua. Por ello, la temperaturade filtrado no deberá ser demasiado alta y habrá de ajustarse en relaciónal vacío. ASTM D 3487 recomienda, por ejemplo, un máximo de 80°Ccuando puede alcanzarse una presión de 1 mmHg en el equipo de vacío.Esto es especialmente importante para los aceites inhibidos cuando lostipos fenólicos del inhibidor tengan una presión de vapor más alta que elaceite, 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 ACEITEResulta muy difícil emitir recomendaciones generales sobre la frecuenciacon que deberá examinarse un aceite de transformador en servicio, y elgrado de deterioro a que se le puede permitir llegar. La decisión ha detomarse caso a caso, considerando las circunstancias individuali-zadamente. Por ejemplo, es probable que los propietarios de grandestransformadores de energía eléctrica examinen con regularidad sustransformadores, mientras los propietarios de los pequeños trans-formadores de distribución tenderán a asumir mayores riesgos. Lavaloración del riesgo no deberá basarse únicamente en el tamaño deltransformador, sino sobre todo en los efectos de una avería. Puederealizarse un estudio del tipo " qué sucedería si...", para evaluar loscostes y demás consecuencias de una avería.

En un análisis de los riesgos de avería, deberá considerarse la tendenciaen los resultados: es decir, el aumento en el tan delta versus el tiempo, elcontenido de metal versus el tiempo, el valor de neutralización versus elcontenido de furfural, etc.

20

21

En la CEI 422 los equipos eléctricos están agrupados en ocho clasesdiferenciadas, con distintas recomendaciones sobre la frecuencia deseguimiento. La tabla que a continuación presentamos incluye única-mente dos de ellas: una categoría O, de alta carga, de transformadores deenergía eléctrica con voltaje superior a 420 kV, y una categoría C de bajacarga, de hasta 72,5 kV.

Como complemento a estas pruebas se puede medir el punto deinflamación, no debiendo existir una disminución, desde el valor inicial,superior a 15°C. Se deberá comprobar el punto de inflamación si sepercibe un olor inusual. Esto podría indicar que el aceite ha estadoexpuesto a un arco eléctrico, que lo ha descompuesto en componentesde baja ebullición.

Se puede medir el contenido de inhibidor para determinar si hadisminuido drásticamente.

El contenido metálico, así como de partículas, del aceite puede medirsepara evaluar si el transformador padece algún problema mecánico; porejemplo, piezas móviles con problemas de desgaste.

Las directrices de frecuencia de la página adyacente provienen de la CEI422. En la práctica, los distintos distribuidores de energía eléctricacontemplan períodos de seguimiento más largos o más cortos. Para losequipos más importantes, la mayoría de los proveedores de energíaeléctrica cuentan con un programa regular de seguimiento establecidopor ordenador, que especifica cuándo tomar una muestra. En estossistemas se puede realizar un análisis de tendencia, así como reunir laexperiencia acumulada con todo tipo de equipos bajo distintascondiciones de trabajo.

2.6 OTROS ANÁLISIS PARA EVALUAREL ESTADO DEL TRANSFORMADOR

2.6.1 Análisis de gases en el aceite y contenidode furfuraldehídoEstas pruebas se realizan para evaluar el estado físico del transformadoren lo que respecta a factores tales como producción de arcos, puntosrecalentados y deterioro del papel. La importancia de estas pruebas escada 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 seespecifican en CEI 567, "Guía para el muestreo de los gases...", y CEI599, "Guía para la interpretación de los análisis de los gases...".

En los transformadores llenados con aceite, la formación de gases seráconsecuencia del normal envejecimiento, pero también, y en mayormedida, resultado de las averías. Basándose en los tipos de gases

22

Propiedades segúnlos métodos CEI

Apariencia,sedimentos

Tensión de ruptura

Contenido de agua

Valor de neutra-lización

Factor de pérdidasdieléctricas 90°C

Tensión superficial

Frecuencia

No como prueba ruti-naria. Deberá realizarseen combinación conotras pruebas

Después del llenado,rellenado o reacondi-cionamiento anterior a la conexión. A los 12meses, para la Cat. Ocada 2 años, y para laCat. C cada 6 años.

Cat. O: Después delllenado o rellenado. A los 3 y 12 meses, ydespués en conexión con los análisis de gasdisuelto. Cat. C: No comoanálisis rutinario

Cada 6 años

Cat. O: A los 12 meses,y después cada 6 añosCat. C: No comoprueba rutinaria

Cada 6 años

Límites de acciónrecomendados

Sedimentos opartículas libres

Cat. O 50kVCat. C 30kV

Cat. O 20 mg/kg

Cat. C: Agua libre a temperaturaambiente.

máx 0.5 mgKOH/g

Cat. O máx 0.2Cat. C máx 1.0

mín 15mN/m

Acción

Reacondicionar elaceite o cambiarlopor uno nuevo

Recondition or, Reacondiciona-miento o, si es más económica,sustitución del aceite.

Controlar el motivo y sopesar elreacondicionamiento.Si hay agua libre,drenarla antes decomenzar elreacondicionamiento.

Sustitución oreacondicionamiento

Cotejar con las instrucciones del fabricante.

Investigar

formados, pueden interpretarse las razones de las averías. Losfabricantes y empresas productoras de energía eléctrica han desarrolladosus propios conocimientos, referidos a las distintas evaluaciones. Ladetección de los gases se realiza con métodos cromatográficos de gases,empleándose distintas técnicas para extraer los gases del aceite. CEI 567ha 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 decarbono. Las cantidades y proporciones entre los gases son utilizadas enla interpretación de las posibles averías.

En la tabla siguiente mostramos algunos ejemplos de interpretaciones.

23

Nitrógeno + un 5% ó inferior de Operación normal de transformador oxígeno. sellado.

Nitrógeno + superior a un 5% de Controlar la hermeticidad en oxígeno. transformadores sellados.

Nitrógeno, dióxido de carbono, Transformador sobrecargado,monóxido de carbono. descomposición de la celulosa.

Comprobar las condiciones operativas.

Nitrógeno e hidrógeno. Descarga en corona, ocasiona electrólisisdel agua o corrosión.

Nitrógeno, hidrógeno, metano con Chispazos u otras averías menores, ocasio-pequeñas cantidades de etano y etileno. nan ligera descomposición del aceite.

Nitrógeno con alto contenido de Formación de arcos de alta energía, hidrógeno y otros hidrocarburos, ocasionan rápido deterioro del aceite.incluyendo acetileno.

Los niveles de monóxido y dióxido de carbono en los análisis de gasesen el aceite aportan una indicación del grado de deterioro del papel.Pero se obtiene una señal más precisa y temprana sobre el estado delpapel midiendo el contenido en furfuraldehídos del aceite. Esto serealiza siguiendo un método HPLC, ver la CEI 1198 (1993), en el que elumbral 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 delequipo sea de cierta entidad, proporciona una información muy valiosa.

2.6.2 Bifenilos policlorados (PCB)Los nuevos aceites minerales, producidos de petróleo crudo, nocontienen PCB. Los PCB tienen su origen en los líquidos aislantessintéticos, y eran utilizados como tales debido a sus buenas propiedadeseléctricas y su baja combustibilidad. Cuando se descubrió su impactonegativo sobre el medio ambiente, su uso fue prohibido en muchospaíses. Siempre existe el peligro de que los PCB puedan ser introducidosen un aceite de transformador nuevo al mezclar éste con aceitesdepurados sucios, o como contaminación proveniente de aceites usados.Por esta razón, se deberá medir el contenido PCB de todas las mezclasde aceites depurados y nuevos. También puede ser necesario medir elcontenido PCB de los aceites cuya eliminación esté decidida. Los aceitesque contienen PCB están clasificados en muchos países como residuospeligrosos, exigiendo métodos especiales para su eliminación.

24

Referencias:

1) CEI 296 Especificación sobre aceites minerales nuevos para transformadores yaparatos de conmutación.2) CEI 970.3) CEI 1198.4) CEI 422 Guía para el mantenimiento y supervisión de los aceites de transformador enservicio.5) Una guía para el mantenimiento de los transformadores. S. D. Myers, J.J. Kelly, yR.H. Parrish. TMI, 1981.6) CEI 567 Guía para el muestreo de los gases y del aceite de los equipos eléctricosllenos 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 otrosequipos eléctricos llenos con aceite en servicio.

3. REQUISITOS DE LOSACEITES EN SERVICIO

3.1 GENERALIDADESEl aceite cumple varias funciones en un transformador, siendonaturalmente el aislamiento y la refrigeración las más importantes. Otrade sus funciones consiste en transportar información sobre el estado delos componentes activos del transformador.

EspecificacionesLos requisitos más importantes de un aceite de transformador estánlistados en diversas especificaciones y normativas nacionales e interna-cionales. No obstante, estas normativas sólo concretan los requisitosmínimos para los aceites de transformador, por lo que muchosproductores de transformadores y compañías eléctricas determinan suspropios requisitos a menudo más estrictos, basándose en sus necesidadesparticulares. Las normativas básicas son CEI 296, BS 148, VDE 0370 yASTM D 3487. Ver las explicaciones que presentamos más abajo.

Aunque los requisitos físicos son razonablemente similares, en lo querespecta a estabilidad frente a la oxidación existen grandes diferenciasentre los distintos métodos - CEI 74, CEI 474, CEI 813, DIN 51554Prueba Baader, ASTM D 2440. Todos ellos intentan simular elcomportamiento a largo plazo frente a la oxidación en un tiempo muycorto. Ver también la tabla de la página 49.

