Aislantes liquidos

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN
FACULTAD DE INGENIERIA DE PRODUCCION Y SERVICIOS
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERIA ELECTRICA
TECNICAS DE ALTA TENSION
ALUMNO: HUILLCA CAMERON BIVIANO
DOCENTE: ING. HOLGER MEZA DELGADO
AREQUIPA, 19 DE FEBRERO DE 2015

Aislantes líquidos UNSA
Técnicas de Alta Tensión Página 1 de 46
Dedicatoria
Dedico esta tesis A. DIOS, a Santo Tomás de Aquino, patrono de los estudiantes y a la
Virgen María, quienes inspiraron mi espíritu para la conclusión de este trabajo de
investigación. A mis padres quienes me dieron vida. A mis compañeros de estudio, a mis
maestros y amigos, quienes sin su ayuda nunca hubiera podido hacer este trabajo. A todos
ellos se los agradezco desde el fondo de mi alma.

Contenido
Dedicatoria........................................................................................................................ 1
Introducción...................................................................................................................... 4
Norma IRAM 2026........................................................................................................... 8
Rotulado........................................................................................................................ 8
Inspección y recepción ................................................................................................. 9
Aceite en estado de suministro y aceites secados. ........................................................ 9
De tanques .................................................................................................................. 10
De Camiones Tanques o Tanques............................................................................... 10
Comparación de las propiedades de los líquidos aislantes. ............................................ 12
Propiedades físico-químicas ....................................................................................... 12
Composición química ............................................................................................. 12
Seguridad medioambiental ..................................................................................... 12
Oxidación................................................................................................................ 13
Seguridad contra incendios..................................................................................... 13
Solubilidad del agua ............................................................................................... 13
Viscosidad............................................................................................................... 13
Miscibilidad ............................................................................................................ 13
Propiedades eléctricas................................................................................................. 14
Tensión de ruptura .................................................................................................. 14
Ruptura por pulso de tensión.................................................................................. 15
Rellenado. ....................................................................................................................... 16
Compatibilidad de los materiales................................................................................ 17
Ensayos y su Significado ................................................................................................ 19
Rigidez dieléctrica ...................................................................................................... 19
Índice de neutralización.............................................................................................. 22
Contenido de inhibidor ............................................................................................... 23
Factor de pérdida (o disipación o Tg delta) y Resistencia volumétrica...................... 23
Tensión superficial...................................................................................................... 25
Sedimentos o lodos ..................................................................................................... 25
Contenido de Agua ..................................................................................................... 26
Punto de inflamación.................................................................................................. 26
Frecuencia del control del aceite en servicio. ............................................................. 27
Precauciones de manejo de los líquidos alternativos.................................................. 28
Como incide en el diseño de los equipos el uso de líquidos alternativos ............. 29

General........................................................................................................................ 29
Diseño de la cuba del transformador .......................................................................... 30
Diseño dieléctrico ....................................................................................................... 31
Diseño de la refrigeración........................................................................................... 32
Sistemas celulosa-fluidos alternativos............................................................................ 33
Celulosa-aceite de silicona ......................................................................................... 33
Celulosa-ésteres .......................................................................................................... 33
Aramida-aceite de silicona ......................................................................................... 34
Aramida-éster sintético............................................................................................... 34
Sistemas de aislamiento híbridos.................................................................................... 34
Normativa internacional aplicable a los líquidos dieléctricos ........................................ 34
Métodos de reacondicionado y de recuperación de aceites aislantes envejecidos en
servicio............................................................................................................................ 37
Reacondicionamiento ................................................................................................. 37
Recuperación .............................................................................................................. 38
Percolación por Gravedad........................................................................................... 40
Conclusiones................................................................................................................... 44
Bibliografía ..................................................................................................................... 45

Introducción
Desde hace algún tiempo, la industria del transporte y distribución de energía eléctrica ha
expresado su interés y necesidad por fluidos dieléctricos alternativos al aceite mineral,
que sean medioambientalmente respetuosos y que mejoren la seguridad contra incendios.
Sin embargo, para que estos fluidos tengan atractivo, deben demostrar que son seguros,
económicos, y que ofrecen un alto nivel de rendimiento dieléctrico y refrigerante durante
largo tiempo.
En este artículo los fluidos alternativos que se analizan son los ésteres naturales, los
ésteres sintéticos y los aceites de silicona. Por lo que respecta a los primeros, los ésteres
naturales, se han utilizado como fluido dieléctrico desde la invención de los
transformadores bañados en aceite a finales de 1880. Eran muy simples e incompatibles
con los equipos de respiración libre por su composición química. Por ello, fueron
gradualmente remplazados por los aceites minerales. Más tarde, aparecieron los aceites
de silicona, ofreciendo una alternativa en aplicaciones donde se requiera una alta
resistencia al fuego. Sin embargo, son cuestionables desde el punto de vista
medioambiental. Por lo que respecta a los ésteres sintéticos se han utilizado con éxito
durante los últimos cuarenta años y continúan creciendo en popularidad. Por último, es
preciso señalar que en la última década ha resurgido el interés por los ésteres naturales
por sus credenciales "verdes". En la actualidad, estos líquidos son utilizados en múltiples
aplicaciones de los transformadores, como distribución, potencia y tracción. No obstante,
no son todavía utilizados en aplicaciones de instrumentación. La Figura 2.1 muestra un
resumen del grado de implantación de los líquidos aislantes en las aplicaciones
mencionadas.
 Seguridad contra-incendios. Los fluidos alternativos tienen puntos de inflamación
e ignición mucho más altos que el aceite mineral. Así, la sustitución del aceite
mineral aumentará en gran medida la seguridad contra incendios, especialmente
en áreas sensibles (zonas pobladas, barcos...). Por otro lado, esta sustitución se ve
incentivada por los elevados costes de instalación o actualización de los sistemas
de seguridad, requisito exigido a menudo por las compañías aseguradoras.
 Preocupaciones medioambientales. Tanto los esteres naturales como los sintéticos
están oficialmente clasificados como fácilmente biodegradables y se consideran
mucho más ecológicos que el aceite mineral. Por ello, la sustitución del aceite
mineral por cualquiera de estos dos esteres reducirá en gran medida el impacto
ambiental en el caso de vertido.
 Absorción de humedad. El nivel de solubilidad del agua en los esteres y en el
aceite mineral es muy diferente: a 25° C, los primeros son capaces de absorber

entre 20 ó 30 veces más humedad que el segundo antes de saturación. Esta mayor
capacidad de absorción de los esteres tiene dos efectos positivos:
o Prolongación de la longevidad del aislamiento sólido. Según estudios
recientes, la durabilidad del aislamiento de celulosa bañado en éster es
superior a la del bañado en aceite. Esa mayor durabilidad puede prolongar la
vida útil del transformador.
o Mantenimiento de las tensiones de ruptura. La tensión de ruptura del aceite
mineral se deteriora rápidamente con el incremento de la humedad, por tener
baja miscibilidad. En cambio, ambos tipos de esteres mantienen altas
tensiones de ruptura con cantidades significativamente mayores de agua, al
ser capaces de disolverla.
 Azufre corrosivo. La presencia de compuestos de azufre en el aceite mineral y los
problemas de corrosión que pueden causar en el transformador es otra de las
razones para su sustitución por cualquiera de los líquidos alternativos, ya que
estos carecen del mencionado elemento químico.
Distinguiremos entre los materiales aislantes polares y no polares. Estos conceptos
pueden aplicarse, en general a todos los materiales aislantes, pero en los aislantes líquidos
es donde tienen mayor importancia.
Un Material Aislante Polar está caracterizado por un desequilibrio permanente de las
cargas eléctricas dentro de la molécula, que se denomina dipolo, poseen dos centros
simultáneos de distribución de cargas eléctricas uno positivo (+) y el otro negativo (-),
que en presencia de un campo eléctrico tienden a girar, orientándose de manera que
pierden rigidez dieléctrica.
En algunos los líquidos aislantes polares existe una libre rotación de los dipolos, a ciertas
temperaturas y frecuencias, lo que ha esos valores de temperatura y frecuencia, la
formación de los mismos hacen que desaparezcan sus propiedades aislantes, provocando
grandes pérdidas dieléctricas.
En un material no polar no existe desequilibrio permanente de carga, puesto que la
molécula no puede ser distorsionada ante la aplicación de un campo eléctrico, por lo tanto
no existe esa tendencia al giro. Los materiales no polares, están exentos de variación de
las perdidas dieléctricas por la variación de temperatura y de la frecuencia, y cualquier
variación de la constante dieléctrica o del factor de potencia, se produce gradualmente.
Teniendo en cuenta su estructura química, se puede determinar si un material es polar o
no polar. La mayoría de los hidrocarburos son no polares, y por consiguiente, los
hidrocarburos líquidos y sus derivados serán los mejores aislantes líquidos, es decir, los
que conservaran en forma permanente sus propiedades dieléctricas ante cualquier cambio
de temperatura y frecuencia. Entre los materiales aislantes líquidos polares, hay algunos
de excepcionales propiedades dieléctricas a determinados valores de temperatura y
frecuencia. Estos no tienen una franja de funcionamiento, ni una aplicación tan amplia
como los no polares, pues, como se dijo, las perdidas dieléctricas varían
extraordinariamente con variaciones de temperatura y la frecuencia.
Desde el punto de vista electrotécnico, son más interesantes las materiales no polares
como aislantes líquidos y a ellos, sobre todo, haremos referencia.

Los líquidos que reúnen buenas condiciones dieléctricas y químicas son casi todos los
aceites vegetales y los aceites minerales, convenientemente tratados. Para poder juzgar si
un aceite, tiene buenas propiedades como aislante, deben tenerse en cuenta las siguientes
características:
a) Escasa tendencia a la sedimentación.
b) Casi nulas pérdidas por evaporación.
c) Gran estabilidad química.
d) Poca variación de su viscosidad ante diferentes valore de temperatura.
e) Bajo peso específico y coeficiente de dilatación.
f) Muy alta temperatura de inflamación.
g) Muy baja temperatura de congelamiento.
h) Casi nula absorción de humedad.
i) Muy elevada rigidez dieléctrica.
j) Resistividad eléctrica muy alta.
k) Buena conductividad térmica.
l) Bajo calor especifico.
Una de las principales ventajas de todos los aceites aislantes es su propiedad auto
regenerativa, después de una perforación dieléctrica o de una descarga disruptiva, sin
embargo hay que tener en cuenta, que esta propiedad no es independiente de la energía
de la descarga y si esta es muy elevada, puede sobrecalentar el aceite provocando la
combustión.
La mayor desventaja de los aceites aislantes es que son inflamables y pueden provocar
reacciones químicas por arcos eléctricos o por descargas estáticas, con desprendimiento
de gases combustibles como hidrógeno o hidrocarburos livianos como metano que se
vuelven explosivos al mezclarse con el aire. Existen algunas sustancias liquidas con
buenas propiedades dieléctricas, aunque los fenómenos de oxidación (perdida de
electrones libres) y de polimerización (aglomeración de varias moléculas en una sola),
que se dan en presencia de oxígeno y de temperatura elevadas, hacen que las mismas
pierdan interés en su uso. La oxidación, forma depósitos granulosos o de consistencia
bituminosa, especie de barros que se deposita en el fondo de la cuba de los
transformadores de Potencia. Estas alteraciones son más pronunciadas a mayores
temperaturas, produciendo verdaderas adherencias sobre los arrollamientos o devanados
de los transformadores, que están sumergidos en el aceite. Esta capa adherida a la parte
metálica es mala conductora del calor, lo que acelera aún más la formación de depósitos
bituminosos, generando una aceleración del proceso.
La oxidación de un aislante líquido, se traduce ante todo en un aumento de viscosidad, de
la temperatura de inflamación de los vapores y del contenido de ácidos, como
consecuencia de estos fenómenos, los aislantes líquidos que también actúan como
refrigerantes pueden hacer que queden fuera de uso los equipos eléctricos por obstrucción
de los canales de circulación, deterioro en los devanados, etc.
El fenómeno de polimerización o aglomeración de varias moléculas en una sola, se
presenta en aquellos aislantes líquidos de composición química inestable, generalmente
aceites de origen vegetal, volviendo al líquido más viscoso y disminuyendo su poder
refrigerante. Los fenómenos de oxidación y polimerización están provocados por la

