viernes, 29 de julio de 2016

Ventajas e inconvenientes de las líneas aéreas y subterráneas



Cuando se proyectan líneas tradicionales de transmisión aérea es mejor elegir líneas de alta tensión para la transmisión a largas distancias, ya que permiten aumentar la capacidad de transmisión y reducir al mismo tiempo las pérdidas. Sin embargo, la situación es algo diferente para la transmisión en CA con cables subterráneos, si se aumenta la tensión también aumenta la absorción de potencia reactiva del cable, de modo que la máxima longitud técnica no aumenta, sino que se reduce. Las leyes de la física actúan en este caso en contra de las líneas de transmisión de CA subterráneas de gran longitud. La experiencia actual de transmisión por cable sugiere una distancia máxima de transmisión de unos 60 km para cables subterráneos de CA de 400 kV.

Por otro lado, la tecnología de líneas de transmisión aérea está sometida a una gran presión por razones medioambientales, lo cual aumenta mucho los costes totales y trae consigo el riesgo de que los proyectos sufran importantes retrasos. Varios estudios han demostrado que una línea aérea reduce el valor de la propiedad en sus alrededores.

Seguidamente se exponen las particularidades que condicionan la instalación de líneas eléctricas aéreas y subterráneas:

1. En los cables subterráneos, la evacuación del calor producido por efecto Joule se hace con mucha dificultad a través del aislamiento y de la protección exterior del cable, además este inconveniente se ve agravado al tener el aislamiento la propiedad de ser un aislante térmico.

Las líneas aéreas no presentan este problema, su aislamiento es el propio aire ambiente el cual constituye, al mismo tiempo, un medio ideal de refrigeración del conductor para disipar el calor producido por la circulación de la corriente.

2. Además del calor producido y comentado en el párrafo anterior, los cables subterráneos están sometidos a un calentamiento adicional debido a su campo eléctrico. Este calentamiento o pérdida dieléctrica es independiente de la corriente que circula por el conductor y crece con la tensión de la línea, siendo importante para tensiones iguales o superiores a 400 kV. 

3. Cuanto mayor es la tensión del cable mayor debe ser el espesor del aislamiento, lo que hace que para un cable de 400 kV el diámetro total (aislamiento – conductor – protección exterior) sea cuatro veces superior que el de un conductor de una línea aérea.

Esto es debido a lo expuesto en los párrafos anteriores, la intensidad máxima admisible en un conductor depende directamente de la temperatura que pueda alcanzar, lo que hace que para una misma sección de corriente máxima de un cable subterráneo sea menor que la de una línea aérea, agudizándose el problema al aumentar la tensión de la línea, ya que debe aumentar el espesor del aislamiento.

4. Debido a lo indicado en 3 a igualdad de potencia transportada y tensión, (la resistencia de un conductor es inversamente proporcional a su sección), las pérdidas en una línea subterránea son inferiores a las de una línea aérea equivalente.

5. Para la misma corriente transportada y resistencia del conductor, la caída de tensión es inferior en una línea subterránea, al ser menor su reactancia inductiva.

6. Debido al material dieléctrico las líneas subterráneas se comportan como condensadores, apareciendo circulación de corrientes capacitivas que fluyen radialmente desde el centro de las pantallas metálicas. Estas corrientes pueden llegar a ser de 10 a 40 veces las de las líneas aéreas e implican la reducción de la potencia útil a transportar, agravándose este efecto cuanto mayor es la tensión y la longitud.

Se define como distancia crítica aquella a partir de la cual el cable no puede transportar energía útil, porque la corriente capacitiva llega a alcanzar el valor de la intensidad máxima admisible por el cable. Esta distancia crítica es aproximadamente de unos 40 a 60 km para una tensión de 400 kV, de 80 a 110 km para 220 kV. Por este motivo, si se quiere que el cable transporte algo más que su corriente capacitiva, deben instalarse elementos de compensación reactiva (reactancias) a lo largo de su recorrido o transportar la energía en corriente continua, (en otro Post se expondrán las ventajas e inconvenientes entre el transporte en HVDC y HVAC).

7. La mayor sección total de los cables subterráneos hace que el cable suministrado en una bobina sea más corto, esto implica mayor número de empalmes con los consiguientes problemas de mantenimiento de la continuidad eléctrica, nivel de aislamiento y posible introducción de humedad.

8. La excavación de grandes zanjas para líneas subterráneas destruye la cobertura vegetal y limita futuros usos, a pesar de ello es la solución óptima en zonas urbanas.

