Instituto Politécnico Nacional
Unidad Profesional Interdisciplinaria en Ingeniería y Tecnologías Avanzadas
Sección de Estudios de Posgrado e Investigación
TESIS
Técnicas termo-ópticas aplicadas a la evaluación del deterioro de aceites dieléctricos minerales
Que para obtener el grado de
Maestro En Tecnología Avanzada
P R E S E N T A:
Andrés Marín Serrano
Directores de tesis
:Dr. Primo Alberto Calva Chavarría Dr. José Abraham Balderas López
Ciudad de México, 2017
Agradecimientos
A mis padres, hermanos y amigos que con su apoyo incondicional y afecto me han acompañado en grandioso camino recorrido; especialmente a mi mamá por sus consejos y amor incondicional.
Al Glorioso Instituto Politécnico Nacional por acogerme bajo su magnificencia y permitirme ser uno de sus hijos, confiándome el honor de engrandecer su nombre por doquier.
A la ESIME Zacatenco, mi Alma Máter por entregarme el fuego de conocimiento permitiéndome portarlo con ética y responsabilidad en la persecución del éxito personal y profesional.
A mis asesores el Dr. Primo Alberto Calva Chavarría y el Dr. José Abraham Balderas López por compartirme sus consejos, enseñanzas y experiencias las cuales enriquecieron el aporte tecnológico que representa éste trabajo
Al Dr. Roberto Liñán García de la gerencia de Equipos Eléctricos del INEEL, por su valiosa colaboración en la construcción de este proyecto.
A mis compañeros de la maestría y del INEEL por permitirme ser parte de sus vidas, por sus consejos, pero sobre todo por su amistad.
A todos y cada uno de ustedes, GRACIAS pues forman parte importante de mi crecimiento personal y profesional.
Dedicatoria
:
¡Gracias por el empujoncito que hacía falta para iniciar esta aventura!
Contenido Pág.
Resumen... 1
Abstract... 2
Objetivos ... 3
Justificación ... 4
Introducción... 5
Capítulo 1. Evaluación del deterioro del aceite ... 6
1.1 Clasificación funcional de las propiedades del aceite 1.2 Técnicas convencionales 1.3 Técnicas no convencionales Capítulo 2. Parámetros de correlación... 17
2.1 Análisis de gases disueltos 2.2 Número de neutralización 2.3 Difusividad térmica 2.4 Absorción óptica Capítulo 3. Arreglos experimentales ... 39
3.1 Deterioro térmico del aceite 3.2 Extracción de Muestras 3.3 Parámetros convencionales 3.4 Parámetros no convencionales Capítulo 4. Análisis de resultados... 54
4.1 Resultados 4.2 Análisis de resultados Conclusiones ... 73
Perspectivas ... 74
Glosario de términos ... 76
Referencias... 77
Apéndice... 81
Anexos ... 84
Índice de figuras
Figura Pág.
1.1 Clasificación funcional de las propiedades del aceite………... 7
1.2 Estructura química de la celulosa………. 13
1.3 Comparación de las curvas de absorbancia de cuatro tipos de muestras de aceite.………... 15
2.1 Esquema básico de un cromatógrafo de gases……….………. 19
2.2 Diagrama esquemático del monitor en línea de hidrógeno………... 20
2.3 Detalle de construcción de los sistemas de PAS………..………. 21
2.4 Absorbancia de los gases de falla………..……… 22
2.5 Grados internos de libertad involucrados en el transporte de calor en un líquido.……… 25
2.6 Representación esquemática del modelo fotopiroeléctrico unidimensional de cuatro capas………… 26
2.7 Arreglo esquemático para la obtención de la difusividad térmica……… 29
2.8 Pérdidas por dispersión y reflexión………... 30
2.9 Representación esquemática del modelo fotoacústico unidimensional de dos capas………... 33
2.10 Esquema del arreglo experimental para obtener a 405 nm……… 35
2.11 Esquema del arreglo experimental para obtener a 1310 nm………. 38
3.1 Cuba de envejecimiento……… 40
3.2 Alineación de bobina……… 41
3.3 Ingreso de las bobinas a la cavidad del autoclave………. 41
3.4 Retiro de bobinas impregnadas de aceite mineral nuevo……….. 42
3.5 Instalación del sistema de circulación de aceite……….………... 42
3.6 Llenado de cubas de envejecimiento……….……… 43
3.7 Llenado con nitrógeno seco a 4 PSIG……….……….. 43
3.8 Propagación de calor a través del aceite……….………... 44
3.9 Curvas de temperatura de bobina y aceite de los arreglos 1 y 2….………... 44
3.10 Esquema experimental de sistema de deterioro del sistema papel-aceite en el laboratorio de Transformadores del INEEL……….……….………... 45
3.11 Coloración del aceite a: A) 0 horas; B) 2400 horas de deterioro ………... 46
3.12 Extracción de muestras……….………. 47
3.13 Analizador de gases disueltos por espectroscopía fotoacústica modelo Transport X……….. 48
3.14 Sistema fotopiroeléctrico para la obtención de la difusividad térmica ………. 50
3.15 Ajuste lineal, pendiente y difusividad térmica de la muestra de 2000 horas………. 51
3.16 Sistema fotoacústico para determinar ß a 405 nm……….……… 51
3.17 Pendientes de ajuste lineal para muestras de aceite con envejecimiento………... 52
3.18 Sistema fotopiroeléctrico para determinar ß a 1310 nm……….……….. 52
3.19 Pendiente de ajuste lineal y valor de ß1310 nmde la muestra con 2,000 horas de deterioro……… 53
4.1 Concentraciones de dióxido de carbono (GC Vs PAS)……… ……….. 58
4.2 Concentraciones de monóxido de carbono (GC Vs PAS)……….……….. 58
4.3 Concentraciones de hidrógeno (GC Vs PAS)……….………... 59
4.4 Concentraciones de metano (GC Vs PAS)……….………... 59
4.5 Concentraciones de etileno (GC Vs PAS)……… 60
4.6 Concentraciones de etano (GC Vs PAS)……….………... 60
4.7 Concentraciones de acetileno (GC Vs PAS)……….……… 60
4.8 Comparativa de gases obtenidos de una muestra con 700 horas de deterioro……….. 61
4.9 Incremento progresivo del número de neutralización………... 62
4.10 Difusividades térmicas del aceite………... 62
4.11 Coeficientes de absorción óptica a 405 nm del aceite……….. 63
4.12 Coeficientes de absorción óptica a 1310 nm del aceite………. 63
4.13 Número de neutralización Vs Difusividad térmica………... 65
4.14 Comportamiento del incremento del NN y la difusividad térmica……… 65
4.15 Contenido de agua presente en las muestras de aceite……….. 66
Figura Pág.