presencia de oxigeno, altas temperaturas de funcionamiento, arcos eléctricos seguidos por
la ionización, formando sustancias asfálticas que disminuyen su rigidez dieléctrica y
poder refrigerante.
Estos procesos progresan en el tiempo, provocando el envejecimiento de los aislantes
líquidos, perdiendo progresivamente sus cualidades físicas, químicas y dieléctricas.
Es indudable que la vida útil de un transformador está íntimamente relacionada con la de
su sistema de aislación, liquido y sólida. Conociendo además, lo que le puede suceder al
aceite aislante cuando esta en servicio, se pueden prevenir daños mayores en el mismo,
cabe preguntarse qué es lo que se debe hacer y cuáles son los ensayos que proporcionan
la mayor información posible sobre el particular. El punto crítico es reconocer el grado
de deterioro del aceite aislante antes de que afecte al sistema que se encuentra en un
recipiente cerrado, sin posibilidades de realizar inspecciones oculares en forma
razonablemente sencilla.
El aceite aislante de los transformadores en servicio sufre normalmente un deterioro
progresivo, de acuerdo con las condiciones de uso a que sea sometido. El control del
estado del aceite aislante es de gran importancia para el seguimiento y la estimación de
la vida útil remanente del equipo. En casi todos los casos el aceite está en contacto con el
aire y por lo tanto se producen reacciones químicas de oxidación que son aceleradas por
la temperatura y por la presencia de sustancias catalizadoras tales como el hierro, el cobre,
compuestos metálicos provenientes de los materiales con que se utilizan en la fabricación
del transformador.
Como resultado de estas reacciones de descomposición, se producen cambios de color y
se forman productos ácidos y polares, de manera que el factor de pérdida puede
incrementarse y, en estados avanzados de oxidación, se producen lodos que precipitan en
el interior del transformador. En casos especiales, los cambios de las características del
aceite son signos del deterioro anormal de alguno de los materiales utilizados en la
construcción del equipo.
Todos estos cambios pueden afectar negativamente a la aislación e interferir con el
correcto funcionamiento del equipo acortando su vida útil y en algunos casos aumentando
las pérdidas en el vacío.
Cualquier tipo de deterioro de un aceite aislante se pone en evidencia por la variación de
una o más de sus características que se describirán a continuación. La aparición de olor y
de cambios en su coloración, aunque no son decisivos para la toma de decisiones indican
una tendencia de cambio, perdidas de propiedades, en el aceite aislante.
Es de hacer notar que por lo general no basta con hacer un solo tipo de ensayo para
determinar el estado de un aceite aislante. El control del estado del aceite permite seguir
y estimar la vida útil remanente del equipo. (Simonneau, 2012)

Norma IRAM 2026
La presente Norma cubre los requisitos para los aceites minerales aislantes nuevos, en el
momento de la recepción, destinados a ser utilizados en transformadores, en
equipamientos de maniobra y otros equipos eléctricos similares en los cuales el aceite se
emplea como aislante o como fluido refrigerante. Estos aceites se obtienen por destilación
y refinado del petróleo. Los aceites con y sin aditivos se encuentran dentro del alcance de
esta Norma. Para los fines de la presente Norma se distinguen tres clases de Aceites: Clase
A, Clase B y Clase C, basada en los valores de ciertas propiedades físicas, es decir el
punto de inflamación, el punto de escurrimiento y la viscosidad a 40° C y a otra
temperatura especificada mas baja. Para los aceites comprendidos en Clase A, pueden o
no contener sustancias inhibidoras de oxidación, y para los comprendidos en las Clases
B y C que no contiene sustancias inhibidoras de oxidación. Para los aceites Clases B y C
que contiene sustancias inhibidoras de oxidación, se deben fijar por convenio previo
especificaciones y ensayos especiales que no se incluyen en esta Norma. Esta Norma no
se aplica a los aceites minerales aislantes utilizados para la impregnación de cables o
capacitores, ni tampoco a los dieléctricos a base de hidrocarburos sintéticos. De acuerdo
a su estado, los aceites aislantes se clasifican en:
a. En estado de suministro
b. Secado, preparado para el llenado de los equipos
c. Dentro de un equipo nuevo y preparado para el servicio.
De acuerdo al comportamiento a bajas temperaturas los aceites se clasifican en:
Los envases en que se provea el aceite serán herméticos, de material inatacable por el
aceite y resistente a la acción de los agentes atmosféricos y al manipuleo normal del
transporte y el almacenamiento.
a. Aceite tipo I
b. Aceite tipo II
Rotulado
En todos los envases figurarán, además de lo que establezca las disposiciones legales
vigentes, las indicaciones siguientes:

 la marca registrada o el nombre y apellido o la razón social del fabricante o del
responsable de la comercialización del producto, (representante, fraccionador,
vendedor, importador, etc.).
 b) la clase del aceite según la clasificación según esta norma: A, B ó C.
 c) el tipo de aceite según la clasificación de esta norma: I ó II.
 d) en los aceites tipo B y C que contuvieran sustancias inhibidoras del envejecimiento
deberá figurar además: "contiene inhibidores del envejecimiento".
 e) el sello IRAM de Conformidad con norma IRAM, cuando fabricante haya tenido
el derecho a usarlo.
Nota: El sello IRAM de Conformidad con norma IRAM puede ser usado únicamente por
los fabricantes que han sido licenciados por el instituto IRAM bajo las condiciones del
Estatuto del Sello IRAM de conformidad con Norma IRAM y de las reglamentaciones
respectivas. La presencia del Sello IRAM sobre un producto asegura que el mismo ha
sido fabricado para cumplir con las exigencias de la norma IRAM respectiva, y que esta
sujeto a un sistema de supervisión control y ensayo. Este sistema incluye inspecciones
periódicas o permanentes en la planta de fabricante y la extracción de muestras en el
comercio para su ensayo.
Inspección y recepción
Muestras
Los envases para muestra serán frascos de vidrio de boca ancha, de color caramelo, que
se cerrarán con un tapón de vidrio esmerilado. Los envases previamente deberán ser
enjuagados con el mismo aceite que están destinados a contener, empleando dos muestras
del aceite: recién una tercera muestra se considerará como representativas del aceite.
Se evitara la contaminación de las muestras con materiales o cuerpos extraños, con
ambientes húmedos y se la protegerá de la luz.
La muestra se dividirá en 3 partes iguales: una se ensayará por el comprador, otra a
ensayar por el vendedor y una tercera reservada para casos de discrepancia, la que también
quedara en poder del comprador.
Aceite en estado de suministro y aceites secados.
La muestra de aceite en estado de suministro se tomara del recipiente en que lo entrega el
proveedor.
La primera y la segunda muestra de aceite extraído según sea el recipiente que lo
contenga, no se utilizarán; recién una tercera muestra se considerara como representativa
del aceite. Las extracciones se repetirán hasta obtener la cantidad necesaria, se mezclaran
en un recipiente de capacidad suficiente que se cerrara y se agitara en distintos sentidos

para homogeneizar el producto. Se dejara reposar unos minutos y luego se destapara,
procediendo a llenar los envases.
De tanques
En el caso de tanques cuya altura de líquido, medida a partir del fondo, exceda de 2,50
m, se procederá a extraer la muestra según se indica a continuación
Para extraer las muestras de aceite se empleará un aparato saca muestras del tipo indicado
en la figura 1, que consta de un recipiente de vidrio con abertura de diámetro de 35mm a
40mm, de próximamente de 1 dm3 de capacidad, que lleva un contrapeso que facilita su
descenso, fijado por un anillo a una cuerda de longitud suficiente que permita al
dispositivo llegar hasta el fondo del tanque o cisterna. Dicho frasco estará obturado con
un tapón fuertemente tapado con una cuerda de próximamente de 15 cm de longitud,
unida a la que sostiene todo el equipo.
Se sumerge el frasco hasta el fondo del recipiente, se da luego un tirón brusco que al
destaparlo permita que comience a llenarse y se sube al dispositivo de manera que se vaya
llenando progresivamente con el producto de los distintos niveles.
De Camiones Tanques o Tanques
Cuando el producto se entregue en camiones tanque o en vagones tanque, se extraerá por
lo menos, una muestra de cada compartimiento independiente.
De tambores
Cuando el aceite esta almacenado en tambores, se podrá emplear para sacar muestras un
tubo de vidrio o de hojalata de la forma y dimensiones indicadas en la figura 2.
Se introducirá lentamente el tubo en posición vertical, manteniendo abierta la parte
superior hasta tocar el fondo, operando de manera que el liquido llene el tubo con aceite
de los distintos niveles y, al llegar al fondo, se apoyara el pulgar para obstruir el orificio
superior, luego de lo cual se retirará el tubo.
De cada remesa se extraerá una muestra de uno de cada 10 tambores o fracción, tomados
al azar; se mezclan las muestras con un recipiente de capacidad suficiente, que se cierra
y se agita en distintos sentidos para homogeneizar el producto. Se dejara reposar unos
minutos y luego se destapa, procediéndose a envasar la muestra.

Aceites en equipos
Las muestras se tomarán en el lugar indicado por el fabricante del equipo luego de dejar
salir una cantidad adecuada de aceite que arrastre las impurezas que pudiera haber. Se
operará muy cuidadosamente con personal entrenado para ello.
Rechazo
Si la porción de muestra ensayada no cumpliera con uno o más requisitos establecidos y
existiera, acuerdo con respecto con los valores experimentados obtenidos, se rechazara la
remesa. Si no hubiera concordancia con respecto a los valores experimentados obtenidos,
se repetirán el o los ensayos en cuestión sobre la porción de muestra reservada para los
casos de discrepancia, la que será ensayado por las partes en forma conjunta o remitida a
un árbitro, acuerdo a lo que convenga. Si algunos de los ensayos realizados sobre esta
porción no diera satisfactorio, se confirmara el rechazo.