Merece la pena observar que no se listan requisitos químicos de tiporeal, tales como el contenido de nitrógeno, azufre o compuestos poliaro-máticos (PCA) del aceite. Estos componentes químicos ocasionandiferencias entre los aceites que no están especificadas por losparámetros normales, e influirán sobre la tensión de ruptura porimpulsos, propiedades de absorción de gases, carga del flujo yparámetros de estabilidad.

Como puede deducirse de las propiedades listadas en la página adya-cente, las especificaciones se pueden dividir en cuatro tipos.

En la tabla de la página adyacente encontrará distintas especificaciones,nacionales e internacionales, listadas jerárquicamente. Algunos fabrican-tes de transformadores y diversos distribuidores de energía eléctricacuentan asimismo con sus propias especificaciones y requisitos. En laspróximas páginas pasaremos a analizar algunos de los parámetros físicosy químicos relacionados en las especificaciones, así como algunosparámetros no especificados.

25

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 Propiedades eléctricasEstabilidad ante oxidación Tensión de rupturaContenido de inhibidor de Factor de pérdidas dieléctricasoxidaciónAzufre corrosivoContenido de aguaIndice de neutralización

Físicos Requisitos adicionalesViscosidad Tensión de ruptura por impulsosApariencia Carga del flujoDensidad Propiedades de gasificaciónPunto de fluidez Estructura aromáticaTensión superficial Estructura poliaromáticaPunto de inflamación Propiedades de solubilidad

Ver también la tabla de la página 50.

CompatibilidadLa compatibilidad entre los distintos aceites ha sido siempre un temamuy debatido. Ello no obstante, cabe afirmar que los aceites quecumplen la CEI 296 son miscibles entre sí.

A continuación observaremos con mayor detalle estos requisitos y suinfluencia sobre los aceites de transformadores en servicio.

26

3.2 VISCOSIDADLa viscosidad de un aceite es importante para la refrigeración deltransformador: cuanto más baja es la viscosidad, mejor es larefrigeración. El aumento de temperatura reduce la viscosidad, y unpequeño cambio en la viscosidad debido a la temperatura significa unalto índice de viscosidad (IV), mientras que un cambio relevante indicaun índice bajo.

Para aplicaciones lubricantes se recomiendan aceites con alto IV. Para larefrigeración, sin embargo, es preferible un IV bajo debido a que, a latemperatura operativa, se requiere una viscosidad menor. Seguidamentese comparan dos aceites, uno nafténico y uno parafínico. Aunque ambospresentan la misma viscosidad a 40°C, puede comprobarse que existeuna diferencia relativamente grande entre los dos aceites a temperaturade trabajo.

Aceite clase II IV alto IV bajoParafínico Nafténico

Viscosidad a 70°C mm2/s 4,2 3,4

Nunca supone una ventaja emplear aceites de alta viscosidad, ya quecuanto más alta sea ésta peores serán las propiedades refrigerantes. Elresultado se traducirá en más altas temperaturas de trabajo, mayorespérdidas, y deterioro acelerado del aceite y del papel. Todo ello hacepreferible 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 viscosidadesrondan los 9-10 mm2/s.

Los valores máximos de viscosidad para las distintas clases se indicanabajo, y puede comprobarse que un aceite que cumple con los requisitosde la Clase II también satisface los de la Clase I. La diferencia entre ellosestriba en los requisitos referentes al punto de inflamación.

I II III

Viscosidad a 40°C (mm2/s) <16,5 <11 <3,5

3.3 VISCOSIDAD Y PUNTO DEINFLAMACIÓN VERSUS GAMA DEEBULLICIÓN

Un aceite es una mezcla de cientos de moléculas distintas, y por elloresulta más apropiado hablar de su gama de ebullición que de su puntode ebullición. La viscosidad de los aceites aumenta cuando la gama de

27

ebullición es más alta. La diferencia inherente entre moléculas nafténicasy parafínicas otorga a una molécula parafínica una gama de ebulliciónmás alta para una determinada viscosidad. Ver la figura siguiente.

La figura 1 muestra dos curvas de puntos de ebullición, una para unaceite nafténico y otra para un aceite parafínico. Ambos aceites tienenuna viscosidad de aproximadamente 8 mm2/s a 40°C. La tercera curva serefiere a un tipo clásico de aceite para aparatos de conmutación, con unaviscosidad de aproximadamente 4 mm2/s a 40°C, y un punto deinflamación de 100°C.

Los aceites de transformador tienen prácticamente el mismo punto deinflamación, 140°C, lo que supone que las curvas de ebullicióncomienzan a la misma temperatura. El aceite parafínico presenta unatemperatura de ebullición mucho más alta en el punto 50% y en el final.Este incremento del punto de ebullición significa que un aceite refinadoal mismo grado contiene mayor número de PCA de tres o más anillos.El mayor contenido de PCA altera propiedades tales como la tensión deruptura por impulsos y la carga del flujo. El antraceno de tres anillos,por ejemplo, tiene un punto de ebullición de 350°C. Esta temperaturacorresponde a lo que casi es el punto final para el aceite nafténico,mientras que más del 25% del aceite parafínico tiene un punto deebullición 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, unmétodo que las refinerías utilizan para optimizar y controlar laproducción. 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.

500

450

400

350

300

250

2000 20 40 60 80 100

°C

%

Aceiteparafínico

Aceite nafténico

Aceite de caja de cambios

28

Figura 1

Viscosidad y puntode combustiónversus gama deebullición

Viscosidad Punto de inflamación

Aceite nafténico 7,7 144Aceite parafínico 7,5 136Aceite de caja de cambios 3,5 100

3.4 PROPIEDADES A BAJATEMPERATURALas propiedades a baja temperatura son importantes en climas fríos, porlo que las especificaciones de mayor rango incorporan tanto el punto defluidez como la viscosidad a bajas temperaturas. En algunos países, entreellos Suecia y Canadá, es objeto de debate la conveniencia de extenderlos requisitos, es decir, de especificar que el punto de turbiedad debieraser igual o inferior al punto de fluidez, y de medir la viscosidad con uníndice de corte bajo o a -40°C. La finalidad de todas estas mediciones essimular el flujo que circula por un transformador en condiciones frías.

Los aceites parafínicos contienen n-alcanos, que al ser refrigeradospueden cristalizar e impedir el libre flujo del aceite; es posible medir lacantidad real de n-alcanos con un Calorímetro de ExploraciónDiferencial, DSC. Cuando en el aceite aparece un punto de turbiedad,deja de tratarse de un fluido Newtoniano (es decir, un fluido cuyaviscosidad no cambia a distintos índices de corte), para ser de hecho unsistema bifásico.

Cuando se refrigera un aceite, los n-alcanos comienzan a cristalizar ydesprender calor, revelándose en la curva como un salto entre la muestray una referencia. El área entonces entre la curva y la línea de referenciacorresponde a la cantidad de n-alcanos. El punto de cristalización estáen correlación con el punto de turbiedad del aceite. En la curva superiorno es visible ninguna cristalización para el aceite nafténico.

Los aceites nafténicos contienen, caso de hacerlo, muy pocos n-alcanos.Ello supone que no es necesaria ninguna tensión de cortadura para queel aceite fluya a baja temperatura. Un aceite parafínico podríasolidificarse al ser usado en un transformador autocirculante, inclusoaunque sea posible tomar una medición de viscosidad con métodos demás alto índice de cortadura, tales como una prueba estándar deviscosidad. 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

29

Figura 2

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

±0

∆T

-100

Base-N

Base-P

Temp.

Refrigeración Calentamiento

diversos índices de cortadura. Queda claro que el aceite parafínico a -30°C tiene mayor viscosidad a inferior índice de cortadura, a diferenciadel aceite nafténico, que no modifica su viscosidad a distintos índices decortadura. Los aceites parafínicos colmaron su viscosidad a -30°C conlas mediciones cinemáticas de viscosidad normales.

3.5 PUNTO DE INFLAMACIÓNEl punto de inflamación de un aceite se especifica por razones deseguridad. En los tres grados CEI 296 se estipulan los siguientes puntosde inflamación.

I II III

Punto de inflamación PM°C >140°C >130°C >95°C

CEI especifica el método de campana cerrada PM (Pensky Marten). EnEE.UU se utiliza el COC (Cleveland Open Cap), que proporciona unvalor 5-10°C más alto de punto de inflamación. El punto de inflamacióndepende de la cuota de ligereza del aceite, y es extremadamente sensiblea los contaminantes provenientes de aceites más ligeros, como el gasóleoo la gasolina. Aunque ambos métodos generan una reproductibilidadrelativamente pobre, es preferible el método de campana cerrada ya queofrece mejor repetibilidad.

30

Figura 4

Viscosidad Brookfield a -40°C

Figura 3

ViscosidadBrookfield a -30°C

rpm del eje

Viscosidad Cp

Viscosidad Cp

Nynas Naphthenics Nytro 10BN, Nytro 10X y Nytro 10GBN tienen un puntode inflamación que sobrepasa los 140°C y una viscosidad inferior a 11 mm2/s a40°C, por lo que satisfacen los requisitos CEI de las clases I y II.

3000

1300

2000

1 3 5 7 9 11

6000

8000

4000

2000

6 10 14 18 22 26 30 rpm del eje

Aceite parafínico

Aceite parafínico

Aceite nafténico

3.6 DENSIDADEn climas fríos es importante especificar la densidad del aceite paraevitar, a bajas temperaturas, la aparición de hielos flotantes en el aceite.Esto puede suceder cuando existe agua libre en transformadoresdesactivados, ocasionando perturbaciones durante la puesta en marcha.Los aceites de alto contenido aromático tienen mayor densidad que losaceites con más moléculas nafténicas y parafínicas. La densidaddisminuye al aumentar la temperatura, utilizándose el coeficienteestándar 0.00065/°C para calcular la densidad a temperaturas distintasde las medidas. El coeficiente variará ligeramente con los diversosaceites, según la estructura y grado del refinado.