En cuanto a una línea aérea de 400 kV, el derecho de paso puede afectar a una franja de 60 m de anchura en la que no se permite la existencia de edificios ni árboles altos, mientras que los cables subterráneos necesitan a lo sumo una vía de inspección de 4 m de anchura por encima de la conducción.

9. Las limitaciones al uso de terreno se extienden más allá del derecho de paso inmediato. El ruido audible por efecto corona de la línea de transmisión –más apreciable cuando hay niebla y los conductores están húmedos– puede restringir la construcción en las proximidades de una línea aérea. La anchura de este ‘pasillo de ruido’ depende de las ordenanzas locales sobre el ruido, así como del diseño y de la tensión de la línea. Las reclamaciones de los habitantes de la zona también dificultan la obtención de permisos. Naturalmente, los cables subterráneos no emiten ruido audible.

10. Los campos magnéticos y eléctricos pueden restringir también el uso del terreno cerca de una línea aérea. En varios países está vigente una política preventiva respecto de los campos magnéticos. 

En las líneas aéreas estos dependen de la altura de los conductores respecto del suelo, de la disposición física de los conductores, de la distancias entre fases, de la disposición de fases el líneas de doble circuito, del número de conductores por fase, diámetro de los conductores, presencia de cable de tierra, etc.

En cables subterráneos el campo eléctrico en la superficie del terreno es nulo, debido al apantallamiento conectado a tierra en uno o sus dos extremos y a su enterramiento que confina el campo eléctrico al interior del cable.

El campo magnético no se apantalla pero se puede reducir aumentando la profundidad de los cables, reduciendo la distancia entre fases, colocando planchas de acero sobre el trazado y su conexión a tierra, etc. El campo magnético generado en la superficie del terreno es superior para los cables subterráneos, por estar más cerca de la superficie.

11. La construcción de una línea subterránea requiere mayor inversión debido al coste de los materiales, excavaciones, galerías, empalmes, equipos adicionales como compensadores de reactiva, equipos de ventilación y terminales de los extremos de enlace. La diferencia de costes se agudiza al incrementar la tensión. Pudiendo ser para una línea subterránea de 400 kV entre 20 y 30 veces superior al de una línea aérea de potencia similar.

Los costes de mantenimiento y reparación también son superiores en la opción subterránea, sin embargo, los costes por indisponibilidad debidos a agentes atmosféricos son inferiores en las líneas subterráneas.

12. Otros riesgos importantes de las líneas aéreas que no repercuten a las subterráneas son sus efectos en el impacto visual, el riesgo para la avifauna y los posibles incendios de las masas forestales. 





lunes, 25 de julio de 2016

Clasificación de los aceites dieléctricos y su aptitud para el servicio en Transformadores



Los aceites envejecidos de Transformadores se clasifican en función de sus características y según su aptitud, en cuatro grupos:

GRUPO I:

Incluye todos aquellos aceites que están en condiciones de continuar en servicio.

En este grupo se incluyen los aceites cuyas características están dentro de los límites indicados en la Tabla 1.

Un aceite cuya tensión de ruptura dieléctrica sea correcta de acuerdo con la Tabla 1, aunque una o varias de las restantes características superen los límites de dicha tabla se puede considerar coma aceptable para el servicio y no exige un tratamiento inmediato. No obstante, esto es generalmente un síntoma de un proceso de degradación del aceite, cuya importancia debe evaluarse por medio de análisis periódicos.

Características principales
Grupos
I
II
III
IV
Rigidez dieléctrica (kV/cm)
160
160


Factor de potencia (%) (medida a 25 ºC)
1
1,2
2
5
Contenido de humedad (p.p.m.)
25
35
35

Índice de neutralización (según ASTM D-974)
0,25
0,36
0,5
0,5
Tensión interfacial (según ASTM D-971)
21
21
18
16
Tabla 1

En la tabla 1 se recogen las características mínimas que deben cumplir los aceites de cada uno de los grupos.

NOTA: Ningún aceite deberá considerarse apto para el servicio, si su rigidez dieléctrica no puede recuperarse hasta llegar al menos a los 160 kV. / cm. y el contenido de humedad no puede ser mantenido por debajo de las 35 partes por millón

GRUPO II: 

Aceites que exigen un reacondicionamiento por filtrado, centrifugado o deshidratación bajo vacío. 