4.16 Número de neutralización contra ß a 405 nm……… 67
4.17 Efecto del envejecimiento del aceite en su acidez y absorbancia en el espectro visible…………... 67
4.18 Efecto de la concentración de CO2en la absorción óptica a 1310 nm………... 68
4.19 Efecto de la concentración de CO en la absorción óptica a 1310 nm………... 68
4.20 Efecto de la concentración de CH4en la absorción óptica a 1310 nm………... 69
4.21 Efecto de la concentración de C2H6en la absorción óptica a 1310 nm………. 69
4.22 Efecto de la concentración de C2H4en la absorción óptica a 1310 nm………. 69
4.23 Efecto de la concentración de C2H2en la absorción óptica a 1310 nm………. 69
4.24 Efecto de la concentración de H2en la absorción óptica a 1310 nm………. 69
4.25 Correlación entre CO y ß a 1310 nm (PAS)………. 70
4.26 Correlación entre CO y ß a 1310 nm (GC)……….. 70
4.27 Efecto del deterioro del aceite en el coeficiente la absorción óptica a 1310 nm………... 70
1a Caratula del lectura del medidor de temperatura y humedad Vaisala………... 81
1b Identificación del punto de rocío y su respectivo valor de temperatura……… 81
1c Conversión del punto de rocío a presión de vapor……… 82
1d Gráfico de equilibrio de humedad………. 83
A.1 Certificado de analisis de calidad del aceite dielectrico mineral usado en el deterioro del sistema papel-aceite……… 84
A.2 Informe de resultados de la determinación de los gases disueltos por el laboratorio X……… 84
A.3 Informe de resultados de la determinación de los gases disueltos por el laboratorio……… 85
A.4 Resultados de la determinación de los gases disueltos por la PAS para cuatro muestras diferentes… 85 A.5 Informe de la determinación de la acidez del aceite para las muestras de 1600 a 2400 horas……….. 86
Índice de tablas Tabla Pág. 1.1 Condición del aceite en función de su color………..……….. 8
1.2 Categorías de gases clave y tipo de falla representativa.……….……… 11
2.1 Comparativa de técnicas de medición de gases disueltos……….…… 22
2.2 Términos y símbolos utilizados en las medidas de absorción……….. 30
2.3 Características de algunos cromóforos comunes………..……… 32
2.4 Regiones del espectro infrarrojo……… 36
3.1 Volumen de muestreo………..………..……… 46
3.2 Muestreo para DGA.………..……… 47
4.1 Concentraciones de gases disueltos obtenidos por GC & PAS del envejecimiento progresivo del aceite……..……… 56
4.2 Números de neutralización del envejecimiento progresivo del aceite……….. 57
4.3 Difusividades térmicas del envejecimiento progresivo del aceite……… 57
4.4 Coeficientes de absorción óptica a 405y 1310 nm del envejecimiento progresivo del aceite…….. 57
4.5 Efecto del envejecimiento térmico en la tensión de ruptura de aceite……….. 71
4.6 Efecto de deterioro del aceite en sus propiedades físicas, químicas y dieléctricas………... 72
Resumen
En esta tesis se reportan los resultados del estudio sobre la factibilidad de utilizar la difusividad térmica y los coeficientes de absorción ópticos a 405 y 1,310 nm como indicadores del deterioro de aceites dieléctricos minerales, para lo cual dichas propiedades fueron medidas empleando técnicas fotopiroeléctricas (PPE) y fotoacústicas (PA), respectivamente. El deterioro del aceite fue llevado a cabo en una cuba experimental diseñada para simular condiciones de sobrecarga de un transformador de mediana potencia. Para validar la correlación de los parámetros termo-ópticos con la degradación del aceite, se compararon los comportamientos de éstos con indicadores convencionales que evidencian el deterioro del fluido dieléctrico, como son el número de neutralización y el contenido de gases disueltos en función de un tiempo de envejecimiento de 2,400 horas.
De acuerdo con los resultados experimentales se determinó que tanto la difusividad térmica medida con una técnica PPE, como el coeficiente de absorción óptico a 405 nm obtenido por una técnica PA, tienen la capacidad de ser aplicables en la evaluación del deterioro de las propiedades fisicoquímicas y dieléctricas de los aceites minerales en servicio.
Por su parte, la determinación del coeficiente de absorción óptico a 1,310 nm medido por una técnica PPE, posee la cualidad de detectar concentraciones de monóxido de carbono disuelto en el aceite, con la ventaja de no requerir la separación de las fases líquida y gaseosa. Esto se traduce en que esta técnica tiene la capacidad de diagnosticar la condición crítica que representa la degradación del papel en los transformadores inmersos en aceite.
Por lo tanto, las técnicas fotoacústicas y fotopiroeléctricas utilizadas en este trabajo son aplicables a la evaluación del deterioro del aceite dieléctrico mineral, así como en la detección de CO disuelto, según sea el caso. Esto se traduce en que estas propiedades termo-ópticas son potencialmente auxiliares y complementarías en el diagnóstico de las condiciones operativas de los transformadores de potencia.
Palabras clave: Aceite mineral, degradación térmica, difusividad térmica, coeficiente de absorción óptico, técnica fotoacústica, técnica fotopiroeléctrica,
Abstract
In this thesis, the results of a study on the feasibility of using thermal diffusivity and optical absorption coefficients at 405 and 1310 nm as mineral oil aging indicators are reported. These thermo-optical properties were measured using photopyroelectric (PPE) and photoacoustic (PA) techniques, respectively. The oil deterioration was carried out in an experimental vessel designed to simulate a medium power transformer overload condition. In order to validate the correlation between thermo-optical properties and oil aging, the behaviors between the latter’s and conventional physicochemical properties, such as acidity and dissolved gases content were compared as function of a 2,400 hours aging.
According to the experimental results, it was determined that both, the thermal diffusivity measured with a PPE technique and the optical absorption coefficient at 405 nm obtained by a PA technique are be able to evaluate the physicochemical and insulating deterioration properties of mineral oils in service.
The determination of the optical absorption coefficient at 1,310 nm measured by a PPE technique are able to detect dissolved carbon monoxide concentrations in the oil, with the advantage of not requiring a liquid-gaseous phase separation. This means that this technique is potentially capable of performing a diagnosis of the critical condition that implies the paper degradation in oil-immersed transformers.
Therefore, the PPE and PA techniques used in this work are applicable to achieve the assessment of the mineral insulating oil aging, as well as in the detection of dissolved CO, in its respectively cases. This means that these thermo-optical properties have the potential to be auxiliary and complementary in the diagnosis of the operating conditions of the power transformers.
Key words: Mineral insulating oil, thermal aging, thermal diffusivity, optical absorption coefficient, photoacoustic technique, photopyroelectric technique
Objetivos
Objetivo general
• Evaluar la factibilidad de utilizar la difusividad térmica y los coeficientes de absorción ópticos, a longitudes de onda seleccionadas, como indicadores del deterioro progresivo un sistema de aislamiento papel-aceite dieléctrico mineral
Objetivos particulares
• Someter un sistema de aislamiento papel-aceite a un deterioro controlado simulando condiciones de sobrecarga de un transformador de mediana potencia
• Medir los coeficientes de absorción óptica de las muestras de aceite a 405 nm y 1310 nm
• Medir las difusividades térmicas de las muestras de aceite
• Determinar los gases disueltos y los valores de acidez de las muestras de aceite
• Establecer posibles correlaciones entre las propiedades termo-ópticas mencionadas y los parámetros convencionales en función del grado de envejecimiento del aceite mineral
• Establecer posibles correlaciones entre la propiedad óptica a 1310 nm y el contenido de gases disueltos en el aceite
Justificación
Los transformadores de potencia juegan un rol crítico en las redes eléctricas debido a que la falla franca de estos dispositivos representa una pérdida enorme de recursos económicos y materiales [1].