Comparación de las propiedades de los líquidos aislantes.
Por claridad de la exposición se han establecido dos grandes grupos de propiedades:
físico-químicas y eléctricas.
Propiedades físico-químicas
La Tabla 1 permite comparar de manera rápida las propiedades físico-químicas de
especial relevancia para un fluido aislante de un transformador.
Composición química
Así, por ejemplo, se puede señalar que el aceite mineral es una mezcla compleja de
hidrocarburos producida a partir de la destilación del petróleo. En cambio, tanto el aceite
de silicona como los ésteres sintéticos son productos químicos: el primero consiste en una
mezcla de polímeros inorgánicos-orgánicos y el segundo se forma por la unión química
de un alcohol con un ácido graso. Esta última reacción química se produce también en
los ésteres naturales, que se obtienen, por refino, de una amplia variedad de aceites (soja,
colza, aceite de girasol...).
Seguridad medioambiental
Generalmente, los líquidos con una biodegradabilidad elevada y baja toxicidad son
considerados como medioambientalmente respetuosos. Estos dos factores son
importantes cuando se considera el uso de líquidos aislantes en áreas
medioambientalmente sensibles; e.g., los cursos de los ríos. Tanto los ésteres naturales
como los sintéticos están oficialmente clasificados como fácilmente biodegradables y no
dañinos para el medio acuoso, mientras los aceites minerales y los aceites de silicona son
mucho más resistentes a la biodegradación y más nocivos para el medioambiente.

Oxidación
La estabilidad de los líquidos aislantes frente a la oxidación es un aspecto clave, ya que
ésta puede modificar las propiedades físico-químicas (propiedades dieléctricas, capacidad
de corrosión, viscosidad, etc) de los fluidos, afectando negativamente al funcionamiento
del transformador. Así, por ejemplo, el Dow Corning [7] es un aceite de silicona
químicamente inerte y tiene buena resistencia a la oxidación. Este proceso se produce
muy lentamente y a temperaturas mayores de 175 °C, no generándose ni ácidos ni lodos
peligrosos. En cambio, en el caso de los ésteres sintéticos, el proceso se produce con
temperaturas de 125 °C en adelante, generándose, además, ácidos orgánicos. Por lo que
respecta al aceite mineral, se empieza a oxidar - y volatilizar- con temperaturas superiores
a 105 °C, produciéndose muchos subproductos resultado de la degradación; entre ellos,
ácidos orgánicos y lodos. Estos subproductos pueden reducir las propiedades dieléctricas
del líquido aislante y corroer los metales. Por último, los ésteres naturales son los más
susceptibles a la oxidación, dependiendo su grado de estabilidad de su composición
química. No obstante, independientemente de su composición, esta reacción produce
geles y/o otros subproductos (alcoholes, ácidos, etc) que aumentan además su viscosidad,
reduciendo así su capacidad refrigerante.
Seguridad contra incendios
Los usuarios de los líquidos aislantes consideran la seguridad contra incendios como un
factor clave en aplicaciones "sensibles", donde un incendio puede poner en peligro la vida
humana o generar elevados costes económicos; e.g., en túneles, barcos o zonas pobladas.
Así, son los líquidos alternativos los que ofrecen un alto grado de seguridad contra
incendios (clase K) por su baja susceptibilidad al fuego. Esto supone, además, que las
instalaciones dotadas con estos fluidos tengan menores costes de instalación y
mantenimiento de los equipos de seguridad, que su riesgo de incendio sea mucho menor
en caso de fallo eléctrico importante (IEC 60695-1-40 7.1) y que el humo producido sea
no tóxico y de baja densidad.
Solubilidad del agua
Los ésteres sintéticos y naturales, por su mayor grado de polaridad, son capaces de
disolver mayor cantidad de agua que los aceites minerales y de silicona. Como veremos
más adelante, esta propiedad es clave a la hora de determinar la tensión de ruptura de
estos fluidos.
Viscosidad
La viscosidad de un fluido juega un papel clave en la determinación de su capacidad de
refrigeración. Salvo el aceite de silicona de baja viscosidad, el resto de fluidos alternativos
son más viscosos que el aceite mineral. Como consecuencia, su capacidad de
refrigeración será menor, aumentando la temperatura de funcionamiento del
transformador. Además, la impregnación de los aislantes de celulosa durante el proceso
de fabricación del transformador se verá dificultada por esa alta viscosidad.
Miscibilidad
La miscibilidad de los líquidos alternativos, con el aceite mineral y entre sí, es una
propiedad importante a la hora de proceder a la sustitución de uno de ellos: el
procedimiento de lavado del transformador será más eficaz si el líquido usado es miscible

con en el líquido sustitutivo. Esto no quiere decir que un procedimiento de rellenado no
pueda llevarse a cabo con fluidos inmiscibles, pero sí debería tenerse más cuidado en
estos casos.
Así, por ejemplo, a temperatura ambiente, tanto los esteres como el aceite de silicona son
miscibles con el aceite mineral. En cambio, los primeros no lo son con el segundo. Aún
más, pequeñas cantidades de aceite de silicona en los esteres pueden dar lugar a la
formación de espuma. Este mismo efecto se produce, pese a ser miscibles, entre el aceite
de silicona y el mineral como se recoge en la figura 2.3 para los diferentes líquidos
dieléctricos.
Propiedades eléctricas
Por lo que respecta a las propiedades eléctricas, la mayoría de los parámetros que se
estudian buscan caracterizar desde el punto de vista dieléctrico estos fluidos.
Tensión de ruptura
Así, por ejemplo, se determina la tensión de ruptura de estos líquidos, así como del papel
de celulosa impregnado con ellos, mediante la realización de numerosas pruebas de
acuerdo a diferentes normas internacionales. En la Figura 2.4 se presenta una
comparativa-resumen -valores obtenidos de las hojas de características de los líquidos-
de este parámetro para los diferentes fluidos dieléctricos. Asimismo, en la Figura 3 se
presenta los resultados obtenidos para el papel de celulosa impregnado con los diferentes
líquidos. Varias e importantes conclusiones se pueden obtener:
 La primera y fundamental es que, con campos magnéticos homogéneos o semi-
homogéneos, los líquidos alternativos tienen tensiones de ruptura similares a la del
aceite mineral. Asimismo, las tensiones de rupturas del papel de celulosa son
similares, con independencia del líquido de impregnación.
 Segunda, esta característica es extremadamente sensible a la presencia de impurezas
- humedad, partículas, burbujas de gas o aire en el líquido. Se podría decir que este
parámetro es más una medida de su nivel de contaminación que de su capacidad
dieléctrica. Por ejemplo, son las tensiones de ruptura de los aceites minerales y de
silicona las que más rápidamente se deterioran con el incremento de la humedad al
no ser disuelta en el líquido aislante. En cambio, ambos tipos de ésteres mantienen
altas tensiones de ruptura con cantidades significativamente mayores de agua, ya
que estos líquidos sí que son capaces de disolver la humedad.

Por otro lado, la presencia de partículas de microfibra de celulosa, que atraen las
moléculas de agua y se combinan entre ellas, provoca la reducción de la tensión de ruptura
en todos los líquidos a medida que se incrementa la humedad relativa.
Figura 2.4. Comparación de las tensiones de ruptura de los líquidos aislantes.
 Tercero, las pruebas realizadas con gradientes de 1 kV/s sobre papeles Kraft
impregnados con los diferentes fluidos demuestran que este sistema de aislamiento
sólido posee tensiones de ruptura similares independientemente del líquido
utilizado. En cambio, con gradientes mayores -3 kV/s- la tensión de ruptura del
papel impregnado con aceite mineral es superior a la del impregnado con aceite de
silicona (Figuras 2.5a y 2.5b). Fuente [18] y [19].
Otra de las pruebas eléctricas habitualmente utilizadas para caracterizar los líquidos
aislantes son las de descarga parcial. Éstas se llevan a cabo con campos magnéticos no-
homogéneos en gaps de aceite relativamente grandes. Uno de los estudios que considera
esta característica es. En él se concluye que la tensión de inicio de la descarga parcial en
el aceite mineral es similar a las obtenidas con ambos ésteres. Asimismo, otro estudio,
realizado en diferentes condiciones, revela que el aceite de silicona y el mineral tienen
tensiones de inicio de descarga parcial similares.
Ruptura por pulso de tensión
Una tercera prueba eléctrica, que no se ve muy afectada por la presencia de impurezas en
el fluido, es la ruptura por pulso de tensión. Por lo tanto, este tipo de test se puede utilizar

para evaluar de manera más precisa la característica dieléctrica del líquido aislante, al
contrario de lo que ocurre con la tensión de ruptura que, como decíamos, es más una
medida de su nivel de contaminación. En la Figura 2.6a se analiza un aceite mineral, un
éster sintético (MIDEL® 7131) y otro natural (E-FR3). De este análisis parece concluirse
que los ésteres, generalmente, tienen un pulso de tensión de ruptura menor que el aceite
mineral. Además, los resultados obtenidos con el papel de celulosa impregnado con los
líquidos mencionados son consistentes con la aseveración anterior: menores pulsos de
tensión de ruptura de los ésteres. El segundo estudio -Figura 2.6b- compara de nuevo el
éster sintético MIDEL® 7131 con un aceite mineral y uno de silicona. En este caso, el
éster sintético se comporta mejor que los otros dos líquidos con gaps pequeños y alcanza
la capacidad dieléctrica máxima frente a pulsos de tensión con el menor gap (47 kV/mm
con 1.5mm) de los tres líquidos. Asimismo, los dos líquidos restantes, aceite mineral y de
silicona, tienen un comportamiento similar frente a los pulsos de tensión.
Rellenado.
El término rellenado se refiere al proceso de retirar el líquido de aislamiento de un
transformador operativo sustituyéndolo por uno nuevo. Por lo general, el líquido
sustituido es el aceite mineral.
El procedimiento que debe seguirse es el recomendado por el fabricante del transformador
o del fluido. No obstante, a continuación se da una sencilla descripción general del
mencionado procedimiento, que se debe llevar a cabo, además, bajo el control de personal
cualificado:
a. La desenergización de la unidad, su puesta a tierra, el análisis de una muestra del
aceite,... se debe llevar a cabo de acuerdo con el procedimiento estándar fijado por
el fabricante del transformador o del usuario.
b. Drenaje del aceite del transformador.
c. Lavado con líquido de reposición caliente.
d. Drenaje del líquido residual.
e. Reemplazo de las juntas y sellos dañados.
f. Llenado del transformador con el nuevo fluido.
g. Esperar un tiempo a que el nuevo fluido impregne adecuadamente el aislante
sólido.