A este grupo pertenecen, en general, los aceites que muestran un contenido en agua alto, aspecto turbio, tensión de ruptura dieléctrica baja o presencia de sedimentos, sin que el resto de las características superen los límites de la Tabla 1. 


Un elevado contenido en agua puede ser indicativo de un estado inadecuado del papel, que no puede ser corregido sólo mediante un reacondicionamiento del aceite. 





GRUPO III: 


En este grupo se incluyen los aceites que están en malas condiciones y que deben ser sustituidos ó regenerados mediante un tratamiento con tierras absorbentes o refinado para recuperar las propiedades de los aceites del Grupo I y puedan seguir en servicio. 

A este grupo pertenecen, en general, los aceites que muestran presencia de sedimentos insolubles y precipitables y valores del índice de neutralización o de la tg. d que superan los límites dados en la Tabla 1, con independencia de que los valores de tensión de ruptura y contenido en agua puedan ser aceptables. 

La decisión de regenerar un aceite debe tomarse teniendo en cuenta los costes del proceso y la calidad esperada del aceite recuperado, así como su composición y el coste de una sustitución de todo el aceite por otro nuevo. 


GRUPO IV: 

Aceites que están en condiciones tan insatisfactorias que no es aconsejable realizar ningún tipo de tratamiento y deben desecharse, procede por tanto, su sustitución por aceite nuevo. 

Características físico-químicas de aceites para transformadores (Límites de aceptación) 


En la tabla 2 se indican los límites de aceptación de las características físico-químicas de los aceites regenerados, filtrados y usados con relación a un aceite nuevo.



Tabla 2




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jueves, 21 de julio de 2016

Baterías de acumuladores de corriente continua



Necesidad de la corriente continua

En las instalaciones las subestaciones y centros de transformación, las maniobras de los interruptores, el funcionamiento de los relés de protección, de las lámparas de señalización, el telemando, las telecomunicaciones, etc. Se realizan, en la mayoría de los casos, con corriente continua. Esto es así para que, en caso de falta total de corriente alterna, se pueda asegurar la maniobrabilidad de la instalación.

La corriente continua es suministrada por baterías de acumuladores.

Se comprende, entonces, que las baterías de acumuladores son de excepcional importancia y se las considera como un elemento indispensable que debe hallarse a punto de funcionamiento en todo momento.

Acumuladores, constitución y funcionamiento

Los acumuladores son pilas reversibles, es decir, pilas que después de haber sido descargadas pueden regenerarse por el paso de una corriente eléctrica.

En un acumulador se distinguen tres partes esenciales, el recipiente, las placas y el electrolito.


Figura 1: Constitución de un acumulador

El funcionamiento de un acumulador se debe a un proceso de reacciones químicas entre las placas y el electrolito, producido por el paso de la corriente eléctrica. La energía eléctrica que atraviesa el baño del acumulador se transforma en energía química (carga) e inversamente, la energía química acumulada vuelve a transformarse en energía eléctrica al ser conectado a un circuito externo de utilización (descarga). 

Los acumuladores utilizados en la práctica son de plomo o de ferro-níquel. 

Los acumuladores de níquel-cadmio llevan como electrolito una solución de ácido sulfúrico en agua. En los de ferro-níquel es una solución de hidróxido potásico (KOH) en agua destilada o desmineralizada, pudiendo contener también un cierto porcentaje de hidróxido de lítio (LiOH). 

Baterías de acumuladores 

Dado que la tensión que proporciona un acumulador es muy pequeña (entre 1 y 2 voltios) es necesario acoplar varios en serie para obtener la tensión deseada formando así una batería. 

En la conexión entre acumuladores en serie ha de mantenerse la secuencia de polaridad apropiada: negativo de un elemento unido al positivo del siguiente.



Figura 2: Acumuladores montados en serie

Tipos de baterías 



Plomo-ácido: electrodos de plomo y electrolito de ácido sulfúrico. Se forma óxido de plomo y sulfato de plomo. Se utiliza en casi todos los campos,



Figura 3

Proceso de descarga: La reacción produce H2O cayendo por tanto la densidad del electrolito
Proceso de carga: La reacción absorbe H2O y libera hidrógeno


Figura 4

Alcalina: electrodo de láminas de acero en forma de rejilla con panales rellenos de óxido de níquel (electrodo positivo) y óxido ferroso (electrodo negativo). Electrolito de hidroxido potásico KOH. Se utilizan para grandes consumos