La confiablidad de estos equipos depende de la integridad de su sistema de aislamiento eléctrico interno, el cual se constituye de una combinación de papel-aceite. El monitoreo de la condición de los materiales que conforman este aislamiento es útil para detectar las fallas incipientes las cuales, si se desarrollan lo suficiente, provocan el colapso del transformador. Entre los métodos utilizados para este fin se encuentran: el análisis de gases disueltos, la determinación de propiedades fisicoquímicas y dieléctricas del aceite, así como la medición de su contenido de furfural. Estos métodos, (además de considerarse como convencionales debido a su carácter normalizado) constituyen una herramienta valiosa en el diagnóstico de las anomalías presentes en este tipo de dispositivos [2]. Adicionalmente existen técnicas más recientes para evaluar la condición del aislamiento a partir de la determinación de los espectros de absorción de los aceites en función de su nivel de deterioro entre las cuales destacan las espectroscopías ultravioleta-visible (UV-Vis) así como la espectroscopía infrarroja con Transformada de Fourier (FTIR).
Sin embargo, aunque estos métodos son útiles para estimar el tiempo de utilidad del sistema de aislamiento, aún no se cuenta con un conjunto completo de métodos que permitan un diagnóstico certero y definitivo de la condición operativa y la expectativa de vida de estos dispositivos de gran importancia en la industria eléctrica. Entonces, la búsqueda y validación de nuevos métodos de diagnóstico se hace imprescindible a fin de proveer de un conjunto más completo de propiedades físicas o químicas que se puedan correlacionarse con el grado de deterioro de este aislamiento.
Alternativamente, las técnicas termo-ópticas fundamentadas en fenómenos fotoacústicos y fotopiroeléctricos, se han utilizado ampliamente en diversos campos de la ciencia y la técnica para la medición de propiedades térmicas y ópticas de líquidos y sólidos, presentando gran precisión en la medición de estas propiedades. En las etapas tempranas de la presente investigación se han empleado las técnicas antes mencionadas para intentar determinar el nivel de deterioro de aceites minerales obtenidos por la aplicación de descargas con tensión de impulso en polaridad negativa (64-124 kV) y corriente alterna (25-32 kV); observando cierta variación de los coeficientes de absorción ópticos así como de los valores de difusividad térmica en función del nivel de degradación. Sin embargo, no había sido posible simular las condiciones reales a las que se presenta el deterioro del sistema de aislamiento papel-aceite en los transformadores de potencia.
Es por lo anterior, que en el presente trabajo se evalúa la factibilidad de utilizar las técnicas de caracterización termo-óptica mencionadas en la determinación del nivel de deterioro de un sistema papel-aceite bajo las condiciones de simulación propias de la sobrecarga de un transformador de mediana potencia.
Introducción
Debido a su función en el transformador, el sistema papel-aceite está constantemente expuesto a esfuerzos térmicos y eléctricos, los cuales provocan el deterioro de sus propiedades estructurales en función de la intensidad de estos. Dicho deterioro resulta en la merma de su capacidad para resistir los incrementos en la intensidad de los esfuerzos antes mencionados, consecuentemente se incrementa la probabilidad de que el equipo presente una falla catastrófica. Es por ello que a través de décadas se ha desarrollado una amplia variedad de métodos y técnicas para evaluar el deterioro del aislamiento interno de estos dispositivos mediante la determinación de sus propiedades físicas, químicas y dieléctricas.
La mayoría de estas técnicas y métodos de prueba son aplicadas al aceite debido que, a diferencia del papel, estos ensayos no son invasivos ni destructivos además de que en algunos casos pueden ser aplicados para el monitoreo en línea. Entre los métodos para evaluar la calidad del aceite se encuentran técnicas convencionales, las cuales se basan en la determinación de sus propiedades fisicoquímicas y dieléctricas. Por su parte, la evaluación del deterioro de papel a través del aceite se realiza mediante de medición del contenido de furfural, así como de las concentraciones de los gases de CO y CO2 disueltos en el aceite. Por otro lado, las técnicas de espectrometría de absorción de radiación tales como la espectroscopía UV-Vis, FTIR y la espectroscopía fotoacústica (PAS) han presentado buenos resultados en la identificación y cuantificación de las especies químicas que se generan como resultado del deterioro en el aceite.
En este trabajo se presenta un estudio sobre la factibilidad de utilizar técnicas fototérmicas para la caracterización termo-óptica de los aceites minerales en función de su deterioro. Para este fin, se propone utilizar la técnica fotoacústica para medir coeficientes de absorción ópticos en el visible (405 nm), y la fotopiroeléctrica para medir difusividad térmica y coeficiente de absorción óptico en el espectro infrarrojo cercano (1,310 nm). Con fines de validación de las técnicas antes mencionadas, se propone establecer posibles correlaciones con parámetros fisicoquímicos de uso cotidiano en esta área, tales como el número de neutralización y el contenido de gases disueltos.
Capítulo 1.
Evaluación del
deterioro del
aceite
1.1 Clasificación funcional de las propiedades del aceite
La evaluación de la condición del sistema de aislamiento papel-aceite involucra técnicas y métodos de diagnóstico basados en parámetros fisicoquímicos y dieléctricos, en su mayoría obtenidos mediante el análisis del aceite. En la actualidad, las técnicas empleadas incluyen métodos modernos, así como técnicas convencionales mejoradas, las cuales permiten extracción de información acerca de la condición del aislamiento [3]. En la figura 1.1 se muestra la clasificación de las técnicas y métodos aplicados en la evaluación del aislamiento a partir de las propiedades del aceite, la mayoría de estas se encuentran reguladas por normatividades establecidas por la ASTM1.
Figura 1.1 Clasificación funcional de las propiedades del aceite [3]
Las propiedades fisicoquímicas y dieléctricas son importantes para determinar la condición del sistema de aislamiento, sin embargo, este trabajo se enfoca a considerar las técnicas y métodos de diagnóstico que involucran principalmente las propiedades fisicoquímicas. Es por ello que en este capítulo, se resumen las más relevantes, tanto las tradicionales como las más modernas.
American Society for Testing and Materials
1.2 Técnicas convencionales
Análisis visual/Color
El análisis visual del aceite es un método cualitativo basado en la comparación de la coloración del aceite con una gama de colores normalizada [4, 5]. La variedad de colores que llega a adquirir el aceite depende de la concentración y el tipo de especies químicas generadas durante su vida en operación y que presentan grupos funcionales que absorben radiación en el espectro visible. El color del aceite nuevo suele usarse como indicador del grado de refinado. Por otro lado, el incremento del número de color en aceites en servicio es indicador de contaminación, deterioro o ambos; la causa más común del oscurecimiento del aceite es la oxidación. En la tabla 1.1 se muestra la relación del color del aceite con su condición con base en la normatividad correspondiente2
Tabla 1.1 Condición del aceite en función de su color [6].
Número de color
comparador Color ASTM Condición del aceite
0.0-0.5 Transparente Buen aceite
0.5-1.0 Amarillo pálido Condición regular
1.0-2.5 Amarillo Aceite en servicio
2.5-4.0 Amarillo brillante Condición marginal
4.0-5.5 Ámbar Aceite en mal estado
5.5-7.0 Marrón Condición severa
7.0-8.5 Marrón Obscuro Condición extrema
Conteo de partículas
Se sabe que la presencia de partículas suspendidas genera efectos negativos en la rigidez dieléctrica de los aceites aislantes [7]. Además se ha reportado que la humedad en combinación con las partículas suspendidas, reduce significativamente la tensión de ruptura del aceite, así mismo incrementa el riesgo de aparición de fenómenos como: la electrificación electrostática, descargas parciales y tracking [8]. Las partículas más perjudiciales son las partículas conductoras, entre las cuales se encuentran las metálicas y su identificación y cuantificación constituye un procedimiento importante en el monitoreo de la condición de los equipos inmersos en aceites minerales.