Un momento crítico del proceso son las etapas de drenaje y lavado: es importante eliminar
la mayor cantidad posible de los residuos del aceite reemplazado, con el fin de no
comprometer las propiedades del nuevo líquido. Por ejemplo, los fluidos alternativos son
líquidos Clase K en su clasificación frente al fuego según el estándar IEC 61100, con
puntos de ignición por encima de los 300° C. Si el fluido sustituido es aceite mineral, un
alto porcentaje de éste en el líquido alternativo sustituto puede producir una disminución
de sus puntos de inflamación y de ignición. La información relativa a la cantidad de aceite
mineral residual que puede tolerarse sin que se vean afectadas las propiedades del nuevo
fluido puede obtenerse del fabricante de este último.
También es especialmente importante establecer y respetar el tiempo de reposo del
transformador (tiempo antes de la energización de la unidad) ya que como los fluidos
alternativos son generalmente más viscosos que el aceite mineral requieren de más tiempo
para penetrar en el aislamiento sólido. A menudo se recomienda, como medida adicional
de seguridad, la conexión previa en vacío del transformador durante un periodo de tiempo
determinado y antes de conectar la carga.
Dos de los aspectos básicos a la hora de proceder al rellenado de un transformador son la
miscibilidad de los fluidos (ya mencionada en el apartado 2.2.1.7) y la compatibilidad de
los materiales del transformador con el líquido sustitutivo el cual se trata en el siguiente
apartado.
Compatibilidad de los materiales
La compatibilidad de los materiales es un factor importante tanto en la sustitución de
líquidos dieléctricos como en el diseño de transformadores. Por ello, los fabricantes
utilizan habitualmente aquellos materiales que han demostrado ser compatibles con dicho
fluido y por este motivo es necesario en la sustitución de líquidos dieléctricos comprobar
la compatibilidad del nuevo fluido sustitutivo con los materiales del transformador, ya
que éste está construido para el fluido original, siendo el aceite mineral el mas utilizado
como dieléctrico.
Hasta la fecha, no se han encontrado incompatibilidades entre los ésteres naturales y los
materiales típicamente utilizados con los aceites minerales convencionales. Sin embargo,
algunos materiales, especialmente los elastómeros -e.g. las juntas- interaccionan con este
líquido alternativo: se hinchan o se suavizan ligeramente con el aceite mineral, ocurriendo
lo contrario -se encogen o se endurecen- con el éster natural.
Como regla general, los materiales utilizados con el aceite mineral son compatibles con
el éster sintético MIDEL® 7131. Sin embargo, hay varios materiales considerados
incompatibles o que sólo se recomienda su uso en situaciones particulares. Por ejemplo:
- La goma de neopreno es un aglomerante adecuado del corcho, pero no se debe
utilizar por sí solo.
- Los esmaltes de la cuba a base de resinas naturales, aunque resistentes a MIDEL,
pueden filtrar la acidez procedente del envejecimiento.
- No se recomiendan los componentes galvanizados a base de zinc, aparte de los
pequeños elementos de fijación. Por otro lado, tampoco

- debe ser utilizado el pasivado de cromo ya que se descompone con temperaturas
normales de funcionamiento.
- Ciertos papeles y cartones pueden liberar colorantes en el aceite MIDEL.
- Los PVCs pueden liberar plastificantes en MIDEL, volviéndose frágiles después
de una inmersión prolongada.
Los aceites de silicona tienen una compatibilidad aceptable con la mayoría de los
materiales utilizados con el aceite mineral. De hecho, se ha estudiado la compatibilidad
de un gran número de ellos con este líquido alternativo. Además, los materiales de sellado
y de las juntas han de ser seleccionados de manera cuidadosa ya que se pueden producir
algunas reacciones indeseadas. Por ejemplo, algunos plastificantes de compuestos de
caucho pueden ser lixiviados por los aceites de silicona. Por ello, debido a la gran cantidad
de formulaciones disponibles, es recomendable ensayar individualmente cada una de
ellas. La figura 2.7 pretende ser una guía para la selección de este tipo de materiales.
El caucho de silicona y el aceite de silicona son materiales muy parecidos. Por ello, el
caucho absorbe fácilmente el líquido, provocando su hinchazón y la pérdida de
propiedades físicas. Este material de sellado se puede encontrar en los sellos de los
aisladores de transformadores de potencia, en las juntas de la tapa superior, en los
cambiadores de tomas, en instrumentaciones y otras aberturas. Obviamente, si se
encuentra en un transformador que vaya ser llenado con aceite de silicona, debe ser
reemplazado por otro compatible.

Ensayos y su Significado
Rigidez dieléctrica
La rigidez dieléctrica disminuye con el tiempo debido a la contaminación del aceite. Este
ensayo, quizás es el más frecuentemente utilizado. Permite detectar impurezas mecánicas,
dicho de otro modo detectar material insoluble en el aceite, tales como fibras, pelusas
provenientes del mismo transformador o agua libre.
El valor de la rigidez dieléctrica es prácticamente independiente del estado químico del
aceite, pero su influencia es directa sobre la seguridad del servicio de un transformador,
debe ser considerada como uno de los ensayos principales cuando se trata de evaluar el
estado dieléctrico de la aislación.
En un ensayo convencional en el cual el valor medido de rigidez dieléctrica depende
esencialmente del equipo y del procedimiento utilizado. Consiste en someter a una
muestra de aceite contenida en un recipiente apropiado, a una prueba de tensión alterna,
cuyo valor se va elevando en forma continua hasta que se produce la descarga disruptiva.
El ensayo se efectúa sobre las muestras tal cual son extraídas, sin secado o desgasificación
previa, como mínimo se extrae un litro de aceite o tres veces el volumen de la celda de
ensayo, recipiente donde se coloca el aceite para su ensayo. Como los resultados
obtenidos dependen del diseño de los electrodos utilizados, siempre conviene indicar en
el informe respectivo de qué tipo de electrodo se trata o que se haga mención explícita de
la norma bajo la cual fue realizado el ensayo.
Antes de introducir el aceite a la celda de ensayo, se debe agitar el recipiente que contiene
la muestra de manera que se asegure una distribución de las impurezas en el líquido, pero
teniendo en cuenta de que no se formen burbujas de aire.
Inmediatamente ante de comenzar con el ensayo se debe lavar las paredes internas de la
celda, electrodos, agitador, termómetro y cualquier otro elemento que este en contacto
con la muestra, con aceite de la misma muestra a ensayar. Inmediatamente después se
mide la temperatura, 20 +/- 5 ° C y se coloca la celda en el equipo de ensayo.
La cantidad mínima de aceite empleada no debe ser menor a 0,25 litros y la distancia
entre los electrodos 2,5 mm. y las paredes del recipiente no inferior a 12 mm. Al verter el
aceite en el recipiente que previamente a sido lavado y secado, se procede de manera que
el aceite descienda lentamente a lo largo de las paredes del mismo, con el objeto de evitar
la formación de burbujas de aire. Luego se deja reposar durante 5 minutos antes de aplicar
la tensión. La tensión se la aumenta en forma uniforme desde cero hasta que se produzca
la descarga disruptiva a una velocidad de 2 +/- 0,2 Kv. por segundo, la tensión de ruptura
es el valor máximo alcanzado justo al momento en el cual abre el circuito.
En total se realizan seis rupturas sobre la muestra en ensayo, con intervalos de dos
minutos entre cada aplicación de la tensión, se debe verificar que no existan burbujas de
aire entre los electrodos antes de aplicar nuevamente la tensión. En caso de existencia se
deben eliminar, para ello se puede utilizar una varilla de vidrio limpia o un agitador a
hélice de dos palas don diámetro de 20 a 25 mm. y con una velocidad de 250 a 300 vueltas
por minuto.

Las pruebas o ensayos pueden realizarse de dos formas:
Conservando la separación de los electrodos (2,5 mm.) y aumentando la tensión a aplicar,
o conservando constante el valor de la tensión y variando la separación entre electrodos.
La tensión es suministrada por un transformador, elevador de tensión alimentado por una
corriente alterna de frecuencia comprendida entre 48 y 62 Hz y debe suministrar una
tensión mínima de 30 KV., con una potencia de 250 KVA. En serie con el trayecto de la
descarga se coloca una resistencia de 30 K ohms, para limitar la corriente de cortocircuito
de manera de evitar una descomposición excesiva del aceite de la muestra, en el momento
que se produce la ruptura. La corriente de corto circuito debe estar en una gama de 10 a
25 mA. para tensiones superiores a 15 Kv.
El circuito primario debe poseer un dispositivo de interrupción que funcione con la
corriente provocada por la ruptura dieléctrica de la muestra, interrumpiendo la tensión en
un tiempo inferior a 20 ms.
desde el momento que se
produce la ruptura.
Para cada prueba se realizan seis
descargas, después de cada una
se remueve el aceite por medio
de una varilla de vidrio bien
seca. La rigidez dieléctrica es el
promedio aritmético de las seis
descargas individuales
expresadas en Kilo Volts.
Del siguiente gráfico se obtiene
el valor del factor K, que
corresponde a la distancia entre los electrodos. La rigidez dieléctrica se obtiene de la
siguiente manera:
E = K x U (KV) / cm. donde U es la tensión aplicada con un crecimiento de dos kilovolt
por segundo y la frecuencia de estar entre los 40 y los 62 hertz.

El fenómeno de perforación eléctrica, es decir la conversión de la elevada resistividad,
característica de los materiales aislantes, en una perfecta conductividad, se supone que se
debe a que el aceite se calienta entre los electrodos, formándose burbujas de gas por la
que permite el paso de la corriente a través del gas.
La rigidez dieléctrica del aceite aislante mineral aumenta con la temperatura, hasta los 60
grados porque hasta dicha temperatura baja la viscosidad. A partir de los 60 grados
aproximadamente la viscosidad permanece constante mientras que la rigidez dieléctrica
comienza aumentar de valor. El máximo valor de la rigidez dieléctrica se obtiene
aproximadamente entre los ochenta y noventa grados. Otras experiencias afirman que el
máximo de rigidez dieléctrica se obtiene aproximadamente a los sesenta grados.
Y la mínima rigidez dieléctrica se obtiene entre los menos veinte y el cero grado. La
rigidez dieléctrica varía con el contenido de agua del aceite. Al llegar a los veinte kilo
volts por cm. La rigidez se estabiliza a un valor prácticamente constante, debido a que
con una proporción de agua tan elevada, las gotitas se reúnen formando gotas de mayor
volumen, que se depositan en el fondo del recipiente.