Figura 5

Níquel-cadmio (Ni-Cd): utilizan un ánodo de hidróxido de níquel y un cátodo de un compuesto de cadmio. El electrolito es de hidróxido de potasio. Esta configuración de materiales permite recargar la batería una vez está agotada, para su reutilización. Cada célula de NiCd puede proporcionar un voltaje de 1,2 V y una capacidad entre 0,5 y 2,3 Ah. Sin embargo, su densidad de energía es de tan sólo 50 Wh/kg, lo que hace que tengan que ser recargadas cada poco tiempo. También se ven afectadas por el efecto memoria. Son muy utilizadas en instalaciones eléctricas


Figura 6


Baterías herméticas: Baterías cuyo electrolito se encuentra en estado gelado, no sólido. Su correcta utilización no produce gases En caso de sobrecarga suelen disponer de válvulas de alivio


Figura 7

Otras: alcalinas de manganeso, de níquel e hidruro metálico, iones de litio, polímero de litio,

Comparación de los diferentes tipos de baterías


Comparación de diferentes tipos de baterías 

Cómo seleccionar la batería adecuada 
  • Identificar el tipo de servicio para el que se va a usar. En el caso de instalaciones eléctricas se utilizan baterías estacionarias. Se suelen utilizar baterías de plomo o de Niquel-Cadmio. 
  • Estimar el tiempo máximo de corte de suministro principal durante el cual la batería tendrá que alimentar la carga. Un tiempo típico para instalaciones eléctricas es de 5 horas, 
  • En base a los amperios demandados por la carga calcular la capacidad necesaria de la batería (Ah), 
  • Si el consumo tiene puntas (por ejemplo actuación simultánea de varios interruptores) el Ni-Cd se comporta mejor que el plomo, 
  • Emplazamiento de la batería: si no hay ventilación suficiente se debe de utilizar batería hermética o sellada 
Rectificador 

Una batería de acumuladores únicamente puede ser cargada con corriente continua. Por consiguiente, si sólo se dispone de corriente alterna, se necesitará de un equipo que la transforme en continua. Dicho equipo se denomina rectificador.

Un rectificador es un componente electrónico formado por diodos y tiristores, cuya misión es la de eliminar o invertir la parte negativa de la onda de corriente alterna




Figura 8: a) Onda de corriente alterna, b) Rectificador de media onda, c) Rectificador de doble onda.


En la Figura 9 se presenta el esquema de un rectificador tipo, formado por las siguientes partes: 

  1. Transformador T1.- Reduce la tensión alterna de alimentación a la tensión nominal de la batería. El transformador presenta dos secundarios, uno de potencia que alimenta al puente rectificador principal y otro de control que alimenta la unidad electrónica. 
  2. Puente rectificador.- Está constituido principalmente por dos diodos de silicio D1 y D2, dos tiristores TH1 y TH 2 y un diodo de conmutación D3. 
  3. Inductancia L1.- para alisar la onda de salida del rectificador. 
  4. Shunt SH1.- para recoger una muestra de intensidad que se lleva a la unidad de control y para el servicio del amperímetro. 
  5. Unidad de control.- Es una tarjeta electrónica impresa y enchufable. Se encarga de compensar las variaciones que sufren tanto la tensión como la intensidad de salida del rectificador. 
  6. Dispositivo de carga rápida.- Por medio del conmutador 52 se puede ajustar la salida del rectificador o las tensiones de flotación o de carga rápida. 
  7. Voltímetro.- Mide la tensión de salida del rectificador y por tanto de la batería.
  8.  Amperímetro.- Mide la intensidad de salida del rectificador. 
  9. Lámparas de señalización.SL1 indica equipo en flotación - SL2 indica equipo en carga rápida
  10.  Fusibles de protección (F1, F2, F3, F4 y F5). 

Además de estos elementos el rectificador puede llevar unidades adicionales como: paso automático flotación-carga rápida, alarma de fallo de carga, unidad de reducción de la tensión de carga rápida y alarma por tensión alta. 


Figura 9: Esquema de un equipo de rectificación tipo.


La característica principal que define a una batería de acumuladores es la capacidad, que es la cantidad de electricidad que puede proporcionar durante el proceso de descarga. La capacidad “C” de un acumulador se mide en amperios hora (Ah). 

C = I · t
Siendo: 

C: Capacidad en amperios – hora (Ah) 

I: Intensidad en amperios (A) 
t: Tiempo e horas (h)



Figura 10: Batería de acumuladores de 86 elementos.