ASTM D1524-15 Standard Test Method for Visual Examination of Used Electrical Insulating Liquids in the Field
Existen diversos métodos para contar y caracterizar las partículas morfométricamente, sin embargo, los contadores automáticos de partículas que emplean la extinción de luz, son los de mayor uso en el análisis de hidrocarburos y lubricantes [3]. Para aceites dieléctricos minerales, las mediciones deben hacerse empleando normatividades tales como la ASTM D-6786 o la IEC3 60970.
Contenido de inhibidores
Aunque los aceites aislantes minerales son refinados cuidadosamente y ello les confiere la estabilidad necesaria para hacer frente a los esfuerzos térmicos, eléctricos y/o químicos, la mayoría de éstos contienen una pequeña cantidad de hidrocarburos inestables, los cuales representan un punto débil en el desempeño del aceite. Estos hidrocarburos son más vulnerables a la característica electronegativa del oxígeno [9]. Debido a ello, la oxidación del líquido se ve influenciada por factores como la presencia de oxígeno y cobre, aunado a los incrementos excesivos y prolongados de temperatura. Las reacciones provocadas por estos factores, favorecen la formación de hidroperóxidos y ácidos, los cuales tienden a oscurecer el aceite. Por lo que estas impurezas merman la propiedad del aceite para resistir los esfuerzos ya mencionados.
Para reducir el impacto del oxígeno e incrementar la estabilidad del aceite frente a la oxidación, se incorporan inhibidores sintéticos (DBPC4y DBP5). Mientras estos se encuentren actuando en el aceite este conservará su estabilidad. Sin embargo, como consecuencia del envejecimiento del aceite aunado a la presencia de sobre-esfuerzos térmicos, la disminución de su contenido de inhibidores se hará presente, incrementando nuevamente con ello la oxidación de éste. Es por ello que la determinación de la concentración de inhibidores representa un factor importante para lograr que el aceite mantenga su estabilidad con el fin de incrementar su tiempo de vida útil, además de que la cuantificación de estos compuestos funge como indicador del nivel de deterioro del aceite.
La medición de éstos compuestos debe realizarse de acuerdo con la normatividad IEC 60666.
Determinación de la humedad del aceite
La presencia de humedad en el sistema papel-aceite juega un rol crítico en la vida del transformador, ya que cada vez que el contenido de humedad en el aislamiento sólido se duplica, la vida del aislamiento se reduce a la mitad [10]. Uno de los métodos más empleados y con la precisión necesaria para determinar pequeñas cantidades de humedad (del orden de 1-2 ppm) es la técnica de valoración de Karl Fischer (KF). Sin embargo, cuando las moléculas de agua se encuentran enlazadas con otras especies químicas, este método carece de la capacidad para detectarlas. En estos casos, el método de KF puede sobrestimar el contenido de agua debido a que
International Electrotechnical Commission DBPC:2,6-di-terc-butil-paracresol DBP: 2,6-di-terc-butil-fenol
el yodo puede reaccionar con peróxidos, ácidos y otras impurezas que puedan resultar de la degradación del aceite [11]. Por estas limitantes este método carece de la precisión adecuada para el análisis de humedad para el caso de aceites envejecidos, donde los contaminantes acumulados son capaces de formar enlaces con el agua [12].
La migración de la humedad entre el aceite y el papel es un fenómeno complejo y dinámico que depende estrechamente de la temperatura, por lo que fue desarrollado un método para evaluar la humedad en el aceite en equipos inmersos en dicho fluido, basado en el concepto de la actividad del “agua en el papel” [13]. Con base en lo anterior, se desarrollaron sondas capacitivas empleadas para determinar la humedad relativa en la saturación. Estas sondas tienen la ventaja de usarse en aplicaciones in situ y en línea, además de evitar errores por muestreo, transporte y ser indiferentes a la interacción con diferentes tipos de aceites [14].
Análisis de gases disueltos (DGA)
Durante el transcurso de su vida útil, el sistema de aislamiento sufre un proceso de decaimiento debido a que se encuentra sometido a los efectos de diferentes esfuerzos, lo cual provoca la generación de gases disueltos en el aceite. La identificación de estos gases es bastante útil en la determinación de fallas incipientes. Los gases que son considerados para este fin son: hidrógeno, dióxido y monóxido de carbono, metano, etano, etileno, acetileno, y en algunos casos propano y propileno. La generación de gases es producida por la disociación de las moléculas de hidrocarburos y del papel debido a los esfuerzos térmicos y eléctricos.
Por otro lado, el análisis de gases disueltos ha sido usado como herramienta de diagnóstico universal para evaluar las condiciones del transformador de potencia. Sin embargo, con el tiempo se han detectado algunos inconvenientes, los cuales han sido indicados por el IEEE6 en el documento Std. C57.104 [15]. En el listado siguiente se enuncian algunos de los puntos más relevantes, traducidos literalmente de los documentos originales.
• “Se han establecido muchas técnicas para la detección y medición de los gases, sin embargo, es necesario resaltar que el análisis de estos gases y la interpretación de su significado en este momento no es una ciencia sino un arte sujeto a la variabilidad”
• “El resultado de varias rondas de pruebas ASTM indican que los procedimientos analíticos para el análisis de los gases poseen dificultades, carecen de precisión y pueden ser bastante inexactos especialmente entre laboratorios”
• “Sin embargo, el operador debe ser consciente de que, aunque la teorización de la formación de gases tiene una base técnica firme, la interpretación de los datos
6Institute of Electrical and Electronics Engineers
en términos de la causa o causas específicas, no es una ciencia exacta sino que es el resultado de la evidencia empírica de la cual surgieron las reglas para la interpretación”
En general, los gases clave característicos de cada tipo de falla se presentan disueltos en el aceite en cierta medida, por lo que la concentración de éstos y el tipo de falla estan relacionados directamente. En la tabla 1.2 se muestran dicha correspondencia.
Entre los métodos utilizados para establecer las correlaciones antes mencionadas se encuentran los métodos de: IEC, Rogers, el triángulo de Duval y él de los gases clave [16]. Para evitar interpretaciones erróneas, los métodos anteriores se suelen aplicar de manera simultánea a fin de complementarse uno con el otro. Debido a lo anterior, en el 2014 fue propuesto el pentágono de Duval, el cual considera la influencia conjunta de cinco de los gases clave (metano-CH4, etileno- C2H4, acetileno-C2H2, etano-C2H6e hidrógeno H2) [17].
Tabla 1.2 Categorías de gases clave y tipo de falla representativa
Gases Clave Tipo de falla
Metano, Etano, Etileno y pequeñas cantidades de Acetileno
Sobre-esfuerzos térmicos que involucran al aceite
Hidrógeno, Metano y pequeñas cantidades de
Acetileno y Etano Descargas parciales
Hidrógeno, Acetileno y Etileno Arco eléctrico sostenido
Dióxido y Monóxido de carbono Sobre-esfuerzos térmicos que involucran al
papel
A pesar de la vasta información reportada de las investigaciones más recientes, las técnicas de análisis de gases disueltos aun necesitan mejoras significativas para lograr un diagnóstico más preciso. Debido a que estas técnicas se basan más la evidencia empírica que en una formulación científica, se han propuesto métodos de diagnósticos mediante la incorporación de inteligencia artificial para reducir el riesgo de una interpretación errónea además de incrementar la precisión de los mismos.