Índice de neutralización
El índice de neutralización es una medida de los componentes o agentes contaminantes
ácidos en el aceite. En un aceite nuevo el valor del el índice de neutralización
contaminantes ácidos en es pequeño, pero aumenta oxidación.
Mediante este ensayo se el estado químico del en el interior del oxidación del aceite,
esencial detectar a tiempo. de un aceite es una medida de los componentes o agentes el
aceite. En un aceite nuevo el valor del índice de neutralización entre otras razones como
resultado del envejecimiento y por la aceite, transformador. Provocan mide la acidez
orgánica y se aporta parte de la información sobre permitiendo estimar la posibilidad de
aparición de lodos Los productos ácidos generados durante los procesos del deterioro de
la aislación sólida del equipo, por lo tanto la aparición de acidez orgánica y controlar su
variación en el El índice de neutralización se define como los miligramos de hidróxido
de potasio necesarios para neutralizar los ácidos libres contenidos en un gramo de aceite.
El método consiste en disolver la muestra en un solvente compuesto de alcohol benceno
e indicador y valorar con solución alcohólica 0.1Normal de hidróxido de potasio hasta
que se produzca el viraje del color azul a rojo. (Un buen aislante tiene un grado de acidez
no superior a 0,05 KOH mg/g)

Contenido de inhibidor
Esta determinación es de gran importancia y sin embargo su difusión es prácticamente
nula en nuestro medio. Se realiza en aceites que contienen inhibidores de oxidación no
naturales (es decir, que se adicionan durante el proceso de fabricación). Un ejemplo de
este tipo de aceite es el aceite para Transformador 64 de YPF que contiene d-terbutil-
para-cresol (DBPC o BHT) en una concentración de aproximadamente 0,3%. En estos
aceites inhibidos, prácticamente no se producen fenómenos de oxidación, o se degradan
más lentamente que los no inhibidos, siempre que el inhibidor activo este presente y que
el aceite tenga respuesta. El grado de protección proporcionado por el inhibidor de
oxidación es una función de la composición del aceite y de la concentración del aditivo.
Cuando se consume el inhibidor el deterioro del aceite es mucho más veloz que en el caso
de los aceites no inhibidos (por Ej. Transformador 65 de YPF) por lo que este ensayo
indica la vida útil remanente del aceite o la necesidad de agregar nuevamente el inhibidor.
Es conveniente hacer notar que en el caso de estos aceites, la aparición de acidez orgánica
reciente tiene lugar una vez agotado el inhibidor o sea que la detección de la misma sólo
sirve para indicar que ya es demasiado tarde para tomar otra decisión que no sea el cambio
de aceite en forma urgente.
Existen dos métodos normalizados para la determinación de DBPC o BHT:
 La norma ASTM especifica una extracción con un solvente (butilcellosolve) y luego
una reacción química con ácido fosfomolíbdico e hidróxido de amonio. La intensidad
del color azul que se desarrolla se mide con un espectrofotómetro y es proporcional
a la cantidad de inhibidor presente en el aceite.
La norma IEC se basa también en una extracción en solvente en este caso metanol, y
luego se hace una cromatografía en capa fina que permite identificar y cuantificar el
inhibidor.
Factor de pérdida (o disipación o Tg delta) y Resistencia
volumétrica
Permite detectar con mucha sensibilidad una variación química del aceite como por
ejemplo el comienzo del envejecimiento o la detección de impurezas químicas debidas a
la presencia de sustancias extrañas o materiales usados en la construcción del
transformador. Sirve para detectar contaminaciones del aceite con otros derivados del
petróleo durante el transporte o almacenamiento de tanques que contengan restos de gas
oil, fuel oil, etc. Las variaciones se pueden detectar aún cuando la contaminación es tan
pequeña que los métodos químicos no la pueden detectar.

Los valores altos de un factor de disipación y/o valores bajos de la resistividad
volumétrica del aceite pueden afectar a la resistencia de la aislación de los arrollamientos
del transformador.
Se puede obtener información útil simplemente midiendo la resistividad volumétrica y
la tangente delta a la temperatura ambiente y a una temperatura mas elevada, por ejemplo
90 grados. Un resultado satisfactorio obtenido a los 90 grados asociado con un resultado
insuficiente a una temperatura mas baja, indica presencia de agua o de productos de
degradación precipitables en frió, pero en una concentración generalmente aceptable. Los
resultados no satisfactorios obtenidos a ambas temperatura indican una contaminación
más importante y el proceso de purificación no permitirá restablecer el estado del aceite
a propiedades aceptables.
Comparando los valores del factor de disipación con los valores de neutralización, se
puede tener información sobre la posible causa del deterioro del aceite. Por ejemplo, un
valor alto de factor disipación asociado con un valor bajo de índice de neutralización
puede interpretarse como una contaminación del aceite no imputable al deterioro del
mismo.
Si bien no puede reemplazar a los ensayos destinados a la determinación de las
características químicas, su especial y vital importancia para los sistemas de aislación que
se encuentran sometidos a solicitaciones extremas, reside en el hecho de proveer
información sobre la posibilidad de sobrecalentamiento dieléctrico y en casos de
envejecimiento avanzado, representa una señal de alarma para una eventual ruptura
térmica.

Tensión superficial
Permite detectar los agentes contaminantes polares solubles en el aceite, lo que produce
el inicio del envejecimiento del aceite y es un ensayo muy sensible.
El valor de la tensión superficial varía rápidamente durante la primera etapa de
envejecimiento pero luego la tasa de variación decrece a medida que los valores absolutos
disminuyen. Por esta razón los resultados son difíciles de interpretar especialmente
cuando el aceite está regularmente contaminado.
La superficie de un líquido tiene la tendencia natural a contraerse hasta un valor mínimo.
Por esta razón se le atribuye una tensión superficial, que es la causa de la formación de
gotas y del fenómeno de capilaridad.
Las sustancias en disolución en aceite modifican la tensión superficial disminuyendo su
valor. La tensión superficial de un aceite aislante se determina con relación a la del agua.
Se toma la muestra de aceite y se la introduce con agua en un recipiente. Se coloca en la
interface agua-aceite un anillo plano de alambre de platino y se mide la fuerza necesaria
para quitarlo, levantándolo desde la interface agua-aceite. La fuerza así medida se corrige
aplicando un factor empírico que depende de ésta, de las densidades del aceite y del agua,
y de las dimensiones del anillo.
Las mediciones se realizan bajo rigurosas condiciones normalizadas y se completan
durante el primer minuto de la formación de la interfase aceite-agua.
Sedimentos o lodos
Este ensayo permite hacer la distinción entre los sedimentos y los lodos precipitarle, es
decir depósitos insolubles en el aceite, mas depósitos que se precipitan heptano.
Los materiales sólidos comprenden los productos de degradación o de oxidación
insolubles de materiales aislantes sólidos o líquidos, de fibras de diversos orígenes, de
carbón, de óxidos metálicos, etc. Que resultan de las condiciones de explotación del
equipo. Las partículas sólidas en suspensión reducen la rigidez dieléctrica del aceite, y
además si se depositan pueden limitar los intercambios térmicos, favoreciendo así la
continua degradación del aceite.
Este sencillo ensayo se refiere a los lodos que precipitan cuando se agrega una
determinada cantidad de n-heptano al aceite.
Consiste en agregar 100 ml. de n-heptano a 10 g de aceite aislante contenido en un
recipiente de vidrio incoloro. Luego de mezclar, se deja en reposo en la oscuridad durante
18 a 24 horas. Transcurrido este lapso de tiempo, la presencia de turbidez o de sedimento
es signo premonitorio de formación de lodos en el transformador, pues consiste de
productos formados en un avanzado estado de oxidación.
Es reconocida la gravedad que supone la formación de lodos en los transformadores en
servicio. Esto sucede cuando los ácidos atacan el hierro, el cobre, barnices, pinturas, etc.,
y estos materiales se solubilizan en el aceite y luego se combinan para formar lodos. Estos
eventualmente precipitan en forma de una sustancia que se adhiere a la aislación, a los
costados de la cuba se instala en los conductos de circulación, de enfriamiento, etc.

Se forman lodos también en las fibras de celulosa del sistema de aislación sólida lo que
finalmente produce un encogimiento de la misma con la consiguiente pérdida de
estabilidad mecánica y estabilidad dieléctrica.
Contenido de Agua
El agua en el aceite de un transformador puede provenir del aire atmosférico o bien de
resultar de la degradación de los materiales aislantes. Para contenidos de agua
relativamente bajos, el agua permanece en solución y no modifica el aspecto del aceite.
Por lo tanto el agua disuelta se debe detectar por medio de métodos químicos. El agua
disuelta afecta las propiedades dieléctricas, y la solubilidad del agua en el aceite aumenta
en función de la temperatura y del índice de neutralización.
Cuando el contenido de agua supera un cierto nivel, que llega a la saturación, el agua no
puede permanecer en solución y aparece el agua libre en forma de turbiedad o de gotitas,
invariablemente el agua libre provoca una disminución de la rigidez dieléctrica y de la
resistividad y un aumento del factor de disipación.
En un transformador, la cantidad total de agua se reparte entre el papel y el aceite en una
relación predominante del papel. Pequeña variaciones de temperatura modifican
sensiblemente el contenido de agua del aceite pero levemente la del papel.
Conociendo el contenido de agua en el aceite a una determinada temperatura, por medios
gráficos disponibles es posible determinar la cantidad de agua retenida en el papel en
condiciones de equilibrio.
Un alto contenido de agua en el aceite aparte de afectar las propiedades del aceite, acelera
la degradación química del papel y hace necesaria la aplicación de medidas correctivas.
Su determinación adquiere gran importancia sobre todo en equipos de A. Tensión debido
a su gran influencia sobre la rigidez dieléctrica. El ensayo permite determinar la cantidad
de agua solubilizada y no solubilizada en el aceite, a diferencia de la rigidez dieléctrica
que solamente detecta la presencia de agua no solubilizada en el aceite. La capacidad de
disolución de agua del aceite aumenta a medida que envejece; el conocimiento de la
cantidad disuelta permite prever el punto de saturación, momento en el cual comenzará a
disminuir la capacidad dieléctrica.
El equilibrio que existe entre la humedad contenida en el aceite y en la aislación sólida,
está muy influenciado por la temperatura, por lo tanto, la muestra para una determinación
de contenido de agua debe ser tomada mientras el transformador se encuentra a
temperatura de servicio.
Se la hace reaccionar Iodo y SO2, que en presencia de agua libera SO3y ácido Iodhídrico.
Estos a su vez reaccionan con piridina y alcohol metílico. Midiendo la cantidad de SO3
se puede determinar el contenido de agua. Es muy sensible y se requieren cuidados
especiales para evitar resultados erróneos por incorporación de vestigios de humedad
provenientes de la atmósfera del laboratorio.
Punto de inflamación
Un punto de inflamación bajo indica la presencia de sustancias volátiles combustibles en
el aceite. La exposición prolongada de un aceite en condiciones de falla, puede producir