3.7 CONTENIDO DE AGUAEl total de agua que el aceite es capaz de absorber depende de latemperatura y de la cantidad de moléculas polares. En la Figura 5podemos comprobar lo difícil que resulta mantener bajo el contenido deagua del aceite almacenado en áreas muy cálidas y húmedas. Asímismo,resulta obvio que el solo calentamiento del aceite no reducirá elcontenido total de agua cuando exista agua libre en el sistema, dado quela solubilidad del agua aumenta con la temperatura.

En cualquier caso, cuando haya presencia de agua libre, la menorviscosidad que se obtiene al calentar el aceite proporciona una separaciónmás rápida, pero aumenta la cantidad de agua disuelta. En el mismodiagrama 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 altasolubilidad, de modo que no exista entonces agua libre.

Los aceites con alto contenido de agua pueden hacer espuma al serdesgasificados. No se trata de una espuma real. Puede encontrarse

31

Figura 5

Solubilidaddel agua enaceite

X200

175

150

125

100

75

50

25

00 20 40 503010 Temperatura °C

Contenido de agua (ppm)

Aceite de transformador

Xileno

Parafina líquida

Depende de:

– Polaridad del aceite

– Temperatura

32

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

3.8 PARTÍCULASAunque el aceite tratado con las modernas técnicas de refinado presentaescaso contenido de partículas, dicho contenido aumenta tan pronto elaceite es transportado y almacenado. Pasando el aceite a través de unaunidad de desgasificación, que contiene un filtro de partículas, se reduceel número de partículas hasta un nivel aceptable. Si circula a través deltransformador y de una unidad de desgasificación, el aceite limpia eltransformador de polvo y de partículas de celulosa libres.

La Figura 6 muestra los resultados de un estudio sobre el contenido departículas del aceite en su camino desde la planta procesadora hasta elalmacenamiento y desgasificación. La curva superior corresponde a unaceite tomado después del transporte y almacenamiento, y la inferior auno después de la desgasificación y filtrado.

3.9 TENSIÓN DE RUPTURA (CA)Esta propiedad es enormemente compleja, y el valor medido dependerádel contenido de partículas, tipo de partículas, contenido de agua ymétodo de prueba empleado. El método normal para especificar latensión de ruptura CA es CEI 156. Los electrodos, en este método, sonesféricos o hemisféricos a una distancia de 2,5 mm, y el voltaje seincrementa en pasos de 2 kV/s hasta que salta la chispa. Debido a la bajarepetibilidad de cada prueba, el resultado es compendiado como unamedia de seis pruebas.

Incluso un aceite de bajo refino puede contar con una alta tensión deruptura, por lo que este método carece de relevancia como indicador del

Figura 6

Contaminación porpartículas después del transporte yalmacenamiento, y tras el filtrado.

Número de partículas/100 mlpor encima del indicado

Tamaño de laspartículas,micrómetros

Después de transporte+almacenamiento

Después del filtrado

100000

10000

1000

100

10

0 20 40

grado de refino del aceite. La extracción de agua y partículas puedeproporcionar 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 elresultado es inferior a este valor, lo único que se precisa es un sencillotratamiento de desgasificación para incrementar la tensión de rupturahasta más de 50 kV (valor normal >70kV).

Para la tensión de ruptura pueden también emplearse métodos distintosal CEI 156, p. ej. ASTM D 1816 y D 877, incluidos en la especificaciónASTM D 3487. ASTM D 1816 utiliza el mismo tipo de electrodos queCEI 156, por lo que los resultados de ambos pueden ser comparadoscuando la distancia de los electrodos sea la misma o el resultado secalcule a la misma distancia. El otro método, ASTM D 877, no ofreceresultados comparables debido a que emplea distintos tipos deelectrodos.

Asimismo, resulta interesante observar que la alta solubilidad de unaceite mantiene, en la solución producida por el inicio de la oxidacióndel aceite, disueltos parte de los sedimentos, con lo que se reduce lacantidad de partículas libres capaces de menoscabar la tensión deruptura.

La cantidad total de partículas también puede verse influenciada por lacarbonización de las moléculas de aceite que ocasionan las descargaseléctricas parciales. La cantidad de partículas que se formen será afín alresultado del análisis de carbono residual en el aceite de base, siendo losaceites 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 detransformador siempre hacen referencia. El factor de pérdidasdieléctricas depende de la cantidad de iones en el aceite. Aunque un

33

Figura 7

Tensión deruptura CA

90

80

70

60

50

40

30

20

10

00 20 40 60 80 100

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

Aceite limpio

Tensión de ruptura kV

Aceite contaminado

Contenutod‘acqua in ppm

grado normal de refinado proporciona siempre un bajo valor a esteparámetro, es extremadamente sensible a los contaminantes, p. ej. a losaceites 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 aproductos de oxidación puede contribuir a la formación de complejosestables, o junto a otras impurezas provocar altos valores del tan delta.

Cuando comienza el deterioro de un aceite, es posible detectar unincremento del tan delta al inicio del proceso de oxidación seguido, alcabo de cierto tiempo, por una disminución. Lo que problablementesucede es que los peróxidos forman complejos junto con los metales,como un primer paso de la oxidación. Los complejos formados tienenfuerte polaridad y alto contenido de iones, ocasionando así unincremento en el factor de pérdidas dieléctricas. Este peróxido serádescompuesto en nuevos productos radicales, creadores de oxidación,con un tan delta más bajo. Después de la etapa inicial dedescomposición se forman productos de oxidación, tales como ácidos yésteres, 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 elfactor de potencia en lugar del factor tan delta. La diferencia es escasacuando se miden valores bajos.

3.11 TENSIÓN SUPERFICIALLa prueba de tensión superficial mide la tensión de la interfaz entre elaceite y el agua.

La tensión superficial depende de los grupos polares presentes en losaceites, mientras el tan delta (90°C, 50 Hz) proporciona determinadainformación sobre el contenido de contaminantes ionizables.

He aquí algunos ejemplos de resultados de nuestros análisis sobrediferentes aceites.

34

Tensión Contenidosuperficial de agua

Tan delta mN/m ppm

Aceites expuestos a luz diurna, almacenados en botellas de vidrio claro 0,0031 36 50

Antes de la prueba y referencia, almacenado en botellas de aluminio 0,0010 44 18

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

3.12 VALOR DE NEUTRALIZACIÓNEn un aceite bien refinado, el valor de neutralización habrá de serinferior a 0,01 mg KOH/g de aceite, aunque debido a que este métodotiene una repetibilidad de 0,03, el requisito mínimo es inferior a 0,03. Encualquier caso, este nivel es demasiado alto para proporcionarindicación alguna sobre las propiedades del aceite.

Los aceites bien refinados no contaminados han de apuntar a un valorobjetivo inferior a 0,01.

3.13 CORROSIÓNEn CEI 296, este requisito está basado en un método consistente en lainmersión de una cinta de cobre en aceite precalentado a 140°C. Susensibilidad es baja, y muchas compañías utilizan métodos alternativostales como la prueba con cinta de plata o la valoración potenciométricade azufre mercaptano en el aceite. Como es natural, la corrosiónconstituye un importante parámetro del aceite; respecto a las cajas decambios, la corrosión de la plata es uno de los factores más relevantes atener en cuenta.

3.14 ESTABILIDAD ANTE LA OXIDACIÓNExisten dos tipos de aceites en el mercado, inhibidos y no inhibidos. Dehecho, todos los aceites son inhibidos - los inhibidos, por la adición defenol retardado (destrucción radical), y los no inhibidos, por losinhibidores naturales (destrucción por peróxido). La gran mayoría delos aceites empleados actualmente en el mundo pertenecen a la categoríade inhibidos, contando con inhibidores fenólicos a distintos niveles.

La oxidación se ve influenciada por dos parámetros principales: oxígenoy temperatura. El aceite no se oxidará sin oxígeno; pero es de notar quetodos los aceites contienen una pequeña cantidad de aire, inclusodespués de la desgasificación (en una unidad seca y sellada siemprequedará entre un 0,05 y un 0,25% de oxígeno por volumen), quecontribuirá 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, yaque 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). Estareacción tiene su origen en el calor, la luz ultravioleta, el desgastemecánico y - también de importancia en un transformador - los camposeléctricos altos.

Esta fase es importante y tiene lugar en todos los aceites. Si nadadetiene la reacción, el próximo paso será la creación de peróxido através de los radicales de oxígeno (2)(3).

Debido a que este peróxido no es estable (4), su siguiente reacciónpuede consistir en desdoblarse en dos nuevos radicales que puedencontinuar con la oxidación (5). Existen dos tipos básicos deantioxidantes: destructores de radicales y destructores de peróxido. Losdestructores de radicales estabilizan a los radicales libres al otorgarlesen reacción un átomo de hidrógeno (1). Los fenoles y las aminas sontipos bien conocidos. Los destructores de peróxido previenen laformación de radicales libres adicionales al descomponer el peróxido encompuestos más estables.

La formación de radicales es importante para la estabilidad. Aunquetodavía se ignoran algunos aspectos del proceso, tienen relevancia loscomplejos metálicos que hemos tratado anteriormente (ver la página34). Estos complejos de metal actúan como un catalizador para laoxidación. 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 nuestroscuerpos necesitan. Precisamos una mezcla compleja de diversos tipos,en la que la vitamina C actúa como un soluble de agua, y la vitamina Ecomo un inhibidor destructor de radicales soluble en aceite. Tambiénnecesitamos una mínima cantidad de inhibidores de peróxido. Es bienconocido que los fumadores precisan vitaminas adicionales paraprotegerse de los radicales creados en sus cuerpos.