Número de neutralización (NN)
El número de neutralización o acidez es una medición cuantitativa de la cantidad de componentes ácidos presentes en el aceite. Este índice se determina por la cantidad de hidróxido de potasio (KOH) necesario para neutralizar el ácido contenido en un gramo de aceite. El número de neutralización mide los ácidos orgánicos fuertes y débiles, además de los inorgánicos presentes en el aceite. La acidez presenta una relación proporcional con la oxidación del aceite por lo que al incrementarse ésta, la oxidación también lo hará. Esto se debe al incremento de los grupos polares, principalmente los ácidos orgánicos presentes en el aceite. En aceites nuevos, el contenido de
ácidos es prácticamente nulo. Sin embargo, en los aceites usados, un número de neutralización elevado indica que el aceite presenta un nivel de oxidación avanzado o bien, que este puede encontrarse contaminado por materiales como barniz, pintura, etc. Entonces, el parámetro de acidez es considerado como una herramienta de diagnóstico, ya que funge como indicador de la nitración, oxidación y contaminación del aceite por lo que este parámetro debe determinarse por alguna de las normatividades ASTM aplicables (D974 o D644). En el momento que el aceite alcanza un número de neutralización mayor a 0.2 mg KOH/g se recomienda que éste sea regenerado o reemplazado, ya que de lo contrario el efecto corrosivo de los ácidos podría afectar partes vitales del transformador [18].
Tensión interfacial
Así como el número de neutralización, la tensión interfacial es un indicador usado para identificar el proceso de degradación del aceite aislante. Este parámetro se expresa en las dinas por centímetro necesarios para romper un anillo de alambre pequeño a una distancia de un centímetro a través de la interfase agua-aceite [19]. Cuando ciertos contaminantes como espumas, pinturas, barnices y productos de oxidación se encuentran presentes en el aceite, la fuerza pelicular del aceite se debilita, por lo cual se requiere menor fuerza para producir la ruptura y de aquí que la tensión interfacial del aceite se reduzca.
Los aceites en buenas condiciones poseen una tensión interfacial de entre 40 y 50 dinas por centímetro (dinas/cm). Cuando el aceite comienza a registrar una tensión interfacial de 25 dinas/cm es recomendable aplicar un proceso de reacondicionamiento con el fin de prevenir la generación de lodos, ya que de lo contrario estos corren el riesgo de acumularse en los devanados, aislamientos, superficies de enfriamiento, etc., con lo que los problemas térmicos comienzan a hacerse presentes en los equipos. Debido a lo anterior, el valor de la tensión interfacial es empleado como indicador del deterioro de las propiedades fisicoquímicas del aceite y su determinación debe realizarse empleando la normatividad ASTM D971.
Evaluación de la degradación del papel
Debido a que en la practica el monitoreo directo de las condiciones del papel es un método invasivo, se emplean técnicas indirectas basadas en el análisis del aceite para evaluar su condición.
El papel dieléctrico se fabrica usando el proceso kraft empleando la pulpa de madera como materia prima. Éste generalmente contiene 90% de celulosa, 7% de hemicelulosa y 3% de lignina. La celulosa es un polímero lineal constituido por unidades de anidro D-glucopiranosa la cual se mantiene unida en el primer y cuarto átomo de carbono mediante enlaces glicosídicos (ver figura 1.2) [20].
Figura 1.2 Estructura química de la celulosa
Los módulos de monómeros se combinan para lograr cadenas largas, las cuales al repetirse constituyen la estructura del papel dieléctrico; el número de unidades monoméricas en un polímero es conocido como grado de polimerización (GP). En la manufactura del papel, este valor promedio está entre 1,000 y 1,300. La tensión mecánica del papel se mantiene constante entre 1,000 y 500, sin embargo, por debajo de un GP de 500 la resistencia mecánica disminuye de manera lineal [3].
La medición directa del grado de polimerización como técnica de evaluación de la condición del aislamiento sólido es excepcional. Sin embargo, este método posee la complicación principal de que la extracción de muestras requiere de acceso al conjunto interno del transformador. Debido a ello se emplean técnicas indirectas de análisis del aceite que ofrezcan la mejor información en relación al deterioro del papel. Los métodos indirectos con mayor investigación se basan en el análisis de las concentraciones de CO y CO2[21], y en la detección de compuestos furánicos como indicador del envejecimiento del papel [22]. Sin embargo existen limitaciones reportadas en la medición de los compuestos furánicos y debido a ello se han explorado parámetros alternativos que evidencien con mayor precisión la degradación del papel, entre éstos el análisis de metanol es el más prometedor debido a su estabilidad a diferentes temperaturas [23].
Propiedades de transporte térmico
Entre las propiedades clave con respecto a la transferencia de calor se encuentran: el punto de escurrimiento, la viscosidad, el calor específico, la densidad relativa y la conductividad térmica [24]. Estas propiedades de transporte térmico del aceite pueden verse afectadas por factores como la oxidación, la formación de carbón y óxidos insolubles [25]. Los contaminantes como el agua, el aire y mezclas de aceite pueden empeorar el desempeño de las propiedades de transporte térmico. Debido a la conjunción de los fenómenos anteriores, se suelen producir contaminantes, los cuales se depositan en los aislamientos sólidos y otros componentes causando el bloqueo de los conductos por los que fluye el aceite provocando el sobrecalentamiento del sistema. Es por lo anterior que estas propiedades de transporte térmico son, de cierta manera, indicativas del deterioro del aceite.
1.3 Técnicas no convencionales
Espectroscopia Infrarroja por Transformada de Fourier
La espectroscopía por transformada de Fourier (FTIR) es considerada como una herramienta para el monitoreo de la calidad de aceites y lubricantes debido a que es capaz de identificar los compuestos y grupos funcionales que conforman este tipo de sustancias y los subproductos generados como consecuencia del deterioro de las mismas. La facilidad con la que se identifican dichos componentes radica en que muchos de éstos poseen bandas de absorción en la región infrarroja del espectro, especialmente en la zona del infrarrojo medio (4,000 a 200 cm-1).
Generalmente, en la espectroscopia infrarroja (IR) se emplea la radiación generada por una barra eléctricamente calentada al rojo vivo. Ésta pasa a través de una muestra, la cual, dependiendo de su composición química, absorbe la radicación a números de onda específicos, los cuales coinciden con frecuencias de oscilación de enlaces en la molécula. Posteriormente, se obtiene un espectro de absorbancia o transmitancia mediante el uso de un algoritmo computacional llamado transformada rápida de Fourier.
El aceite dieléctrico se constituye de una compleja mezcla de hidrocarburos, predominantemente, parafínicos y nafténicos. Estos carecen naturalmente de la capacidad de conducir corriente o de solubilizar agua. El incremento de dicha conductividad eléctrica del aceite se debe a cambios en su composición molecular producidos por el deterioro del líquido. Esto resulta en la generación de subproductos que modifican su propiedad dieléctrica provocando que el aceite pueda hacerse parcialmente conductor. A continuación se enlistan los subproductos generados por el deterioro del aceite:
• Las impurezas solubles en el aceite son: peróxidos, alcoholes, aldehídos, cetonas, ácidos orgánicos, anhídridos de ácido, esteres, etc.
• Entre las impurezas insolubles se encuentran: las partículas de lodo asfaltico, espumas lodosas, lodos de carbono, etc.