suficientes cantidades de hidrocarburos de baja masa molecular como para causar la
disminución del punto de inflamación del aceite.
Durante la degradación del aceite se forman hidrocarburos livianos cuya presencia en
cantidades apreciable, la cual puede detectarse mediante la medición del punto de
inflamación, puede ser una indicación de falla incipiente en el equipo.
El punto de inflamación es la temperatura mínima a la cual en condiciones normalizadas
los vapores producidos en la superficie del líquido se inflaman al aproximarle una llama,
sin que prosiga la combustión cuando se retira la llama.
Para determinarlo se calienta una muestra en forma gradual y lentamente mientras se agita
en forma continua. A intervalos regulares de tiempo se deja de agitar y se dirige una llama
hacia la superficie del recipiente que contiene la muestra, tomándose como punto de
inflamación la menor temperatura a la cual la llama provoca la ignición de los vapores
sobrenadantes.
Frecuencia del control del aceite en servicio.
La frecuencia de los controles a realizar dependen de la potencia, la carga, y de otras
condiciones de servicio del equipo. Por lo tanto no es posible dar una regla general única
aplicable a todos los tipos de transformador.
En general, los ensayos pueden ser efectuados de acuerdo con los siguientes criterios:
a) Controlar periódicamente las características en los intervalos indicados en la tabla,
salvo indicación contraria por parte del fabricante del transformador.
b) Si existe alguna duda, controlar a intervalos más frecuentes aquellas
características determinables en el lugar, que no requieran laboratorios
especializados.
Si se observa un deterioro rápido o una aceleración en el proceso, se recomienda:
1. Confirmar el último valor obtenido mediante ensayos realizados sobre una nueva
muestra.
2. Informar al fabricante del transformador.
3. Controlar la condición del aceite con mayor frecuencia, de acuerdo con el tamaño
del transformador, su importancia relativa y el grado de deterioro observado.
Las decisiones a tomar en función del grado de deterioro del aceite, caben en las
siguientes consideraciones:
a. Las características son normales: no hay acción necesaria.
b. Solamente el valor de la rigidez dieléctrica es baja: eliminar el agua y las posibles
partículas insolubles mediante los tradicionales tratamientos de filtrado y secado al
vacío y temperatura.
c. Una o más características del aceite varían rápidamente: efectuar ensayos
suplementarios en el aceite.
d. Varias características son insatisfactorias: teniendo en cuenta los factores
económicos involucrados y las posibilidades y circunstancias locales, debe

decidirse examinar el aceite más exhaustivamente, reprocesarlo o cambiarlo
totalmente. El primer caso requiere el concurso de especialistas, en los dos últimos
el transformador debe ser lavado perfectamente y enjuagado antes de volver a
llenar, prestando especial atención a los bobinados para minimizar la contaminación
de aceite nuevo con productos de degradación.
Criterios. Límites permisibles.
Los valores presentados en la tabla deben tomarse como guía y deben ser interpretados
en función del tipo, tamaño e importancia del transformador, dependiendo de estas
circunstancias, no es necesario realizar la totalidad de los ensayos considerados. Como
regla general, para decidir una acción sobre el aceite, varias características deben ser
desfavorables a menos que la rigidez dieléctrica se encuentre por debajo de los límites
propuestos. En este caso, independientemente de los valores de las otras características,
se impone efectuar la acción que corresponde. E n la práctica, es necesario definir un
número mínimo de ensayos y la elección de los mismos debe recaer sobre los que brindan
mayor información o por la criticidad de la misma. Se considera que estos ensayos
mínimos son rigidez dieléctrica, tangente delta a 90°C y contenido de inhibidor. Este
último debe ser reemplazado por la determinación de índice de neutralización en el caso
de aceites no inhibidos. Los demás ensayos pueden agregarse en la medida que surjan
dudas o valores no habituales en alguno de los considerados indispensables.
Controles del aceite Aislante en Servicio
En la presente tabla se nuestra una guía de los ensayos a realizar con que frecuencia y las
medidas que se deben tomar ante los resultados.
Precauciones de manejo de los líquidos alternativos
El rellenado con líquidos alternativos requiere, obviamente, de su manejo. Esto último ha
de realizarse de acuerdo a las recomendaciones del fabricante del fluido utilizado. No
obstante, hay una serie de consideraciones generales que los usuarios deben tener en
cuenta:
 Los conductos y bombas utilizados por los fluidos alternativos y compartidos con otros
líquidos han de ser convenientemente limpiados previamente a su uso por el líquido
alternativo para evitar su contaminación.

 Ha de tenerse especial cuidado en evitar los derrames, y tomar medidas de contención
si es necesario. Las normativas nacionales y las compañías de seguros suelen
determinar los requisitos de contención para los transformadores. Algunas compañías
de seguros imponen requisitos menos exigentes en el caso de los fluidos alternativos.
Esto se debe principalmente a su menor inflamabilidad; sí además son biodegradables,
la reducción es mayor (Ver figura 2.8 clasificación alemana UBA de peligrosidad para
el agua: esteres=nwg; aceites de silicona=1 y mineral=1).
Así, los diseños sin tanque de expansión realizados de acuerdo a las normas ANSI están
generalmente dotados de un sistema que permite mantener un colchón de nitrógeno en
sobrepresión sobre la superficie libre del aceite de la cuba.
 Comprobar las características de los fluidos contra el fuego. Así, son los líquidos
alternativos los que ofrecen un alto grado de seguridad contra incendios (clase K en
la clasificación IEC 61100) por su baja susceptibilidad al fuego. Esto supone,
además, que las instalaciones dotadas con estos fluidos tengan menores costes de
instalación y mantenimiento de los equipos de seguridad, que su riesgo de incendio
sea mucho menor en caso de fallo eléctrico importante (IEC 60695-1-40 7.1) y que
el humo producido sea no tóxico y de baja densidad.
 Comprobar la compatibilidad de los materiales que se utilizan en el manejo de los
fluidos.
 Se ha de cumplir con la normativa nacional fijada para estos líquidos.
 Prestar atención a la relación volumen manejado/volumen almacenado del líquido.
 Se ha de tener en cuenta la eliminación del fluido al final de su vida útil.
Como incide en el diseño de los equipos el uso de líquidos
alternativos
El objetivo de esta sección es examinar cómo repercute el uso de los líquidos alternativos
en el diseño de los componentes de un transformador. Para llevar a cabo esta labor se han
comparado varios parámetros de los líquidos aislantes.
General
Primero, al no existir una distinción clara y aceptada universalmente de lo que es un
transformador de distribución o de potencia, en este artículo se sigue la siguiente
clasificación:
 Transformadores de distribución: menos de 5 MVA
 Transformadores de potencia: 5MVA o superior
 Transformadores especiales y reactancias: transformadores de tracción,
transformadores rectificadores, transformadores de horno, reactancias, etc.

El primer desafío es diseñar un transformador que contenga un fluido alternativo durante
la misma vida útil -30 años- que los rellenos con aceite mineral, sin que para ello sea
necesario un mantenimiento programado adicional.
Los transformadores rellenos con aceites de silicona y con ésteres sintéticos llevan
instalándose y operando desde la década de los '70. Por ello, se puede asumir que este
tipo de transformadores puede tener una vida útil igual a la de una unidad de aceite
mineral.
Las aplicaciones más antiguas de los transformadores con éster natural se remontan a
1994, y, por lo tanto, no alcanzan actualmente los 20 años de servicio. El seguimiento de
estos transformadores ha demostrado la idoneidad de los ésteres naturales para su uso
continuado. Además, los ensayos de envejecimiento acelerado en transformadores-
prototipo con este fluido indican que su vida útil puede superar la de las unidades de aceite
mineral.
Diseño de la cuba del transformador
El diseño adecuado de la cuba va a depender, entre otros factores, de las propiedades del
líquido aislante. Así, un parámetro crítico en el diseño del tanque es el coeficiente de
expansión térmica (Ver Figura 2.10).
Por otro lado, de acuerdo con el diseño de su cuba, los transformadores se pueden
clasificar en:
a) Tanque sellado herméticamente.
b) Tanque de respiración libre con depósito de expansión.
c) Tanque de respiración libre con respirador.
d) La tecnología de sellado hermético de los transformadores es bien conocida y ha
sido aplicada durante mucho tiempo en transformadores de distribución con
tanque corrugado expansible. El hermetismo con radiadores expansibles evita la
entrada de oxigeno y humedad. Ello facilita el uso de los fluidos alternativos,
reduciendo los gastos de mantenimiento. No obstante, su aplicación en
transformadores de potencia requiere del desarrollo de un nuevo concepto por su
mayor volumen de aceite y la necesidad del mantener el vacio en el tanque. Los
radiadores expansibles, diseñados para asumir la función del depósito de
expansión, han de ser, además, lo suficientemente fuertes para mantener separadas
las aletas individuales, permitiendo así el flujo natural de aire que refrigera el
transformador.
La respiración libre con depósito de expansión ha sido la opción elegida, por su sencillez
y economía, por la mayoría de los usuarios en todo el mundo a lo largo de muchas
décadas. Los aceites de silicona y los esteres sintéticos se han utilizado exitosamente,
principalmente en transformadores de menos de 1MVA. No obstante, el uso de los esteres
naturales en este diseño requiere de ajustes. Como mencionábamos en el apartado
anterior, estos fluidos son más susceptibles a la oxidación. Por ello, será necesaria la
instalación de una membrana en el depósito de expansión con el fin de reducir al mínimo
su exposición al aire, evitando así su oxidación y el consiguiente aumento de viscosidad.
La adopción de esta medida es cada vez más común, especialmente en climas templados
y húmedos, incluso en transformadores de aceite mineral.

La respiración libre mediante tubo respirador es una tecnología muy común en el Reino
Unido. Aunque los aceites de silicona y los esteres sintéticos pueden ser utilizados con
este diseño sin demasiados problemas, es preferible instalar un desecante (silicagel) en el
mencionado tubo respirador, e incluso si el líquido dieléctrico es aceite mineral.
Obviamente, la finalidad del desecante es evitar una excesiva entrada de humedad en el
tanque. Por otro lado, los esteres naturales no se usan con esta tecnología.
La norma IEC. TS 60076-14 sugiere que el funcionamiento con altas temperaturas
requiere de la ausencia de oxigeno. Por ello, el sistema de preservación de aceite debe
estar dotado de un sistema que prevenga eficazmente la entrada de aire con humedad y
oxigeno. Para cumplir con este requisito, los transformadores con sistemas de aislamiento
híbrido se diseñan con depósito de expansión dotado de bolsa de goma que evita el
contacto directo aire-aceite. Por otro lado, los diseños sin tanque de expansión realizados
de acuerdo a las normas ANSI esta generalmente dotados de un sistema que permite
mantener un colchón de nitrógeno en sobrepresión sobre la superficie libre del aceite de
la cuba.
Diseño dieléctrico
En un transformador, la capacidad de aislamiento depende de los sistemas complejos de
aislamiento sólido/líquido. En ellas, el líquido aislante impregna al aislamiento sólido
(celulosa, madera, nomex, etc) extrayendo el aire, que posee una rigidez dieléctrica menor
que la del propio fluido.
A la hora de determinar la capacidad dieléctrica de los mencionados sistemas es necesario
considerar varias de sus propiedades. La Figura 2.9 muestra alguna de ellas, incluida la
tensión de ruptura o rigidez dieléctrica.
Así, la rigidez dieléctrica de los líquidos alternativos se ajusta a los requisitos establecidos
por la norma IEC 60296 para el aceite mineral no usado.
Cabe señalar que la permitividad relativa de los ésteres es significativamente mayor que
la de aceite mineral convencional y cercana a la del papel Kraft típico (aprox. 4,4). Esta
cercanía de permitividades entre el aislamiento sólido y el líquido de éster produce varios
efectos en el diseño dieléctrico:
- Las capacitancias de la estructura de aislamiento cambian con respecto al aceite
mineral, dando lugar a una diferente distribución de tensiones en condiciones
transitorias, e.g. pulsos de tensión. No obstante, este cambio no es significativo.
- La distribución del estrés de tensión en la estructura de aislamiento también cambia.
Así, para una distribución de tensión dada, el estrés de tensión en el fluido será menor
en el éster que en el aceite mineral. Esto es beneficioso, ya que permite soportar
mayores niveles de tensión.
Otro criterio importante a considerar en el diseño dieléctrico es la resistencia a la fluencia
del aislante sólido. Así, el cartón prensado bañado en éster natural tiene una resistencia.
interracial tan buena o mejor que en aceite mineral.