36

El proceso de oxidación en los distintos aceitesLa figura 8 (abajo) ilustra cuatro tipos de comportamientos deoxidación, que describen lo que ocurre en los distintos aceites durante laoxidación.

La curva A corresponde a un aceite blanco u otro aceite absolutamentelibre de impurezas. En este aceite no existe nada que pueda detener laoxidación, y se detectará un alto contenido de ácido y sedimentoamarillo como productos de oxidación, al igual que un incremento de laviscosidad (envejecimiento sin vitaminas).

La curva B está referida a un aceite que contiene inhibidores naturales, yal comienzo de la oxidación los aditivos (naturales) refrenadores delperóxido detienen la creación de radicales de los peróxidos. Después dealgún tiempo se habrán producido algunas moléculas refrenadoras deradicales, p. ej. poliaromáticas, cuyos productos de oxidación sonfenoles altamente reactivos. El sedimento producido es negro. (El aceitecontiene trazas de peróxido que, desde el principio, destruyen a losinhibidores y producen inhibidores retardadores de radicales durante elproceso de envejecimiento).

La curva C corresponde a un aceite blanco que sólo contiene fenol.Después de algún tiempo, los inhibidores han sido consumidos y seacelera la oxidación igual que en un aceite blanco. (Sin oligoelementos,exclusivamente vitaminas).

La curva D contiene inhibidores tanto naturales como sintéticos. El tipoy la cantidad de inhibidores naturales son inferiores a los existentes enun aceite totalmente optimizado. Normalmente, un aceite producidopara ofrecer una buena respuesta a los inhibidores carece del altocontenido en PCA que un aceite optimizado precisa para ser noinhibido. En su calidad de productos de oxidación, estas moléculasbasadas en PCA pueden actuar como inhibidores destructores deradicales, y prevenir la continuación de la oxidación.

37

Figura 8

Comparta-miento deoxidación

Partesuperior

Tiempo

A

B

C

D

E

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

Pruebas de oxidaciónExisten distintos métodos para probar la estabilidad de un aceite ante laoxidación. Deberemos recordar, sin embargo, que oxidación yestabilidad térmica son realidades diferentes. La estabilidad térmicacorresponde a la temperatura en que un aceite comienza adescomponerse sin oxígeno. La temperatura de pirólisis puede ascenderincluso a 350°C.

Las pruebas de oxidación habitualmente más utilizadas en Europa sonlos métodos CEI 74, CEI 474 y el nuevo CEI 813, todos ellosregistrados actualmente en el CEI 1125 como A, B y C,respectivamente. Para la prueba de los aceites se emplea en Alemania elDIN 51 554.

CEI 74, ó CEI 1125 A, lleva largo tiempo siendo utilizado para la pruebade los aceites no inhibidos. Emplea cobre como catalizador, y hace pasaruna 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 volátilesresultantes como productos de oxidación. La temperatura de la pruebaes de 120°C. Se utiliza cobre como catalizador, y se hace pasar unacorriente de oxígeno a través del aceite.

Un tiempo de inducción alto no significa necesariamente que unaceite sea más apropiado para el uso en un transformador que otroaceite con menos tiempo de inducción. El aceite puede ser negro ycontener una gran cantidad de sedimentos no solubles, y no obstanteproducir únicamente pequeñas cantidades de ácidos volátiles.

CEI 813, ó CEI 1125 C, mide tanto los ácidos volátiles como lossolubles en aceite. Los sedimentos se determinan de la misma maneraque en CEI 74 y CEI 474. La temperatura asciende a 120°C, y se hacecircular un pequeño caudal de aire a través del aceite, empleándosecobre como catalizador.

ASTM D 2112 se utiliza para aceites de transformador inhibidos coninhibidores de tipo fenólico. La prueba se realiza a 140°C con presenciade cobre y agua, bajo sobrepresión de oxígeno (90 psi). Como resultado,se obtiene el tiempo que necesita el aceite para reaccionar ante unadeterminada cantidad de oxígeno.

ASTM D 2440 es similar a CEI 74/CEI 1125 A, diferenciándose en quela temperatura es ligeramente más elevada (110°C), y la duración de laprueba es de 72 y 164 horas.

38

DIN 51 554, o prueba Baader, es un método que no emplea el paso deningún flujo de aire a través del aceite, y sólo el aire situado sobre elmismo toma parte en el proceso de oxidación. La temperatura es de100°C, y se utiliza cobre como catalizador. Después de la prueba semiden el índice de saponificación, los sedimentos y el factor de pérdidasdieléctricas. Es hasta cierto punto cuestionable la conveniencia de medirel índice de saponificación en lugar del índice de acidez, ya que losproductos de oxidación contribuyen al resultado aun cuando no seannocivos para la celulosa o el cobre.

El principal problema, cuando se analizan los métodos señalados, estribaen dilucidar cuál de ellos ofrece la mejor correlación con un aceite enservicio. La única manera de establecerlo es poner en relación losresultados obtenidos en transformadores de igual carga y diseño,llenados con distintos aceites con diversos niveles de estabilidad a laoxidación.

39

Comparación de los resultados de oxidaciónPasemos a comparar tres aceites distintos. El primero, Nytro 10GBN,es un aceite no inhibido. El segundo, Nytro 10BN, es un aceite noinhibido optimizado para altas prestaciones en la prueba Baader,habiendo también obtenido altas prestaciones en la CEI 813. El terceraceite es Nytro 10X, desarrollado para una alta respuesta al inhibidorsintético DiButil ParaCresol (DBPC). El aceite de base empleado paraNytro 10X también satisface el límite establecido por CEI 74 antes de laadición del inhibidor.

En la tabla podemos observar que el inhibidor, en el aceite inhibidoNytro 10X, reacciona y forma un éster estable que proporciona un altovalor de saponificación. Ésta es una molécula muy estable, por lo que noocasionará ningún tipo de problema en el transformador. Nótese que el

40

Nytro Nytro Nytro Especificación10GBN 10BN 10X CEI 296

CEI 74

NV mg KOH/g 0.11 0.08 <0.01 <0.4Peso de sedimento % 0.02 0.02 <0.01 <0.10

CEI 474

Período de inducción h <50 >80 >236 ≥120

CEI 813 164 h

Total NV mg KOH/g 0.27 0.17 <0.01Peso de sedimento % 0.06 0.06 <0.01

CEI 813 500 h

NV mg KOH/g 0.04Peso de sedimento % <0.01

ASTM D 2440 72 h

Indice total de acidez, mg KOH/g 0.14 0.09 <0.01Peso de sedimento % 0.03 0.02 <0.01

ASTM D 2440 164 h

Indice total de acidez, mg KOH/g 0.18 0.10 <0.01Peso de sedimento% 0.05 0.04 <0.01

Prueba de Baader 140 h

NV mg KOH/g 0.03 <0.02Peso de sedimento % 0.02 <0.01Indice de saponificación, mg KOH/g >0.6 0.20 <0.05Delta tan 0.04 <0.005

Prueba de Baader 28 días

NV total mg KOH/g 0.08 0.02Peso de sedimento % 0.06 <0.01Indice de saponificación, mg KOH/g 0.30 0.11Tan delta 0.10 0.005

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 aceitenuevo – , y que prácticamente cabe afirmar lo mismo del tan delta.

Asimismo, es de observar el aplanamiento que sufre el aceite Nytro10BN en los puntos CEI 813 164 h y 500 h. Todavía están activos losinhibidores, destructores de radicales, formados como productos deoxidación. Otros estudios muestran el comportamiento como un incre-mento escalonado de la oxidación.

Nynas también ha probado otros métodos. En las Figuras 9 y 10encontrará algunos gráficos que ilustran lo que sucede cuando comienzala oxidación en un aceite inhibido y en uno no inhibido (Nytro 10X yNytro 10BN, respectivamente). Un punto interesante es que la tensiónsuperficial es uno de los primeros parámetros que cambian durante laoxidación.

41

Figura 10

Prueba en vaso deprecipitados abierto a100°C, Nytro 10BN

Figura 9

Prueba en vaso deprecipitados abierto a100°C, Nytro 10X

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

40

30

20

10

0.05

0.045

0.04

0.035

0.03

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

0

Valor de acidez y tan delta Tensiónsuperficial

Tensiónsuperficial

Días a100 °C

Tan delta90°C

0 2 4 6 8 10 12

40

30

20

10

0 2 4 6 8 10 12

0.05

0.045

0.04

0.035

0.03

0.025

0.02

0.015

0.01

0.005

0

Nytro 10 BN

NV

Valor de acidez y tan delta Tensiónsuperficial

Tensiónsuperficial

Tan delta 90°C

Días a100 °C

42

ConclusiónCon distintos métodos se obtienen distintos resultados, por lo que, ennuestra tarea de optimizar el producto, hemos de tomar enconsideración varios métodos y no sólo uno.

El aceite inhibido Nytro 10X muestra una respuesta perfecta alinhibidor, y en todas las pruebas realizadas obtiene mejores resultadosque el aceite no inhibido. El período extenso de la prueba Baaderevidencia el mismo resultado. Sin embargo, la adición de un inhibidor aun aceite no es por lo general garantía de mejores prestaciones. El aceiteha de contar previamente con un alto refino para que sea sensible alinhibidor en cuestión. Cierto contenido de moléculas PCA puedeocasionar, combinado con los fenoles, efectos antagónicos.

Nytro 10BN satisface todos los requisitos exigibles a un aceite noinhibido, incluyendo la prueba Baader.

Nytro 10GBN cumple los normales requisitos estándar y genera menosgases que los otros dos aceites.