Los subproductos resultantes de la oxidación del aceite alteran su estructura molecular, lo cual permite que éste pueda disolver agua. El análisis por FTIR permite determinar el nivel de oxidación debido a que la respuesta asociada a los modos vibracionales de los enlaces C=O de los grupos carbonilos se sitúa en la región del infrarrojo, entre 1,800 y 1,670 cm-1. Otros subproductos resultantes de la recombinación del azufre (naturalmente contenido en el aceite) y los radicales de oxígeno, pueden ser detectados en la región entre 1,180 y 1,120 cm-1[26].
Además de la identificación de los contaminantes en el aceite, en el 2016 fueron publicados un par de artículos en los cuales se propone emplear la FTIR para medir la humedad de aceites nuevos y en servicio mediante el uso de acetonitrilo como solvente para la extracción del agua la cual es detectada entre 3,634 y 3,616 cm-1[27, 28].
Espectroscopia UV/Visible
La espectroscopía ultravioleta-visible (UV-Vis) es una técnica que permite realizar un análisis cualitativo y cuantitativo de todas las moléculas que posean absorción de radiación electromagnética en la región del espectro ultravioleta (190-400nm) y el visible (400-800 nm) [29]. Una variante de la espectroscopia UV-Vis se emplea en la normatividad ASTM D6802, la cual es utilizada para el análisis de los aceites dielectricos minerales. Ésta emplea un rayo de luz visible monocromático para observar la transparencia de los aceites nuevos.
Sin embargo, para el caso de los aceites que contienen subproductos del deterioro de los mismos, la curva de absorbancia se desplaza a longitudes de onda mayores. La integración del área bajo la curva de dichos espectros de absorbancia permite determinar el contenido relativo de los subproductos disueltos como evidencia de la oxidación y envejecimiento del aceite. Estos sustancias tienden a depositarse en la superficie del papel aislante lo cual a su vez, provoca el envejecimiento prematuro de los transformadores. Por lo tanto, la evaluación de la formación de dichos subproductos puede ser usada como indicador del envejecimiento del sistema de aislamiento papel-aceite.
Para ejemplificar el fenómeno anterior, en la figura 1.3 se presentan las curvas de absorbancia de aceites nuevos, en servicio y del mismo tipo de aceite regenerado en dos ocasiones.
Figura 1.3 Comparación de las curvas de absorbancia de cuatro tipos de muestras de aceite: aceite nuevo (curva negra), aceite en servicio sin regeneración (curva azul), aceite después del 1er regenerado (curva roja) y aceite
después del 2do regenerado [3]
Adicionalmente, se ha propuesto un método nuevo para estimar la tensión interfacial del aceite dieléctrico mineral mediante el uso de la espectroscopía UV-Vis en conjunto con algunos modelos de inteligencia artificial, exhibiendo una buena correlación [30]. Así mismo, han surgido algunas propuestas interesantes para determinar los compuestos furánicos en el aceite aislante a partir del uso conjunto de la espectroscopía UV-Vis con modelos de lógica difusa [31, 32].
Otra técnica basada en la espectroscopía UV-Vis es utilizada en la determinación de radicales libres. Estos juegan un papel importante en el proceso de deterioro del aceite, ya que actúan como catalizadores de la oxidación de éste y por ello su detección puede emplearse para monitorear la degradación del aceite. La naturaleza reactiva de estos subproductos puede ser perjudicial para las propiedades fisicoquímicas y dieléctricas del aceite [33]. En el 2015, fue reportado un método para determinar la concentración relativa de radicales libres en una muestra de aceite, el cual se describe a continuación: [34].
Primero, se registra la absorbancia de la solución a la cual se le agrega una concentración conocida de 2,2- difenil- 1 – picrilhidrazil (DPPH). Luego, se grafica la disminución de la absorbancia de la muestra de aceite a la que se le agregó el DPPH. Finalmente, de la resta de la absorbancia inicial y la final, resulta la curva de reacción de la muestra. El método anterior es aplicable para aceites nuevos, regenerados o usados en los cuales exista una oxidación natural o artificial.
Las técnicas descritas en este capítulo son las más relevantes para evaluar la condición de los aceites minerales y sus subproductos a partir de la determinación de sus propiedades fisicoquímicas. En lo relacionado al estado del arte, con respecto a las técnicas termo-ópticas usadas para evaluar la condición de estos aceites, se encontró muy poca información, salvo una tesis de maestría, sustentada en el 2012. En ella se desarrolla un sistema óptico a dos longitudes de onda (520 y 940 nm) que incorpora un sensor de estado sólido elaborado en sol-gel que detecta distintas concentraciones de 2-Furfural (2FAL ) en un flujo de aceite mineral [43] y por tanto este dispositivo es empleado en el monitoreo del deterioro del papel a través del aceite.
Capítulo 2.
Parámetros de
correlación
2.1Análisis de gases disueltos
El análisis de gases disueltos (DGA) es una metodología empleada para evaluar la condición operativa de los transformadores de potencia. Esta metodología emplea la identificación e interpretación de la variedad de los gases disueltos en el aceite para identificar las fallas presentes en su aislamiento interno.
El sistema de aislamiento de estos dispositivos experimenta constantemente esfuerzos térmicos y dieléctricos, los cuales causan el deterioro del aceite y el papel provocando la generación de gases disueltos en el aceite, reduciendo también la rigidez dieléctrica del mismo. Los gases que se producen por la descomposición del aceite son: hidrógeno (H2), metano (CH4), acetileno (C2H2), etileno (C2H4) y etano (C2H6). Por otro lado, al descomponerse el papel se genera dióxido de carbono (CO2) y monóxido de carbono (CO). Eventos tales como sobrecalentamiento, descargas parciales o la presencia de arco eléctrico generan los gases anteriores, y las concentraciones de estos pueden ser empleados para identificar las fallas y estimar su severidad en función de la rapidez con la que se producen los gases.
El DGA se compone de dos etapas: la primera es la identificación y determinación de las concentraciones de los gases disueltos y la segunda etapa consiste en su interpretación para identificar el tipo de falla. Por su parte, para la determinación de los gases existen tres métodos:
cromatografía de gases (GC), monitoreo en línea de hidrógeno y la espectroscopía fotoacústica (PAS). En este trabajo se explora la contribución con respecto a los métodos de detección de gases y no tanto a los métodos de interpretación, por lo que solo se abarcan los primeros.
Cromatografía de gases
Para la determinación de los gases disueltos en aceites aislantes, la cromatografía de gases es el método de mejor aceptación en el sector industrial y por ende es el único método estandarizado.
De entre los tres métodos existentes, éste es considerado como el procedimiento con la mejor selectividad para detectar las concentraciones de los gases disueltos en el aceite, tales como los gases combustibles (H2, CO, CH4, C2H6, C2H4, C2H2) así como los que no lo son (CO2, N2, O2).
Antes de ser identificados en el cromatógrafo, la mezcla de gases disueltos debe separarse de la fase líquida mediante la aplicación de vacío. Una vez obtenida la mezcla de gases, ésta es introducida al cromatógrafo a través de su puerto de inyección de gases. En la figura 2.1 se muestra el esquema básico de un cromatógrafo de gases.