Equipo batería – Rectificador 


Figura 11: Armario con equipo batería rectificador. 


En la actualidad se emplean las baterías de cadmio-níquel. Van dispuestas en la parte interior de un armario que contiene también el cargador y ubicadas en la misma sala de control. 

Cuando la batería es de plomo, conviene disponerlas en locales independientes a la sala de control y bien ventiladas, para poder evacuar en todo momento y especialmente durante el periodo de carga, los gases desprendidos por las reacciones del ácido sulfúrico, componente principal del electrolito. 



Datos del equipo Batería – Rectificador 

Para dar las características de un equipo vamos a tomar como ejemplo un equipo tipo FE de la casa NIFE: 

A. Tipo 110/10 FE NIFE 86/HIP-3 + UAL 


B. Alimentación en alterna 

Tensión: 220 V 
Nº de fases: 1 
Frecuencia: 50 Hz 


C. Rectificador 


Tensión de flotación: 120,4 V 

Tensión de carga rápida: 133 V 
Estabilidad de la tensión: ± 1% 
Intensidad máxima de salida: 10 A 


D. Batería 


Nº de elementos: 86 

Tipo: HIP – 3 
Capacidad nominal: 25 Ah. 
Tensión nominal: 110 V 


E. Armario 


Tipo: AL – 3 


F. Unidades funcionales 


Se especifican las unidades funcionales si las hubieran. 


Funcionamiento del equipo 

En instalaciones de control, maniobra y energía de reserva, el cargador, la batería y los servicios están siempre conectados entre sí.


              Figura 12

El cargador proporciona el consumo permanente de los servicios. La batería responde en situaciones de emergencia por falta de corriente alterna o cuando los servicios aumentan su potencia esporádicamente por encima de la del cargador. 

En condiciones normales la batería está en carga de flotación. Después de una emergencia recibe una carga a fondo o carga rápida.


a) Carga de flotación


Es una carga a tensión constante que se da permanentemente a una batería que está conectada continuamente al cargador y a los servicios de corriente continua.


Flotación:  Tensión de carga 1,40 – 1,42 V, por ejemplo

                  Corriente de carga 0,5 . 1 mA, por cada Ah, de capacidad

b) Carga rápida y carga a fondo


Términos que designan una carga que se da esporádicamente a una batería en flotación después de una descarga importante o tras un largo periodo de tiempo.


Carga rápida:  Tensión de carga: 1,55 a 1, 75 V, por ejemplo
                        Corriente de carga, entre 0,1 x C y 0,3 x C , siendo C la capacidad en Ah.

                        Tiempo de carga. Cumple la expresión I x t = 1,4 x C, siendo:

                                                     I: corriente de carga en amperios
                                                     t: tiempo de carga en horas
                                                    C: Capacidad nominal en amperios - hora

En nuestro caso concreto, con una batería de C = 25 Ah.:

Corriente de carga: Por ejemplo 0,2 x C = 0,2 x 25 = 5 A.

Tiempo de carga: I x t = 1,4 x C / 5 x t = 1,4 x 25 ;  t = 1,4 · 25 / 5 = 7 horas


Figura 13: Equipo NIFE cargador de baterías compacto con control por tiristores

Normas de seguridad

Cuando se trabaja con baterías hay que tomar una serie de precauciones como son: 
  • Está prohibido fumar y utilizar llamas dentro del cuarto de baterías de acumuladores,
  • Antes de entrar en el cuarto de una batería conviene verificar que está debidamente ventilado.
  • Para todas las manipulaciones con electrolitos debe utilizarse el equipo de seguridad adecuado (guantes, delantal, buzo antiácido, gafas, etc.).
  • Cuando se trate de retirar un vaso de la batería, conviene trasvasar el electrolito a un recipiente adecuado, para evitar cualquier derrame del mismo.
  • Cuando se prepare el electrolito para baterías, no se verterá agua sobre el ácido sulfúrico; viértase siempre el ácido en el agua, sin violencia.
  • No se deben emplear herramientas o elementos metálicos que en caso de caer sobre las bornas de la batería puedan producir chispas.
  • No se debe pasar al interior del local usando zapatos con clavos