3.15 TENDENCIA A LA GASIFICACIÓNUn aceite de transformador siempre sufre una determinada gasificacióncuando es expuesto a descargas parciales. Esto se debe a que algunasmoléculas registran una gran subida de su nivel energético y desprendenfragmentos. Los fragmentos encontrados en el aceite son H2, CH4.

Si el gas se produce en grandes cantidades que quedan retenidas por eldiseño del transformador, las burbujas que se forman suponen unpeligro para el transformador dado que pueden ocasionar una descargaeléctrica, debida a las deficientes propiedades de aislamiento que tiene elgas en comparación con el aceite. Esto es un hecho bien conocido en laindustria de fabricación de cables, donde se vienen empleando desdehace muchos años aceites absorbentes de gas.

Estos problemas deben resolverse en los transformadores modernosmediante un diseño que propicie una baja cantidad de descargasparciales y una buena circulación del aceite. Algunos diseños habrán deser, 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 aceitesempleados en los cables aunque con ligeras modificaciones, tal y comose especifica en la CEI 628 A y en la ASTM D 3484. En la actualidadexiste un método alternativo, desarrollado en Alemania y ahorautilizado en toda Europa. Conocido como método Soldner-Muller, ha

43

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

3.16 RUPTURA POR IMPULSOSLa ruptura por impulsos es una propiedad normalmente no descrita porla mayoría de las especificaciones. El comportamiento de ruptura porimpulsos CC y una separación heterogénea difiere considerablementede la resistencia CA. La prueba ha sido diseñada para simular laincidencia de los rayos sobre un transformador durante una tormenta.El resultado es independiente de los contaminantes que influyen sobrela prueba normal, CEI 156.

Como electrodos se utilizan una aguja y una bola de acero, a unadistancia de 2,5 cm. Con un impulso negativo sobre la aguja, la descargade ruptura depende del grado de refino del aceite; un contenidoaromático bajo proporcionará un valor mejor/más alto. Algunosfabricantes de transformadores de energía eléctrica fuertemente cargadosestán interesados en obtener una ruptura por impulsos alta. Losmétodos utilizados, CEI 897 y ASTM D 3300, son bastante similares,exigiendo la especificación ASTM un valor de negativo mínimo de 145kV. Este valor se obtiene con la mayoría de los aceites del mercado.

3.17 INFLUENCIA DEL PCA SOBRE LASPROPIEDADES DE GASIFICACIÓN YSOBRE LA RUPTURA POR IMPULSOSEs bien conocido, y ha sido demostrado en un determinado número deartículos, que las moléculas aromáticas alteran las propiedades degasificación y la ruptura por impulsos. Para la absorción del gas es

Aceites proba- Contenido Tensión Tendenciados : Poliaro- aromático de ruptura a la gasi-máticos peso % % por impulsos ficaciónMétodo HPLC IEC 590 in kV µl/min

ASTM D 3300 ASTM D 2300

0,01 5 > 300 +32.90,02 7 282 +26.20,07 10 220 +16.30,30 10 196 +11.3 0,75 10 148 +4.5

preferible un contenido aromático alto. Los aromáticos reaccionan en untransformador de la misma manera que en el proceso de hidrogenización,absorbiendo hidrógeno por saturación de las estructuras aromáticas. Enlo que respecta a la ruptura por impulsos, los aceites de alto contenidoaromático, particularmente los que tienen alto contenido de PCA,muestran valores de ruptura bajos. También sabemos que los mono-aromáticos proporcionan un valor relativamente alto.

Para probarlo hemos diseñado un programa verificador basado enaceites nafténicos con distintos grados de refinación, destinado a exami-nar la tensión de ruptura por impulsos y las propiedades de gasificación.Las mediciones que incorpora la tabla de abajo fueron realizadas en losEE.UU por la Doble Engineering Company.

Pusimos en correlación estos resultados con nuestro propio métodoHPLC para la determinación del contenido de PCA. Este método estábasado en el principio de que los poliaromáticos son más polares que losmono y diaromáticos. Desarrollamos el método como una alternativamás rápida y que consume menos disolvente que el método IP 346. Estemétodo utiliza una columna de cromatografía de líquidos del tipo nitrilo(Alltech 600 CN), y los distintos aromáticos son separados según lasdiferencias de polaridad. Cambiando la dirección del flujo después deque hayan pasado los mono y diaromáticos, el remanente aparece comoun pico. Utilizamos naftaleno como marcador y hexano comodisolvente. Este método no sólo mide los poliaromáticos, sino también

44

Figura 11

Ruptura por impulsos

Figura 12

Tendencia a lagasificación

0.010.020.070.300.75

57

101010

>300282220196148

+32.9+26.2+16.3+11.3+4.5

1

0.1

0.01

120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 Ruptura por impulsos

Poliaromáticos HPLC

Poliaromáticos Contenido Ruptura Tendencia deHPLC aromático por impulsos la gasificación

0.010.020.070.300.75

57

101010

>300282220196148

+32.9+26.2+16.3+11.3

+4.5

1

0.1

0.01

0 4 8 12 16 20 24 28 32Tendencia a la gasificación ASTM

Poliaromáticos HPLC

Poliaromáticos Contenido Ruptura Tendencia deHPLC aromático por impulsos la gasificación

otros compuestos polares tales como el nitrógeno y las moléculas quecontienen azufre. Las propiedades medidas pueden verseconsiderablemente influenciadas por el nitrógeno, especialmente por elnitrógeno básico.

Ha de tenerse en cuenta que los tres últimos aceites presentan el mismocontenido aromático en la medición IR, pero sus contenidos de PCAdifieren considerablemente. La diferencia de aromaticidad tambiéndepende, según hemos visto anteriormente, del grado de destilación. Noobstante, estos aceites corresponden a la misma gama de destilación.

Cuando Nynas ha analizado distintos aceites del mercado, ha resultadopatente que los aceites no inhibidos que proporcionan alta estabilidad ala oxidación también tienen un PCA alto; en algunos aceites se puedenencontrar PCA de hasta 6, 7 y 8 anillos. Estos poliaromáticos, tal ycomo hemos descrito más arriba, actúan como inhibidores naturalesañadidos al aceite para protegerlo de la oxidación.

3.18 CARGA DEL FLUJOCuando un aceite es bombeado a través de un conducto, como sucede enun transformador, sus especies cargadas negativamente pueden seradsorbidas por el material de las paredes del conducto. Esto significa queel aceite estará cargado positivamente al abandonar el conducto. Algunosautores denuncian esto como un grave problema de los transformadores,y en la actualidad se realizan numerosas investigaciones que buscan laexplicación del fenómeno. Debido a que las distintas clases detransformadores cuentan con distintos sistemas de refrigeración, laincidencia de este fenómeno puede ser más grave en algunos tipos detransformadores que en otros.

A este respecto, nuestros aceites han sido probados en los EE.UUpor la Doble Engineering Company. El método utilizado fue presentadoen IEEE Trans. PAS-103 No. 7 1984.

El gráfico demuestra que la carga del flujo es baja en un aceitelimpio y de escaso contenido en moléculas polares.

45

Figura 13

Carga del flujo

2.4

2.2

2

1.8

1.6

1.4

1.2

1

0.8

0.6

0.4

0.2

0

2 6 10 14 18 22 26 30 34 Carga del flujo

PCA

Tipo de aceite Carga PCAdel flujo HPLC

Aceite inhibido refinado alto 2 0,02

Aceite no inhibido refinado medio 9 0,5

Refinado bajo 24 2,0

Aceite parafínico refinado medio 34 2,4

Una vez más, los aromáticos son en sí mismos de escasa relevanciamientras que el nitrógeno básico, cuando existe en los aceite a nivelesppm o incluso ppb, sí ejerce cierta influencia. No obstante, resultaextremadamente difícil medir cantidades tan pequeñas en un aceite detransformador que contiene muchos miles de moléculas.

Como conclusión, sin embargo, podríamos afirmar que los aceitesaltamente refinados son mejores que los de bajo refino.

Queda demostrado que los aceites bien refinados proporcionan un valorbajo, pero ¿qué sucede cuando un aceite comienza a deteriorarse?

Se efectuó una prueba de oxidación muy suave en vaso deprecipitados, a una temperatura de 100°C. Sus resultados demuestranclaramente que un aceite inhibido proporciona un resultado bajo encomparación con el de un aceite no inhibido.

De este hecho se desprende que, si deseamos un valor bajo para lacarga del flujo, el aceite ha de estar bien refinado y ser inhibido.

3.19 SALUD Y SEGURIDADLos aceites de bajo refino han evidenciado ser cancerígenos, según hainformado 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 enel pasado, por ejemplo en la industria textil, donde se utilizan aceitespoco refinados. Aunque existe una correlación, es importante relacionarel riesgo con otras sustancias tales como Benzo alfa Pireno (B(a)P), quees mucho más peligroso. Cuando la higiene personal al manipular losaceites de transformador es la adecuada, los riesgos pueden resultarinsignificantes. Los aceites de bajo refino han de ser etiquetados deacuerdo a las leyes de los distintos países.

Los estudios epidemiológicos no muestran ningún riesgo de cáncerrelacionado con los aceites altamente refinados.

46

Figura 14

Carga del flujodespués de laoxidación, 48h y 72h

250

200

150

100

50

01 48 72

Carga del flujo C/m3

No inhibido

Aceite inhibido

Tiempo, h

Carga del flujo más baja para un aceite limpio encomparación con los aceites cuyo refino los hace noinhibidos (moléculas Hetero y PCA)

47

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

Prueba In Vivo. La única prueba aceptada consiste en el tintado de lapiel de animales de laboratorio. La literatura sobre el tema contienenumerosos datos que demuestran que los aceites de baja refinación soncancerígenos, mientras los aceites altamente refinados no lo son.