Entonces, la muestra de gas es volatilizada en el puerto de inyección para que sus componentes gaseosos sean separados en la columna. Cuando la mezcla de gases entra en ésta puede mantenerse mezclado en el gas portador (el cual suele ser argón, helio o nitrógeno), o bien puede adsorberse en la fase estacionaria. Algunos de estos componentes gaseosos que viajan junto al gas portador,
son adheridos a la fase estacionaria, la cual está constituida por un polímero térmicamente estable que recubre la superficie interna de la columna, la cual suele ser de tipo capilar, debido a su capacidad mayor de detección de compuestos en comparación con la de tipo empaquetada. De manera simultánea, los componentes gaseosos adsorbidos previamente en la superficie de la columna, son liberados en el flujo del gas portador. Este fenómeno de adsorción y desorción ocurre infinidad de veces para cada uno de los componentes que viajan por la columna, por lo que el tiempo que tarda en emerger cada gas de ésta depende de su afinidad con la misma. Dicho retraso de tiempo se conoce como tiempo de retención.
Figura 2.1 Esquema básico de un cromatógrafo de gases [36]
Los gases emergen de la columna uno a uno dependiendo de su tiempo de retención. Al ser eluidos, los gases interactúan con los detectores, los cuales generan señales eléctricas. Estas señales son registradas por un sistema de recolección de datos, los cuales son graficados contra el tiempo transcurrido obteniendo así un gráfico conocido como cromatograma.
El tipo de gas es identificado por su tiempo de retención, mientras que su concentración es representada por la amplitud del pico. Existen diferentes tipos de detectores, entre los cuales se encuentran los de conductividad térmica, ionización de flama, fosforo-nitrógeno, fotometría de flama, captura electrónica, emisión atómica y conductividad electrolítica [36]. Sin embargo, el más usual para la detección de hidrocarburos y óxidos de carbono es el detector ionización de flama debido a que posee una sensibilidad elevada ante estos gases; para la detección de hidrógeno, oxígeno y nitrógeno diatómicos se emplea el detector de conductividad térmica [36].
Sistema de Monitoreo en línea de hidrógeno
El sistema de monitoreo en línea de hidrógeno es un dispositivo robusto y de bajo costo introducido por Syprotec que más tarde fue desarrollado en el Instituto de Investigación de Hydro- Quebec en Canadá. Debido a toda la investigación detrás de la generación de gases, se sabe que la mayoría de las fallas en los equipos inmersos en aceite involucran la generación de hidrógeno. Por lo cual, este dispositivo se enfoca en el monitoreo constante de gases clave como el hidrógeno y el monóxido de carbono, éste último es característico en las fallas concernientes al aislamiento sólido. De esta manera, es posible lograr la detección de fallas incipientes, especialmente las de puntos calientes, descargas parciales y arqueo. Este dispositivo también es capaz de detectar acetileno y etileno pero su sensibilidad respecto a estos gases es mucho menor.
El dispositivo consta esencialmente de un sensor en contacto con el aceite y una unidad electrónica. El sensor está colocado en una carcasa de latón, la cual contiene una celda de combustible, un circuito resistivo y una membrana de teflón, como se muestra en la figura 2.2.
Figura 2.2 diagrama esquemático del monitor en línea de hidrógeno [36]
El hidrógeno contenido en el aceite permea a través de una membrana de teflón hacia la celda, dentro de ésta es mezclado con oxígeno atmosférico y es quemado químicamente, generando así una corriente pequeña proporcional a la concentración de hidrógeno disuelto en el aceite. La corriente es amplificada y medida en forma de una caída de tensión en el resistor R conectado a dos electrodos porosos. De esta manera, la caída de tensión es también proporcional a la concentración del gas disuelto en el aceite. Entonces, cuando la concentración de hidrógeno excede un valor predeterminado se dispara una alarma.
La sensibilidad del dispositivo depende del porcentaje de los gases combustibles individuales que pasan a través de la membrana. Estos porcentajes son 100 para el hidrógeno, 15 para el monóxido de carbono, 8 para el acetileno y 1 para el etileno. La precisión de la medición en la concentración de hidrógeno es de ±10% en un intervalo de temperatura de 20 a 40°C, fuera de este
intervalo la precisión disminuye considerablemente. En el mercado este sensor es conocido como HYDRAN®y es comercializado por la empresa General Electric (GE).
Espectroscopia fotoacústica (PAS)
La implementación de la espectroscopía fotoacústica en la detección de los gases disueltos en aceites aislantes es relativamente reciente [37]. Algunas de sus primeras aplicaciones son en el monitoreo de la calidad del aire y de la contaminación ambiental provocada por los gases emitidos por los vehículos automotores.
El principio de funcionamiento de esta tecnología radica en que los gases generados por el deterioro del sistema papel-aceite absorben energía proveniente de la radiación en el espectro de luz infrarroja y la transforman en energía cinética en forma de ondas de presión. Estas son detectadas por un micrófono, el cual a su vez las convierte en señales eléctricas [37]. El espectro fotoacústico es obtenido midiendo la intensidad de las ondas sónicas producidas por la absorción de la radiación infrarroja por cada uno de los gases. En la figura 2.3 se muestra un esquema general del sistema de espectroscopía fotoacústica.
Figura 2.3 Detalle de construcción de los sistemas de PAS
La espectroscopía fotoacústica es una herramienta de diagnóstico muy útil para el monitoreo de las fallas en el aislamiento interno de los transformadores, sin embargo, ya que cada gas absorbe la radiación IR a una longitud de onda específica, la labor de seleccionar con exactitud la longitud de onda para cada gas es un proceso crítico [37]. En la figura 2.4 se muestran los espectros de
absorbancia para la mayoría de los gases involucrados en el DGA. Aunque los equipos basados en esta técnica están diseñados para ser portátiles y soportar la mayoría de las condiciones ambientales, existen factores que afectan su sensibilidad para la detección de ciertos gases. Entre estos factores se encuentran: la presión y temperatura ambientales, así como la vibración externa a la que pueda verse sometida el sistema.
Figura 2.4 Absorbancia de los gases de falla [36]
Las técnicas descritas arriba poseen ventajas y desventajas con respecto a su desempeño tanto en aplicación, como en capacidad y sensibilidad de análisis de los gases disueltos en el aceite. En la tabla 2.1 se muestra una comparativa de los pros y los contras de las técnicas de análisis de gases descritas. La técnica más reciente de todas es la PAS, la cual ha sido comercializada por General Electric (GE) y de hecho es usada en este trabajo de manera paralela con la GC para detección de gases disueltos en las muestras de aceite.
Tabla 2.1 Comparativa de técnicas de medición de gases disueltos [36]
Técnica Ventaja Desventaja
Cromatografía
Es capaz de detectar con precisión todos los gases disueltos en los aceites minerales
Debido a la necesidad de un cromatógrafo de gases, solo puede llevarse a cabo en un laboratorio
Posee la mayor exactitud y repetitividad de entre las tres técnicas de detección de gases
En el laboratorio se requiere de 1 día para procesar una sola muestra de aceite
Sus resultados pueden ser usados para identificar los cuatro tipos de falla y su severidad
Es el análisis de mayor costo para cada muestra en comparación con la PAS y el monitoreo de hidrógeno
Se requiere de experiencia para realizar la prueba e interpretar los resultados
Monitoreo en línea de hidrógeno
Es un sistema robusto, de bajo costo que permite un monitoreo constante de hidrógeno
Solo puede detectar H2, CO, C2H2Y C2H4
Solo puede detectar fallas incipientes
Sus resultados no pueden usarse para identificar el tipo de falla ni su severidad Su mejor exactitud está limitada a un intervalo de temperatura de 20-40°C Espectroscopía
fotoacústica Permite el monitoreo en línea de los gases disueltos
Sus resultados son sensibles a la selección precisa de la longitud de onda a la que absorben los gases
Es capaz de detectar la mayoría de los gases disueltos en aceites minerales
La precisión en la detección de los gases es afectada por la temperatura, presión y vibración externas
Los gases detectados pueden ser usados para identificar la mayoría de los tipos de falla y su severidad
Aún es una técnica en desarrollo
2.2Número de neutralización
Como se mencionó en el capítulo anterior, el envejecimiento de los aceites minerales bajo condiciones de operación modifica su composición química. La tasa de ocurrencia de los procesos de deterioro a lo largo de la vida útil de estos aceites, dependen de sus propiedades físicas, químicas y dieléctricas, así como de la magnitud de los esfuerzos térmicos a los que se encuentran expuestos.