Diseño de la refrigeración
Los líquidos aislantes deben garantizar la refrigeración del transformador mediante dos
mecanismos de transferencia térmica diferentes, la conducción y la convección. Esta
última depende de todas aquellas propiedades que influyen en el desplazamiento del
fluido (Ver Figura 2.10). La viscosidad es una de esas propiedades que, además, es crítica,
ya que afecta de manera importante al rendimiento de la refrigeración.
Como se aprecia en la Figura 2.10, a la temperatura normal de funcionamiento de un
transformador, la viscosidad de los ésteres es superior a la del aceite mineral, pero menor
que la del aceite de silicona. Esto reduce el caudal del fluido para una altura dinámica
dada, causando una diferencia de temperaturas mayor entre la parte superior e inferior del
dispositivo de refrigeración. Este efecto es significativo en transformadores con
refrigeración natural, ya que la capacidad de refrigeración del fluido controla la
temperatura media del aceite mientras que es el flujo natural termosifónico quien realiza
la misma labor con la temperatura del aceite superior. Así, el efecto resultante en este tipo
de transformadores es que tanto las temperaturas del líquido de la parte superior como de
los puntos calientes serán mayores con los ésteres que con el aceite mineral.
No obstante, para transformadores de hasta 5 MVA, la subida de temperatura con ésteres
naturales es asumible -de 1 a 3° C con respecto al aceite mineral- ya que la mayor
viscosidad de este líquido alternativo se ve parcialmente compensada por su mayor
conductividad térmica. Por ello, el aceite mineral de un transformador de distribución
puede ser sustituido por éster natural sin otras consideraciones respecto a su refrigeración.
Por lo que respecta a los ésteres sintéticos (MIDEL® 7131), los resultados teóricos y
experimentales indican que el incremento de temperatura en el bobinado es también de
unos pocos grados con respecto al aceite mineral. Además, ya ha sido construido un
transformador de potencia con este éster sintético (135 MVA 238/13.5 kV), y que se
encuentra operativo en Suecia. Por último, la sustitución del aceite mineral por aceite de
silicona puede suponer que aparezcan temperaturas superiores a las de diseño. El aceite
alternativo no se ve afectado por estas sobretemperaturas, si no son excesivas. Sin
embargo, la velocidad de envejecimiento de los materiales de aislamiento
convencionales, como el papel de celulosa, podría verse afectada negativamente por
operar a esas temperaturas. No obstante, este problema podría solucionarse mediante el
ajuste de los niveles de carga del transformador o mediante la adición de ventiladores a
los radiadores externos.
Por otra parte, cuando el sistema de refrigeración es de flujo forzado, el cambio del aceite
mineral por estos nuevos fluidos apenas influye sobre la capacidad de refrigeración,

siempre y cuando tengamos en cuenta su mayor resistencia al flujo -por su mayor
viscosidad- en el ajuste de la bomba.
Sistemas celulosa-fluidos alternativos
Celulosa-aceite de silicona
El aceite de silicona ha sido ampliamente utilizado en combinación con el aislamiento de
celulosa en transformadores de distribución durante años. Varios estudios han analizado
la influencia del agua, la temperatura y el oxígeno sobre el anterior sistema de
aislamiento. Así, Dumke et al. sugieren que el comportamiento de este sistema frente al
agua es similar al del aceite mineral-celulosa. La mayor seguridad contra-incendios es la
principal ventaja de esta estructura de aislamiento sobre el convencional.
Celulosa-ésteres
Los esteres sintéticos y naturales han sido utilizados con la celulosa durante muchos años
-más de 30 años y entre 10-15años, respectivamente- en transformadores de distribución.
Asimismo, están siendo cada vez más usados en transformadores de potencia.
Las ventajas de la combinación éster-celulosa con respecto a la convencional son su
mayor nivel de seguridad contra-incendios, su mayor respeto por el medioambiente y su
mayor tolerancia de la humedad. También es de destacar que existe una creciente
bibliografía en la que se sugiere que la celulosa tiene una vida útil más larga cuando se
sumerge en ésteres en lugar de en aceite mineral. Ello es debido a que, para temperaturas
en torno a los 60° C o superiores, la cantidad de agua que retiene los ésteres es superior a
la retenida por el aceite mineral. Ello permite tener un aislamiento sólido más seco, lo
cual prolonga su vida operativa, y con ello la del transformador.
En contrapartida, la celulosa se impregna más lentamente de los dos tipos de ésteres que
del aceite mineral. Así, el estudio llevado a cabo por Dai et al. ha evaluado la acción
capilar y la tasa de impregnación de los tres fluidos mencionados en el cartón prensado
de 3 mm. de grosor, a 20° y 60° C, respectivamente [25]. Ambos parámetros indicaban
que el comportamiento de los líquidos alternativos a 60° C es igual al del aceite mineral

a 20° C. La principal diferencia -y también desventaja- entre los dos ésteres es la elevada
susceptibilidad a la oxidación del éster natural, superior incluso a la del aceite mineral.
Ello hace que se recomiende utilizar este líquido alternativo en transformadores
herméticamente sellados y aplicaciones con bajas temperaturas.
Aramida-aceite de silicona
La combinación aceite de silicona-Aramida para sistemas de aislamiento de alta
temperatura es una evidente mejora con respecto al sistema tradicional de aceite mineral-
celulosa.
Ya en 1973 se desarrollaron prototipos con este nuevo aislamiento, siendo hoy en día
habitualmente utilizado en todo el mundo. Así, su aplicación en tracción ferroviaria,
donde se producen altas temperaturas en el transformador por sobrecarga, ha demostrado
el bajo impacto de las condiciones de funcionamiento en la vida útil de
Aramida-éster sintético
Los ésteres sintéticos están siendo cada vez más utilizados en combinación con la aramida
en transformadores de tracción o en generación eólica, donde las altas temperaturas son
probables y las condiciones de funcionamiento son muy exigentes. Esta combinación
permite construir transformadores de potencia más pequeños, más respetuosos con el
medioambiente y a prueba de incendios.
Sistemas de aislamiento híbridos
Un sistema de aislamiento híbrido es aquel que aísla las zonas más frías del transformador
con papeles tradicionales Kraft a base de celulosa, mientras que el papel de aramida se
aplica en las zonas más calientes, e.g. conductores envueltos. Esta estrategia permite el
mismo tipo de ventajas que los sistemas todo-aramida pero, obviamente, no en el mismo
grado, ya que la celulosa está presente en el transformador. Con este tipo de sistema es
adecuado el uso de líquidos alternativos capaces de soportar altas temperaturas.
Normativa internacional aplicable a los líquidos dieléctricos
En esta sección se lleva a cabo una revisión de la normativa internacional que afecta a los
líquidos dieléctricos: clasificación, mantenimiento, pruebas de monitorización, etc (Ver
Tabla 3).
Es necesario subrayar que los métodos de análisis y las normas que los contienen están
siendo continuamente modificados y actualizados. En consecuencia, los test vigentes se
deben localizar en la última versión de la norma correspondiente. Los límites de los tests
y su aplicabilidad en un determinado equipo deben buscarse en las mencionadas normas.
Hay que tener en cuenta que la diferente composición química de los líquidos alternativos
puede conducir al uso de diferentes métodos para la determinación del mismo parámetro.
Por ejemplo, los disolventes utilizados con el aceite mineral pueden ser diferentes a los
usados con los ésteres naturales. Además, los límites aceptables para los diferentes
parámetros cambiarán en función de las propiedades de cada líquido. Por ejemplo, los
límites de humedad en ésteres son mucho mayores que para el aceite mineral. Al decidir
sobre el estado de un líquido dieléctrico, es útil realizar tantas pruebas como sea posible.
La tendencia de los resultados obtenidos de esas pruebas durante un período de tiempo

determinado es una herramienta adicional para la toma de decisiones. Esto es cierto para
todos los líquidos dieléctricos, no sólo para el aceite mineral. Finalmente indicar que
actualmente no existe una norma IEC para el testeo de los ésteres naturales - está en
desarrollo. Se advierte al lector que consulte su disponibilidad-, por lo que las pruebas a
realizar sobre estos últimos dependen en gran medida de los procedimientos ASTM.

Métodos de reacondicionado y de recuperación de aceites
aislantes envejecidos en servicio.
Se denomina reacondicionamiento de aceite a la remoción de humedad y partículas
sólidas mediante operaciones mecánicas y recuperación del aceite a la eliminación de
contaminantes ácidos, coloides y productos de oxidación por medio de reacciones
químicas o adsorción superficial.
Reacondicionamiento
Si a causa del agua contenida, o de partículas sólidas en un aceite aislante, esta acusa un
descenso apreciable de la rigidez dieléctrica, debe procederse a la eliminación de la o las
mismas. El reacondicionamiento es un proceso que elimina por vía física las partículas
sólidas y disminuye el porcentaje de agua en el aceite.
Los medios físicos utilizados para la eliminación del agua y de partículas sólidas incluyen
varios tipos de filtrado, centrifugado y procesos de secado en vacío.
Uno de los sistemas es por calefacción directa, si no se utiliza el vacío, es aconsejable
limitar la temperatura a 60 grados centígrados, para ello se utiliza calefacción por medio
de resistencia o por insuflación de gases. El primer proceso es sencillo y eficaz pero de
larga duración, además si las resistencias superan la temperatura indicada se produce una
fuerte oxidación del aceite, si esta está en contacto con el aire. Se pierde una cantidad
apreciable de aceite por evaporación, y el resto adquiere una mayor viscosidad,
calentamiento debe prolongarse un largo tiempo hasta que se obtenga un secado
satisfactorio. Es un proceso de bajo costo pero con los inconvenientes antes descriptos.
El segundo método es similar al anterior, en este caso el calentamiento se realiza por
medio de gases, se corre el riesgo producir calentamientos locales, debido a la mala
conductividad térmica del aceite, produciendo descomposiciones que reducen la
estabilidad química de la misma.
Para mejorar las deficiencias de los métodos anteriores, se aplica el tratamiento del aceite
en vacío, lo que permite utilizar temperaturas mas elevadas. Sin embargo a las presiones
utilizadas, que van dese los 5 hasta los 100 Pa., con temperaturas que varían desde los 40
a 80 grados centígrados, conviene que la temperatura inicial no sea muy alta para evitar
las perdidas de fracciones livianas del aceite. Si hubiese una información del aceite a
tratar es conveniente no superar los 70 grados centígrados.
El tratamiento en vacío y a temperaturas elevadas puede causar la pérdida parcial de los
inhibidores de oxidación, que generalmente son más volátiles que el aceite mineral.
También se puede deshidratar el aceite por centrifugación, para lo cual se coloca el aceite
caliente, aproximadamente a 60 ° C., en un tambor giratorio, por lo que el agua y las
partículas sólidas que tienen mayor peso especifico que el aceite, se precipitan hacia la
superficie del tambor pudiéndose separar del aceite. Como la diferencia de pesos
específicos entre el agua y el aceite es muy pequeña, la centrifugación se debe realizar
por un periodo de tiempo prolongado, hasta que el aceite quede libre de impurezas.