Prueba In Vitro. La prueba Ames, en la que se empleanmicroorganismos, es el método más utilizado para predecir lacancerigenidad de los productos de aceite. En algunos casos proporcionaun valor límite inferior al que aporta la prueba de tintado epidérmico.

Métodos analíticos. Las moléculas causantes de cáncer sonprincipalmente los aromáticos de 3-7 anillos que contiene el aceite. Paramedir el contenido PCA del aceite se han desarrollado métodosanalíticos, IP 346, GCMS (Espectrómetro de Masas de Cromatografía deGases) y métodos HPLC, etc. El único método que ha mostrado unacorrelación con la prueba de tintado epidérmico es el IP 346. La UniónEuropea ha decidido utilizar este método como referencia para predecirla cancerigenidad (los aceites con valores inferiores al 3% no sonetiquetados como cancerígenos a partir de 1994). En otros lugares delmundo se estudian métodos diferentes para la predicción de lacancerigenidad, p. ej. la prueba Ames.

El contenido policíclico puede ser alto en los aceites refinados contecnologías antiguas como el tratamiento con arcilla ácida o sólamenteun hidroacabado suave, o cuando los aceites han estado sometidos adescargas. Por esta razón, estos tipos de aceites deberán ser manipuladoscon gran cuidado, y deben tomarse las medidas de precaucióncorrespondientes.

Los aceites de transformador que produce Nynas son elaboradosempleando un intenso hidrotratamiento, lo que deviene en un contenidoPCA bajo. Según el IP 346, el contenido PCA medido como compuestoextraíble DMSO en los aceites Nynas de transformador se sitúa pordebajo del 3%. Los aceites reciben su etiquetación de conformidad conlas disposiciones de la Unión Europea.

48

Aceites para el futuroNynas Naphthenics cuenta actualmente en su cartera de productos con diversosaceites de distintas propiedades y prestaciones. Estos aceites son utilizados endiferentes equipos eléctricos, tales como instalaciones de AVCC, transformadores deenergía eléctrica, aparatos de conmutación y transformadores de distribución, ycomo aceites para cables.

Creemos que la línea básica de aceites de transformador se compondrá en el futurode 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 (Nytro 10 GBN) Alto contenido aromático que aporta propiedades de absorción de gases.

Como proveedores de aceite, carecemos de competencia propia que nos permitadesarrollar o producir un aceite para el futuro. Nuestra labor consiste en acumularconocimientos acerca de la estructura química y sus efectos sobre las distintaspropiedades. Asimismo, hemos de adaptar nuestra tecnología de refinado paraobtener una manera más eficaz de producir los aceites. En cualquier caso,dictaminar las propiedades que son más importantes para el transformador noconstituye nuestra principal tarea. Esta es una decisión que le corresponde a Ustedcomo cliente, usuario o fabricante de transformadores. En base a ella podremosnosotros entonces desarrollar y elaborar productos a medida, con un nivel decostes/prestaciones que esperamos sea aceptable.

49

Características Designación 1 2 3Densidad ISO 3675 ASTM D 1298 IP 160Viscosidad cinemática ISO 3104 ASTM D 445 IP 71

Punto de inflamación (campana cerrada) ISO 2719 ASTM D 93 IP 34/304Punto de fluidez ISO 3016 ASTM D 97 IP 15Tensión superficial ISO 6295 ASTM D 971Color ASTM D 1500 IP 196

Azufre corrosivo ISO 5662 ASTM D 1275 BS 5680Tipo de carbono, composición IEC 590 *ASTM D 2140Residuos de carbono ASTM D 189 IP 13 *ASTM D 524Contenido en agua IEC 814 ASTM D 1533 BS 6470Valor de neutralización IEC 296/82 *ASTM D 974 *IP 139

Tensión de ruptura CA IEC 156 BS 5874 *ASTM D 1816Factor de pérdidadieléctricas IEC 247 BS 5737 *ASTM D 924Resistividad CC IEC 247Tensión de rupturapor impulsosVoltaje IEC 897 ASTM D 3300Tendencia a la gasificación IEC 628 A BS 5797 *ASTM D

2300 B

Estabilidad ante oxidación: IEC 1125 A IEC 74IEC 1125 B IEC 474IEC 1125 C IEC 813DIN 51554ASTM D 2112ASTM D 2440 *Métodos

comparables

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

50

COMPARACIÓN DE ALGUNOS REQUISITOS PARA DETERMINADAS ESPECIFICACIONES.

Características CEI 296 (Clase II) ASTM D 3487 BS 148/84

Densidad a 20 oC ≤0.895 ≤91 *5 ≤0.895Densidad a 40 oC mm2/s ≤11.0 ≤12.0 ≤11.0Viscosidad a -30 oC mm2/s ≤1800 ≤1800Punto de fluidez oC ≤-45 ≤-40 ≤-45Punto de inflamación PM oC ≥130 ≥130Punto de inflamación COC oC ≥145Valor de neutraliza-ción mg KOH/g ≤0.03 ≤0.03 ≤0.03Propiedades de gasificación µl/min – ≤30 *1 ≤5 *1

Contenido de antioxidante para aceites no inhibidos % no detectable ≤0.08 no detectableContenido de agua ppm ≤30-≤40 *2 ≤35 ≤30-≤40 *2

Tensión superficial mN/m ≥40 -Tensión de rupturacomo kV suministrados kV ≥30 – ≥30kV tratados ≥50 ≥70 *3 –Factor de pérdidas dieléctricas a 90 oC 0.005 0.003 *4 0.005Estabilidad ante oxidación No comparable 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

APÉNDICE 1. QUÍMICA BÁSICA DE LOS ACEITES DETRANSFORMADOR

INTRODUCCIÓNAntes de comenzar a exponer el refino de los aceites de transformador,es necesario tener algunos conocimientos básicos sobre la química de losaceites.

Un aceite mineral de transformador se compone principalmente decarbono e hidrógeno en moléculas que presentan diferentes estructuras.

1. LAS TRES LETRAS QUECONFORMAN LA ESTRUCTURABÁSICA DE UN ACEITE MINERAL DE TRANSFORMADOR.

por estructura parafínica. Este grupo de moléculas puede ser tanto decadena lineal como de cadena ramificada. Los Alcanos normales (n-alcanos) de tipo cadena lineal son conocidos como parafinas. Si losaceites 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 poderutilizarlos en un clima frío. Las moléculas de este tipo presentanasimismo una baja solubilidad para el agua y los productos deoxidación. Esto puede ocasionar problemas, en forma de sedimentosprecipitados en los conductos del transformador. Las moléculas

52

P

Figura 1

Estructuras delos hidrocarburosbásicos del aceitemineral

Isoparafina

Nafteno

Parafina

PoliaromáticoAromático

parafínicas tienen una estabilidad térmica más baja que las moléculasnafténicas y aromáticas.

por estructura nafténica. Las moléculas de este grupo son tambiénconocidas como cicloalcanos. Características: las propiedades quepresentan a bajas temperaturas son excelentes, y tienen mejor capacidadde solubilidad que los n-alcanos. Existen 5, 6 ó 7 carbonos en laestructura anular, predominando los anillos de 6.

por estructura aromática. Todos los aceites de transformadorcontienen moléculas aromáticas, siendo este probablemente el grupomás importante a tratar.

Las moléculas aromáticas contienen un mínimo de un anillo de seisátomos de carbono, con alternancia de enlaces dobles y sencillos comoparte característica. Son totalmente distintas de las moléculas parafínicasy nafténicas, tanto química como físicamente.

2. INFLUENCIA DE LAS MOLÉCULASAROMÁTICAS EN LAS PROPIEDADESDEL ACEITE DE TRANSFORMADORLos monoaromáticos de los aceites de transformador son siemprealquilatados, y por lo general cuentan con buenas propiedades eléctricas,siendo asimismo absorbentes de gas. Son relativamente estables durantela oxidación.

Los poliaromáticos, PCA, pueden haber sido producidos durante elproceso de hidrogenación o existir previa y naturalmente en el aceite.Cuando se aumenta la gama de destilación, normalmente tambiénaumenta 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.

53

A

N

3. MOLÉCULAS HIPOTÉTICAS DEL ACEITESólo los poliaromáticos y los n-alcanos aparecen en el aceite comomoléculas simples. Todas las demás se presentan combinadas enestructuras moleculares de diversos tipos, produciendo la combinaciónde 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 decarbono. Existen distintos métodos para determinar los tipos decarbono; uno de ellos, el IR, mide el carbono enlazado a la estructuraaromática y el carbono enlazado a la estructura parafínica.

4. HETEROÁTOMOS EN EL ACEITETodos los aceites contienen un pequeño porcentaje (en número) demoléculas de hidrocarburos, que incluyen en su estructura otroselementos tales como nitrógeno, azufre y oxígeno. Casi todos losheteroátomos 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.

54

Figura 2

Figura 3

Heteroátomos en el aceite mineral

= C en estructura parafínica CP = 32%

= C en estructura nafténica CN = 44%

= C en estructura aromática CA = 24%

X

NOH

Tipo Carbazol

X=S, N, O

Tipo Piridina Tipo Fenol

4.1 NitrógenoLas moléculas que contienen nitrógeno pueden o ser básicas (p. ej.quinoleínas, piridinas) o ser no básicas (p. ej. carbazoles, pirroles). Elcontenido en nitrógeno de los aceites de transformador es relativamentepequeño (dentro de la gama ppm), pero afecta considerablemente a suscaracterísticas.

* 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.