Los cambios en la composición y el incremento de su conductividad eléctrica son buenos indicadores del deterioro del aceite [38].
A lo largo de los años, diversos investigadores han coincidido en sus observaciones de que los efectos térmicos, los esfuerzos dieléctricos y las reacciones químicas son los mecanismos primarios del deterioro de los aceites aislantes dieléctricos [38]. Estos esfuerzos producen una descomposición térmica y una fotodegradación del aceite. Por su parte, los mecanismos de envejecimiento químico se presentan como reacciones redox, acidificación y disolución de gases.
Sin embargo, aunque los mecanismos de envejecimiento son diversos, el principal de ellos es la oxidación.
El proceso de oxidación del aceite se inicia cuando se presentan incrementos de temperatura en el transformador, aunque estos sean moderados. Adicionalmente, debido a que el aceite tiene la capacidad de absorber aire (10% en volumen, aprox.), la disolución de éste también contribuye
al inicio de la actividad oxidativa. De esta manera, una cantidad pequeña de aire disuelto, aunado a un incremento en la temperatura, suele catalizar el proceso de oxidación.
Una vez iniciado el proceso de oxidación, se comienzan a producir diversas reacciones que dan como resultado la formación de diversos compuestos, tales como alcoholes (ROH), cetonas (RCOR), aldehídos (RCOH), ésteres (RCOOR) y ácidos carboxílicos (RCOOH), debido a que los aceites aislantes minerales se componen de hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos.
Además se ha observado que los radicales libres, los radicales de hidroperóxidos y otras reacciones contribuyen al proceso de deterioro del aceite [38]. Algunas de estas reacciones se muestran a continuación:
(Reaccion de radicales libres en el aceite)
(Hidroperóxido y propagación de reacción en el aceite)
(Reaccion de terminación en el aceite) (Reaccion de preservación de carbón libre en el aceite)
La presencia de oxígeno molecular en el aceite contribuye a la formación de hidroperóxido y radicales de peróxido. La oxidación de n-decano produce alcoholes, cetonas, y ácidos. También, los procesos de oxidación favorecen la producción de gases, lodos y partículas. En 1983, Franklin y Franklin reportó que la oxidación causa diferencias significativas entre el valor de la acidez de aceites vírgenes y aquellos que han sido expuestos a un proceso de oxidación. Sin embargo, se ha reportado que el número de neutralización es la propiedad que mejor se relaciona con el envejecimiento real del aceite [39].
Por lo tanto, en este trabajo se considera al número de neutralización como uno de los parámetros de correlación debido a su estrecha relación con el deterioro del aceite en función de su oxidación. La normatividad que designa los lineamientos para la determinación de este parámetro es la ASTM D974 [40], por lo que ésta fue empleada en el análisis de las muestras de aceite en este trabajo.
2.3Difusividad térmica
El calor es el flujo de energía provocado por una diferencia de temperaturas y posee tres mecanismos de propagación: conducción, convección y radiación. En la mayoría de las situaciones reales, estos se presentan de manera simultánea. Tal es el caso del enfriamiento en los
transformadores inmersos en aceite, en los cuales el calor generado debido a la circulación de corriente por los devanados, es transportado desde su origen hasta disiparse en el aire que circunda los radiadores del dispositivo. La transferencia de calor entre los devanados y el aceite se realiza mediante el mecanismo de conducción. Las dos propiedades principales relacionadas con la conducción de calor son la conductividad térmica ( ) y la difusividad térmica ( ). Estas magnitudes se relacionan por la ecuación 2.1
Donde es la densidad del líquido y es el calor especifico. La difusividad térmica de un material es su habilidad para transferir calor en condiciones no estacionarias [41], mientras que la conductividad térmica caracteriza esta propiedad de transporte térmico en condiciones estacionarias. El significado físico de la difusividad térmica se asocia a la velocidad de propagación de calor durante los cambios de temperatura en función del tiempo, por la cual, es una propiedad dinámica.
Efecto de la composición molecular en la difusividad térmica
La propagación de calor en un material depende de la manera en como las moléculas transfieren entre sí, la energía que adquieren por alguno de los mecanismos de propagación existentes. Los enlaces que unen los átomos de una molécula les confieren ciertas maneras de moverse también llamados grados internos de libertad. Estos se clasifican en grados de: traslación, rotación y vibración. Por lo tanto, los grados de libertad determinan la manera en la que el calor se propaga a través del material, en este caso, a través de un líquido. En la figura 2.5 se ilustran de manera conceptual los grados de libertad involucrados en la transferencia de calor en un líquido.
Figura 2.5. Grados internos de libertad involucrados en el transporte de calor en un líquido (2.1)
Debido a que los procesos de oxidación deterioran las propiedades químicas de los aceites minerales en servicio, la composición molecular de estos se modifican. Ello se traduce en que la ruptura de los enlaces moleculares cambia sus modos de vibración. Por lo que el transporte de calor a través de ellos también se realiza de manera diferente a como lo hace en el caso de los aceites minerales vírgenes. Es por ello que en este trabajo, se propone evaluar la conveniencia de utilizar la difusividad térmica como un parámetro para determinar la calidad de los aceites minerales con diferentes niveles de deterioro.
Para determinar la difusividad térmica de las muestras de aceite generadas durante la parte experimental de este trabajo, se empleó una técnica fotopiroeléctrica (PPE), la cual utiliza como principio de funcionamiento la capacidad de la muestra (líquida) para transportar el calor generado por la absorción de radiación modulada en un material altamente absorbente según el modelo de absorción superficial (Ley de absorción de Beer-Lambert7para coeficientes de absorción ópticos muy grandes).
Modelo matemático PPE para mediciones de difusividad térmica
El modelo matemático y su respectivo el arreglo experimental para determinar la difusividad térmica de cualquier líquido, fue desarrollado y reportado [42] por el Dr. José Abraham Balderas López. La representación esquemática del modelo matemático adecuado al sistema fotopiroeléctrico implementado se puede observar en la figura 2.6.
Figura 2.6 Representación esquemática del modelo fotopiroeléctrico unidimensional de cuatro capas [42]
El modelo teórico de la figura 2.6 involucra una radiación monocromática modulada con frecuencia ω=2πf e intensidad I0, que incide desde un medio semi-infinito sobre un material
7La ley de Beer- Lambert establece una disminución exponencial de la intensidad de luz que pasa a través de la longitud de trayectoria de una sustancia dada y usualmente se expresa como una magnitud adimensional llamada absorbancia A y se define como donde I0e I son respectivamente la intensidad de luz antes y después de pasar por la longitud de la muestra absorbente.