Cuando se desea eliminar contaminantes sólidos o agua libre es conveniente realizar los
tratamientos a temperatura ambiente, y si se desea eliminar agua disuelta o en suspensión
los tratamientos son más eficientes si se realizan con el aceite en caliente y vacío
Para eliminar agentes contaminates o agua en suspensión se suele realizar un filtrado,
haciéndola pasar el aceite por sustancias hidroscopias tales como cloruro de calcio, y
luego por arena calcinada para eliminar casi en forma total el agua contenida en el
aislante, otra forma de deshidratar el aceite es hacerla circular por papel secante, es muy
costoso si se desean obtener buenos resultados, se debe tener la precaución porque existe
el riego de incorporar partículas fibrosas procedentes de la celulosa del papel.
El problema queda industrialmente resuelto, mediante el empleo de una membrana
filtrante, de un material especial, tratada con reactivos especiales y que actúan sobre el
aceite por capilaridad. La entrada de la membrana se somete a la acción de cargas
estáticas, si la pared del filtro tiene cargas estáticas del mismo signo que las partículas en
suspensión existentes en el seno del aceite que se esta filtrando, estas ultimas quedan
sometidas a una acción repelente y el liquido se clarifica.
También existen deshidratadores por vacío que además de reducir los contenidos de agua
permiten la desgasificación del aceite en forma eficaz. Existen dos tipos de
deshidratadores por vacío. Uno el aceite se efectúa por pulverización del aceite en una
cámara de vacío, y el otro caso el aceite se escurre por delgadas capas sobre una serie de
placas separadas ubicadas en zigzag dentro de una cámara de vacío. De esta manera se
logra una deshidratación del aceite, desgasificación y la eliminación de los ácidos más
volátiles.
Recuperación
Este proceso elimina tanto los agentes contaminantes, productos de oxidación, tanto
solubles como no solubles en el aceite. Se realiza por medios químicos y de absorción,
contacto, además de medios mecánicos, percolación, esto se consigue mediante el uso de
reactivos de manera que se produzca la absorción de las impurezas o de filtros de papel,
tierras filtrantes.
Cuando se utilizan tierras filtrantes, estas son arcillas naturales que poseen una alta
actividad superficial. Pueden ser utilizadas en forma natural (previo secado, molienda y
clasificación por tamaño) o puede ser calentada, lavada con agua, tratada con vapor de
agua o tratada con ácidos, de manera de activarlas y hacerlas mas eficientes. Estos
tratamientos mejoran las propiedades absorbentes del material pero lo encarecen. La
alúmina activada es un absorbente eficiente, es mecánicamente muy estable y puede ser
reactivada.

En general, la recuperación se hace de acuerdo a dos sistemas de trabajo:
a. Percolación: a través de tierra filtrante granulada o filtros de papel se logran
eliminar las partículas mas grandes cuyo tamaño nominal varia entre 1 y 10
micrómetro, Este método puede ser ejecutado por gravedad o presión para hacer
pasar el aceite a través del manto filtrante.
b. Por contacto: utiliza tierra filtrante finamente dividida y temperatura de
tratamiento relativamente elevada.
Percolación por Presión
El aceite es forzado a atravesar el elemento filtrante a través de una bomba. Las
instalaciones industriales varían en detalles mecánicos pero en todos los casos poseen un
recipiente donde se instala una bolsa o cartucho conteniendo el elemento filtrante, el
aceite se introduce desde el exterior y se la hace pasar por la bolsa o cartucho que debe
atravesar un determinado manto filtrante antes de abandonar la cámara de tratamiento.
Estas instalaciones pueden procesar grandes volúmenes de aceite en poco tiempo, esto se
logra con presiones de (400 KN/m2). Como generalmente el elemento filtrante es
pequeño con respecto al volumen de aceite que pasa, es necesario hacer frecuentes
cambios de los filtros.
Para asegurar la continuidad del proceso, se usan varios cartuchos o bolsas en paralelo y
provistos de un by-pass, de manera que cuando un filtro se encuentre muy contaminado
se pase al siguiente, para mantener una calidad uniforme del aceite recuperado.
La ventaja de este método es que el filtro es más chico, tiene la posibilidad de recuperar
mayor cantidad de aceite en igual tiempo que el método por gravedad, ya que se trabaja
a presión.
Este sistema es que se puede instalar sobre un camión o acoplado para ser utilizado
directamente sobre el transformador cuyo aceite necesite tratamiento. En algunos casos,
cuando los transformadores son de gran potencia y no se los pueden dejar fura por razones
de servicio, estos equipos permiten hacer el tratamiento sobre transformadores en
funcionamiento.

Percolación por Gravedad
En este caso el aceite es forzado a atravesar el manto de tierra filtrante por la presión
hidrostática de una columna de aceite de aproximadamente 5 m.
Un sistema típico de percolación por gravedad está constituido por tres tanques a
diferentes niveles. El tanque superior se utiliza como depósito del aceite deteriorado, el
intermedio como cámara de filtrado y el inferior como cámara de recepción del aceite
filtrado.
La producción de un equipo de percolación por gravedad no es de calidad uniforme ya
que comienza con un exceso de tratamiento y termina con aceite que ha atravesado el
manto agotado.
Para obtener un producto de calidad uniforme es necesario contar con un sistema de
mezclado en el tanque inferior. Mediante este método el aceite puede ser recuperado con
el grado de calidad que se desee. El rendimiento es 400 lts de aceite por m3 de manto
filtrante.
Es un método barato, no requiere mano de obra especializada, solo se debe cuidar que el
filtro no se sature

La elección de uno u otro método depende de cómo se encuentra distribuido el aceite a
ser tratado. Grandes volúmenes de aceite concentrado en una distancia pequeña que
permita un fácil traslado es más conveniente realizarlo por medio de la precolación por
gravedad, que requiere un mínimo de equipamiento menor mano de obra especializada.
Por el contrario si el aceite a tratar esta disperso en grandes distancia resulta más
conveniente y económico un equipo portátil de tratamiento por presión que pueda ser
utilizado sobre el mismo transformador, la ventaja que a la vez que se trata el aceite se
limpia el transformador de lodos e impurezas. En todos los casos es importante tener las
siguientes precauciones:
a. El aceite a recuperar no debe contener grandes cantidades de humedad para evitar
que se humedezca la tierra filtrante. El agua causa el taponamiento del manto
filtrante, que deberá ser descartado.
b. El aceite recuperado debe ser tratado (después de pasar por el manto filtrante) para
eliminar completamente la humedad. Esto es particularmente importante en el caso
de trabajar sobre un equipo ya que si no se puede incorporar humedad a la aislación
sólida del mismo.
Una indicación continua del contenido de agua del aceite que sale del filtro, es útil para
determina la eficiencia del proceso, cuando se utilizan filtros de papel se debe tener en
cuenta la calidad de los mismos de manera que no liberen fibras que puedan contaminar
el aceite.
Proceso por contacto:
Este proceso utiliza tierra filtrante finamente dividida (malla 200) y temperatura de
tratamiento relativamente elevada. Es un proceso eficiente y produce aceite de calidad
uniforme.

El aceite a recuperar se introduce en un recipiente mezclador, se agrega la cantidad de
tierra filtrante necesaria para obtener un producto de buena calidad. Se agita la mezcla y
se calienta durante 30 minutos a 100 grados centígrados, las partículas extrañas se
adhieren a la arcilla, pasado este proceso se la deja reposar, y se la filtra usando una bomba
para hacerlo fluir. Luego se hace un reacondicionamiento, se mezcla el aceite con agua y
se centrifuga (lavado del aceite)
El proceso no es continuo pero puede aplicarse sobre un transformador en servicio ya que
la operación tarda alrededor de 45 minutos.
Otros métodos de recuperación consisten realizar la mezcla del aceite con productos
químicos
Fosfato trisódico:
El método consiste en agitar una mezcla de aceite y solución de fosfato trisódico durante
1 hora a 80 °C. Luego se separa el fosfato, se lava el aceite con agua, se centrifuga y se
le agrega tierra filtrante para eliminar los restos de fosfato. Esta mezcla se agita durante
15 minutos y luego se deja sedimentar durante varias horas. Finalmente se filtra y se seca
Ácido sulfúrico-cal: implica el tratamiento del aceite con ácido sulfúrico concentrado (0,5
a 1% en peso), tratamiento con tierra filtrante y luego agregado de cal para neutralizar el
exceso de ácido. Finalmente el aceite debe ser secado y filtrado
Carbón activado silicato de sodio: Consta de los siguientes tratamientos:
a. tratamiento con 2% en peso de carbón activado.
b. mezclado con 30% en volumen de una solución al 2% de silicato de sodio.
c. tratamiento con 2% de tierra filtrante Durante todo el proceso el aceite se mantiene a
85 °C.
Agregado de inhibidor
El aceite aislante nuevo, contiene pequeñas cantidades de productos naturales que actúan
como inhibidores de oxidación. Estos compuestos naturales retardan la oxidación hasta
que son consumidos en el proceso normal de deterioro del aceite. Los procesos de
recuperación pueden restaurar a los aceites en sus características iniciales pero no pueden
regenerar los compuestos naturales que actúan como inhibidores de la oxidación. Por esta
razón es necesario el agregado de inhibidores al aceite recuperado. Para esto se utiliza 2,6
diter-butil-para-cresol también conocido como DBPC o BHT. Algunas ventajas de este
inhibidor son:
a) Es estable y efectivo a bajas concentraciones.
b) Se obtiene comercialmente con alto grado de pureza.
c) Es muy soluble en aceite pero insoluble en agua.
d) Los productos de oxidación del DBPC son solubles en el aceite y por lo tanto no
forman precipitaciones indeseables.
e) No es afectado por la luz.
f) Es insoluble en álcalis y no se elimina con los procesos normales de recuperación
de aceites que en los casos en que se filtre a través de tierra filtrante, se mantenga
la temperatura por debajo de los 60°C.

El agregado de DBPC puede hacerse directamente sobre el aceite recuperado. En este
caso es necesario calentar a 50 °C y proveer agitación para asegurar la perfecta disolución
del inhibidor.
También puede agregarse en forma de solución concentrada en aceite (solubilidad 30%
en peso) lo cual facilita la operación. El contenido final de inhibidores debe ser del 0,3%
en peso. (PDF)

Conclusiones
 Un material aislante polar está caracterizado por un desequilibrio permanente en
las cargas eléctricas dentro de cada molécula. En electrotecnia, este sistema de
cargas desequilibrada se denomina dipolo y tiende a girar en un campo eléctrico.
 La perforación en líquidos puros se produce probablemente, por un proceso de
ionización similar al de los gases. Los cambios de presión no ejercen
prácticamente ningún efecto, pero el aumento de temperatura disminuye la
resistencia a la perforación.
 La rigidez dieléctrica disminuye con el tiempo debido a la contaminación del
aceite

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