4.2 AzufreEn los aceites, las moléculas que contienen azufre pueden proporcionarcaracterísticas tanto positivas como negativas. Las moléculas quecontienen determinados tipos de azufre pueden ocasionar corrosión delcobre y de la plata. También pueden actuar como inhibidoresdestructores de peróxido durante el proceso de oxidación. Un estudiorealizado por Nynas hizo patente que, cuanto mayor eficaciademostraban como inhibidores, más reactivas resultaban en la corrosióndel cobre. Aunque existen cientos de tipos distintos, en los aceitesminerales pueden encontrarse los tiofenos, carbazoles y sulfuros. Elazufre de mercaptano existe en los aceites no refinados, pero tambiénpuede presentarse, como producto de oxidación intermedio, en losaceites de transformador usados. Los aceites de transformadorligeramente oxidados pueden ser, por esta razón, corrosivos para elcobre.

Como regla, el contenido en azufre de un destilado (aceite sin refinar)aumenta con el punto de ebullición.

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

55

Figura 4

Pirroles Carbazoles Quinoleínas Piridina

Nitrógeno no básico Nitrógeno básico

NH

N NNH

R R R R

usados es más alto el contenido de oxígeno orgánico enlazado, debido aque durante la oxidación se forman ácidos, cetonas, fenoles y otrasmoléculas que contienen oxígeno. Los fenoles pueden actuar, como yahemos mencionado, al modo de inhibidores destructores de radicales. Elagua, otro producto de la oxidación, resulta particularmente destructivaen los aceites, pudiendo ocasionar un deterioro excesivamente rápidodel papel.

Algunas de las moléculas arriba mencionadas son fuertemente polares yen 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 gasoxígeno disuelto físicamente. Este último puede ser extraído pordesgasificación.

5. VARIACIÓN DE LOS TIPOS DEHIDROCARBUROSLos contenidos de los diferentes tipos de hidrocarburos en un aceitevarían según el crudo empleado, y la cantidad total después del refinovariará de uno a otro proceso.

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

Aceites con:

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

56

Tipo Cantidad

n-Alcanos peso% <0.05-15%CP (Parafínico de carbono ligado) por el método IR 42-65% *

CN (Nafténico de carbono ligado)por el método IR Diferencia hasta 100%

CA (Aromático de carbono ligado) por el método IR 14 - 25%

PCA HPLC% >2 **

Azufre peso% 1.0-2.0

Nitrógeno ppm 70-600

Oxígeno como ácidos hidrocarbo- nados, expressado en mgKOH/g 0.05-2.0

Aunque los niveles anteriores no están definidos exactamente, puedenser empleados como directrices. Algunos aceites hidrocraqueados tienenmás de un 65% en Cp (no ocurre de manera natural).

** El nivel es normalmente tan alto que el aceite de alimentación ha deser considerado como cancerígeno. Un punto de ebullición más elevadoproporciona un valor más alto. El método HPLC se describe en lasección referida a los requisitos de los aceites de transformador.

La variedad de tipos de hidrocarburos que se encuentren en los aceitesde transformador dependerá de los destilados, del tipo de procesado ydel uso a que se destine el aceite: no inhibido versus inhibido, etc. Losaceites no inhibidos presentan normalmente un nivel PCA más alto, aligual que los aceites absorbentes de gas.

En la tabla siguiente presentamos la composición química de losproductos existentes en el mercado actual

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

57

Tipo Cantidad

n-Alcanos peso% <0.1-10CP % por el método IR 42-65CN % “ Diferencia hasta 100 %CA % “ 5-20PCA HPLC % 0.02-2.5Azufre % 0.01-1.0Nitrógeno ppm 1-300Indice de acidez <0.01-0.03

APÉNDICE 2.TÉCNICAS DE REFINADO

Refinado es el término colectivo para designar todos los procesos, oetapas del refinado, con que las propiedades del petróleo sonmodificadas para adaptarlas a las deseadas. Estos procesos pueden serbásicamente divididos en físicos y químicos; un refinado completonormalmente consiste en una mezcla de los dos tipos.

El crudo es la materia prima a partir de la cual se produce un aceite detransformador. Se realizan extracciones de crudo en diferentes lugaresdel mundo, presentando la mejor calidad el proveniente del Mar delNorte, Oriente Medio y Venezuela. El crudo puede inicialmente serdividido en dos tipos, ligero y pesado, pero también en las clasesnafténica y parafínica. Los crudos nafténicos tienen normalmentemucho betún y destilado pesado, lo que a su vez los sitúa en la categoríade pesados.

Por su parte, los crudos parafínicos a menudo tienen mucho gasóleo,gasolina y gases, con lo que vienen a enmarcarse en la categoría deligeros. Existen abundantes reservas del crudo empleado por los aceitesnafténicos exentos de parafina, y continuamente se siguen encontrandonuevos yacimientos de petróleo nafténico en diversos lugares delmundo.

La selección de un crudo dependerá de que la refinería sea un productorespecializado o una refinería de fuel oil. El sector de aceites lubricantes

58

Figura 1

Crudos pesados

Crudovenezolano

Árabepesado

Mar delNorte

Gasóleo pesado Gasolina

Gasóleo ligero Betún

1%

8%

19%

72%

15%

25%

25%

35%

32%

37%

13%

18%

59

constituye, para la mayor parte de las refinerías, un apartado menor desus actividades. Únicamente un 1% del total de productos extraídos delos crudos es utilizado como lubricante, incluyendo a los aceites demotor, aceites de proceso y aceites de transformador.

Figura 2

Productos del crudo

Figura 3

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

2. DESTILACIÓNLa destilación es siempre la primera etapa de un "tren de refinado". Eneste proceso se separa el crudo mediante fraccionación en destilados quepresentan distintas gamas de puntos de ebullición. Para los crudosligeros se realiza a presión normal, y para los crudos pesados, o para unafraccionación adicional de residuos pesados, la fraccionación se realizabajo condiciones de vacío. Las técnicas de vacío reducen el punto deebullición de los hidrocarburos, y permiten la fraccionación demoléculas más pesadas. La temperatura máxima para la fraccionación esde aproximadamente +350°C. A temperatura superior comenzará ladescomposición térmica (craqueado) del aceite. Este proceso tiene lugaren una torre de fraccionación, y simultáneamente se producen demanera continua distintos destilados y un residuo, normalmente betún.

Destilación HidrogenaciónExtracciónDesparafinación

Segmento de aceite de Proceso /aceite de base

· 90% Aceite parafínico de proceso / base

· 10% Aceite nafténico de proceso / baseCombustible 96%

Aceite de proceso /aceite de base

1%

Betún 3%

➚➚

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

3. DESPARAFINACIÓNEl crudo nafténico no requiere atravesar esta etapa debido a su bajocontenido en n-alcanos, pero los crudos parafínicos necesitan ladesparafinación para alcanzar unas razonables propiedades deresistencia a bajas temperaturas.

La desparafinación tradicional no es capaz de extraer todas las parafinasde un crudo. Siempre existirán parafinas situadas por debajo del puntode desparafinación elegido. El principio para este proceso es mezclar elcrudo con un disolvente y enfriarlo seguidamente. Después se permite alos n-alcanos cristalizar en agujas largas, y se procede a extraer laparafina mediante filtrado. El disolvente es extraído por destilacióndespués 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

60

Figura 4

Figura 5

Separación de las n-parafinas del crudoutilizando un disolvente y enfriandoseguidamente la mezcla,y filtrando la parafina.

El punto 5% se correspondecon el punto de inflamación

El punto 50% se correspondecon la viscosidad

Temp.

BetúnCurva de dist.

Crudo

Temp.

Ali-menta-

ción

Parafina SeparaciónProducto deAlimentación

Crudo

Mezcla

5 % %50 100 5 50 100

Disol-vente

Filtro

CrudoCrudo

Disol-vente

Punto de fluidez

Productode alimenta- +25ción -15

utilizan reactivos depresores del punto de fluidez para compensar latemperatura más alta y para reducir el punto de fluidez. Estosdepresores del punto de fluidez pueden pertenecer tanto al tipo de losésteres, como al tipo de los hidrocarburos.

4. EXTRACCIÓNEsta etapa constituye uno de los métodos más antiguos de extracción delas moléculas inestables de los destilados, y todavía sigue siendoutilizado. 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 unafase de extracto rico de moléculas aromáticas y heteroaromáticas.

La cantidad de moléculas aromáticas presente en la fase de refinado sesitúa entre el 5 y el 11%. Resulta difícil conseguir un volumen mayor omenor que éste; dependerá en grado sumo del equilibrio entre ambasfases.

La mayoría de las moléculas poliaromáticas (PCA) quedarán en elextracto. La siguiente tabla muestra los PCA individuales en dosextractos distintos. Ambos extractos son en la actualidad consideradoscancerígenos, por lo que han de ser etiquetados con la calavera y lastibias cruzadas.

PCA individual, ppmLas 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. Elextracto B proviene de una más alta fracción de destilación. Estas cifrasilustran, asimismo, que cuando aumenta el punto de ebullición tambiénaumenta 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 actual-mente que hace unos años.

61

Tipo ACEITE A ACEITE B

Fenantreno 2300 250Antraceno 89 29Benzo(b) fluoreno 29 6.3Benzo(b,j,k) fluoranteno 0.5 8.1Perileno <0.5 6.4

Figure 6

Extracción. Los compuestosaromáticos sonextraídosutilizando undisolvente polar:dióxido de azufre,furfural, etc.

X

H . H . H . H .

H .H . H . H .

H . H . H .H .

H . H . H .

H . H .H .

XX

X

R

E

D

62

Figura 7

Proceso dehidrogenación.X = S, N, O.