Figura 14
  • En las proximidades del lugar donde se manipule con electrolitos, debe haber abundante provisión de agua limpia, para lavados en caso de proyección de líquido.
  • Dentro del local no deben almacenarse materiales combustibles. Los interruptores seccionadores, fusibles, etc., deberán instalarse fuera del local de la batería, a menos que sean de tipo antideflagrante.
  • En las baterías de níquel – cadmio, el electrolito no desprende gases tóxicos si bien es un agente caústico fuerte. Si el electrolito salpica la piel o la ropa se lavará abundantemente con agua.
  • Al finalizar el periodo de carga se produce un desprendimiento de oxígeno e hidrogeno que bajo ciertas circunstancias puede ser detonante. Por ello debe existir una cierta aireación.
  • No utilizar nunca ácido sulfúrico. El ácido estropea las baterías de níquel – cadmio.
  • Cuidado con el contacto corporal entre partes conductoras cuya tensión sea elevada. Situarse preferiblemente sobre un apoyo aislado del suelo.
Mantenimiento

a) Batería de Níquel – Cadmio

  • Limpieza de los vasos.- En ocasiones se forma una costra blanca (cristales de carbonato potásico) sobre las conexiones, los polos y el tapón. Esto es debido a un llenado excesivo en el nivel de agua. Esta costra se limpia con un trapo mojado en agua o con un cepillo suave (no metálico). No usar nunca disolventes.
  • Engrase.- Para la protección contra la corrosión se utiliza un aceite anticorrosivo (Dinitrol) o vaselina neutra. Se aplicará con un pincel sobre las partes metálicas de los vasos, bornes, conexiones y terminales. El aceite no debe entrar en contacto con los vasos de plástico.
  • Relleno de agua.- Se usará sólo agua destilada o desmineralizada que no contenga nada de ácido sulfúrico. Se añadirá agua cuando el nivel desciende por debajo del mínimo (5 mm. Por encima de las placas), pero sin sobrepasar el nivel máximo, ya que el hacerlo conduce a derrames de electrolito y a la formación de costras de carbonato. No añadir agua mientras la batería esté en carga rápida.
  • Densidad.- La densidad del electrolito se mide mediante el aerómetro, el cual está lastrado en su parte inferior, con el fin de que al sumergirse conserve la posición vertical. Una escala dispuesta en su parte superior sirve para leer la densidad que se busca. La densidad del electrolito debe ser de 1,16 ± 0,01 cuando el nivel es máximo. Cuando el nivel del electrolito disminuye la densidad aumenta ligeramente.

Figura 15: Medida de la densidad con un aerómetro

Una forma sencilla de verificar el estado de un acumulador es mediante un voltímetro conectado a sus bornes, lo que nos permite efectuar la medida de tensión existente entre las dos placas. La medición debe hacerse mientras circula la corriente. 

Si el voltímetro señala una tensión nula, tanto en el periodo de carga como en el de descarga, podremos decir que existe un cortocircuito entre las placas


Figura 16: Verificación de baterías con voltímetro


a)      Rectificador
  •  Mantener limpio el rectificador
  • Comprobar conexiones internas
  • Comprobar si hay tensión alterna en el interruptor o contactor de entrada
  • Comprobar fusibles y cambiarlos en caso necesario.
  • Comprobar la intensidad de consumo de los equipos alimentados por el rectificador.




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lunes, 18 de julio de 2016

Diferencias entre un aceite dieléctrico tipo 1 y tipo 2, efecto de los inhibidores




Este post tiene como objetivo dar respuesta a las siguientes consultas:

1ª.- Diferencia entre un aceite dieléctrico tipo 1 y tipo 2
2ª.- Diferencia entre un aceite inhibido y no inhibido.

En la siguiente tabla se indican las diferencias entre los aceites del tipo 1 y 2

























La segunda pregunta tiene que ver con el efecto que los inhibidores (aditivos antioxidantes) producen en el aceite dieléctrico 

Efecto de los inhibidores en el aceite dieléctrico

El inhibidor interrumpe la cadena de reacción bloqueando los radicales, aumentando el periodo de inducción en el que apenas hay oxidación. Una vez superado éste comienza la 2ª fase de oxidación propiamente dicha que transcurre con mayor velocidad que en el caso de los aceites no inhibidos. 

Por tanto en presencia de inhibidores la 1ª fase durante el periodo de oxidación se hace más largo; pero en la segunda fase, debido a la presencia de radicales libres creados por el propio inhibidor se acelera considerablemente la oxidación (Figura)





La proporción en peso entre inhibidor y el aceite, no será nunca superior al 4 por mil.

En España, está generalizado el uso de aceites no inhibidos; es decir sin aditivos antioxidantes.