5. TRATAMIENTO CON ARCILLA ÁCIDAEl ácido sulfúrico es el más versátil entre los agentes de refinado cono-cidos. Este ácido actúa como medio de extracción y como agente reac-tivo, dependiendo de la temperatura y de la concentración. Aunque enalgunos países todavía se emplea el ácido sulfúrico fumante para produciraceites blancos, está siendo progresivamente sustituido por el método dehidrogenación. Los aceites blancos carecen por completo de moléculasaromáticas y de heteroátomos. Después del proceso debe procederse aneutralizar el exceso de ácido, normalmente con cal o con sosa.

El tratamiento de arcilla ácida es actualmente considerado un procesoobsoleto, debido principalmente al impacto medioambiental de susproductos residuales.

La arcilla activada sigue siendo utilizada como agente de acabado finalen la extracción de impurezas, que quedan adsorbidas en la superficie dela arcilla. La cantidad de arcilla que se emplea en el acabado es muypequeña.

6. HIDROGENACIÓNLas técnicas ya indicadas (extracción y desparafinación) están basadas enmétodos físicos: p. ej., la separación de las moléculas indeseadas. Unmétodo más moderno, la hidrogenación, se basa en la conversiónquímica de estas moléculas en otras sí deseadas. Esto se lleva a cabo conla ayuda de un catalizador, hidrógeno y alta presión/temperatura.

Disol-vente Dist.

Dist.

Mezcla

Refinado

Extracto

Disolvente

D=DestiladoR=RefinadoE=Extracto

Crudo

Alimentación CA 25%

CA %20–25

CA %2–17

H2

H2

CATALIZADOR

CATALIZADOR

Productos ligeros, H2S, NH3, H2O

SEVERIDAD MEDIA

SEVERIDAD GRANDE

CA%

20–255–12>40

En el proceso de hidrogenación los compuestos polares, moléculasaromáticas 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 inerteporoso, impregnado con metales catalíticos que adsorben las moléculaspolares y favorecen su reacción con el hidrógeno absorbido. El área dela superficie catalítica activa es muy extensa (hasta 200 m2/gramo decatalizador).

Con poca severidad, baja presión/baja temperatura y alta velocidadespacial, 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 sesaturan; la proporción depende en gran medida del grado de severidad.La secuencia de reacción depende de la polaridad, es decir, los primerosen ser reducidos son los poliaromáticos, dejando a los monoaromáticosen el crudo.

63

Desarrollo de la tecnología de refinado de Nynas

Nynas lleva ya más de 50 años produciendo aceites detransformador. Refinando crudos de bajo contenido enparafinas, nuestro tren de refinado no tiene necesidad deninguna etapa de desparafinación. La compañía comenzó susactividades como una compañía petrolífera tradicional queelaboraba productos de todo tipo - combustibles, lubricantes ybetún. En 1982 se tomó la decisión de concentrar las actividadesa dos productos: el betún y los aceites especiales (entre ellos, losaceites de transformador).

El primer proceso de refinado que se utilizó constituía en laextracción SO2, empleando arcilla ácida como etapa final. Eltratamiento de arcilla fue abandonado en 1975 por diversasrazones: la relación costes/capacidad productiva y, por encimade todo, las consideraciones medioambientales: el ácido/arcillaque resulta del proceso está considerado como residuo tóxico.

En 1975, Nynas invirtió en su primera unidad dehidrogenación, y en 1978 adquirió una segunda unidad queoperaba a alta presión. La hidrogenación responde actualmentedel 100% de la producción total. Todavía se emplea una pequeña unidad de tratamiento conarcilla para la clarificación de algunos productos altamenteespecializados.

Si se utiliza un catalizador de tipo más ácido, se registrará un mayorcraqueado que proporcionará productos más ligeros, p. ej. gasóleos ygasolina. Este tipo de catalizador no se emplea por los productores delubricantes.

Los restos ligeros y todas las demás sustancias producidas durante elproceso de hidrogenación son posteriormente extraídas medianteextracción/destilación.

El H2S obtenido durante el proceso es transformado en azufre puroempleando una unidad Claus. Con ello, la hidrogenación se convierte enun proceso que no es nocivo para el medio ambiente, de altorendimiento para el producto y con escasa producción de residuos. Suúnica desventaja la constituyen los altos costes de inversión querequiere.

Desarrollo de la tecnología de refinado deNynas

64

Figura 8

La finalidad única y exclusiva de este manual es como material de información yreferencia.

Nynas Naphtenics AB no extiende garantías o seguridades de ninguna clase, expresas niimplícitas, respecto a la calidad, idoneidad o adecuación a cualquier uso de ninguno delos productos/métodos mencionados en este manual.

Los términos y condiciones de adecuación y calidad de un producto específicocomprado a Nynas Naphtenics AB por un cliente se atendrán en todo momento a lodeterminado en el acuerdo de venta concreto establecido para el producto en cuestión.

Aceite refinadopor disolvente

RefinadoMedio/Alto

Refinado pordisolvente

Destilación alvacío

Destilación alvacío

Hidrogenación

Refinado porácido

Extracción Acido/ArchillaDestilación alvacío

Hidrogenación

Refinado alto

Extracción

� bis 1975

ab1975 �

ab 1988 �

adep

t/R

iksb

yTry

ck, S

olna

, Sw

eden

00.

06

OFICINAS DE VENTA

Alemania Nynas GmbH, Berliner Allee 26, D-40212 Düsseldorf

Tel: +49 (211) 828 999 0. Fax: +49 (211) 828 999 99

Australia y Nueva ZelandaNynas (Australia) Pty Ltd. One Park Road, Milton, QLD 4064, Brisbane, Australia

Tel: +61 (0)7 387 66 944. Fax: +61 (0)7 387 66 480

BélgicaNynas N.V., Haven 281, Beliweg 22, BE-2030 Antwerpen

Tel: +32 (3) 545 68 11. Fax: +32 (3) 541 36 01

BrasilNynas Do Brasil LTDA, Rua Jesuino Arruda 676, 9th Floor cj. 91, Itaim Bibi, São Paulo, SP

Tel: +55 11 3078-1399. Fax: +55 11 3167-5537

CanadaNynas Canada Inc., Suite 610, 201 City Centre Drive, Mississauga, Ontario, Canada L5B 2T4

Tel.: +1 (905) 804-8540. Fax: +1 (905) 804-8543

ChinaNynas (Hong Kong) Ltd. Beijing, Room 703C, Huapu International Plaza

No. 19 Chaoyangmenwai Street, Beijing, 100020Tel: +86 (10) 6599 26 95. Fax: +86 (10) 6599 26 94

EspañaNynas Petróleo S.A., Garcia de Paredes 86 1°A, ES-28010 Madrid

Tel: +349 (1) 431 53 08. Fax: +349 (1) 575 49 12

Francia Nynas S.A., Le Windows, 19 Rue d’Estienne d’Orves, F-93500 Pantin

Tel: +33 (1) 48 91 69 38. Fax: +33 (1) 48 91 66 93

Gran BretañaNynas Naphthenics Ltd, Wallis House, 76 North Street, Guildford, Surrey, GU1 4AW

Tel: +44 (1483) 50 69 53. Fax: +44 (1483) 50 69 54

Hong KongNynas (Hong Kong) Ltd, 1301 Chinachem Johnston Plaza, 178-186 Johnston Road, Wanchai

Tel: +852 2591 99 86. Fax: +852 2591 49 19.

ItaliaNynas S.r.l., Via Teglio 9, I-20158 Milán

Tel: +39 (02) 607 01 87. Fax: +39 (02) 688 48 20

MalaysiaNynas HK Ltd, Representative office, Suite No 7, 22nd Floor, MNI Twins Tower 2

11 Jalan Pinang, 50 450 Kuala LumpurTel: +603 21 69 65 08. Fax: +603 21 69 64 09

PoloniaNynäs Sp. z.o.o., Ul. Toszecka 101, 44-100 Gliwice

Tel: +48 32 232 74 10. Fax: +48 (32) 279 28 50

SudáfricaNynas South Africa (PTY) Ltd, Gatesview House A3, Constantia Park

Cnr 14th Avenue and Hendrik Potgieter Street Weltevreden ParkTel: +27 (11) 675 1774. Fax: +27 (11) 675 1778

SueciaNynäs Naphthenics AB Norden, P.O. Box 10701, S-121 29 Estocolmo

Tel: +46 (8) 602 12 00. Fax: +46 (8) 81 20 12

TurquiaNynas Naphthenics Yaglari Tic. Ltd. Sti. Kantaciriza Sokak 15/3, 81070 Erenköy, Istanbul

Tel: +90 (216) 358 90 71. Fax. +90 (216) 363 89 19

Oriente Medio / Europa Central / América LatinaNynas Naphthenics AB, Box 10701, S-121 29 Estocolmo, Suecia.

Tel: +46 (8) 602 1200. Fax: +46 (8) 81 62 02

INVESTIGACIÓN Y DESARROLLONynäs Naphthenics AB, S-149 82 Nynäshamn, Suecia

Tel: +46 (8) 520 65 000. Fax: +46 (8) 520 20 743

Internet: www.nynas.com/naphthenics

Cuidados ResponsablesNynas ha firmado el programa internacional Cuidados Responsables, del CEFIC

(Consejo Europeo de Federaciones de la Industria Química).

Este programa constituye el compromiso de la industria química en pro de mejoras

continuas en todos los aspectos de la salud, la seguridad y la protección ambiental. El

programa Cuidados Responsables es una iniciativa voluntaria, fundamental para el fun-

cionamiento presente y futuro de la industria, y una clave para recuperar la confianza

del público y mantener su aceptabilidad.

Los firmantes del programa se comprometen a que sus compañías hagan del funciona-

miento en los campos de la salud, la seguridad y el medio ambiente parte integrante de

su política comercial global a todos los niveles de sus organizaciones.