Laboratorio para pruebas de aceite
Analizamos aceite de turbinas, enfriadores y transformadores en Monterrey. También hacemos pruebas de densidad y viscosidad de todo tipo de líquidos. Realizamos 10 pruebas fisicoquímicas en campo: humedad, viscosidad, resistividad, colorimetría, densidad relativa, factor de potencia y ruptura de aceite, acidez y tensión interfacial. Contamos con un laboratorio eléctrico y electrónico completo, abierto al público.
Respondemos el mismo día que nos contacte. Actualizamos constantemente nuestros equipos y usamos equipos de última generación, completamente automáticos, para minimizar el error humano.
Evidencia de cada prueba
Tomamos video y evidencia fotográfica en vivo de los procedimientos y resultados de su aceite, para que cualquier profesional pueda verificarlos. El cliente puede venir, estar presente en el laboratorio y grabar las pruebas. Nuestros equipos imprimen en papel las mediciones y la fecha de la prueba, de modo que usted sabe que se hizo y cuándo. Llevamos impresas a todos los trabajos las normativas de la ASTM y el código eléctrico nacional, y hacemos los reportes de acuerdo con las normativas de la ASTM.
Pruebas y normas que aplicamos
- Ruptura dieléctrica hasta 80Kv, en laboratorio o en campo (ASTM D877 y ASTM D1816 con agitador magnético).
- Color con colorímetro: ASTM D1500 y D1524.
- Viscosidad: ASTM D445.
- Humedad en aceite con titulador coulométrico: ASTM D1533 para aceites aislantes o ASTM D6304 para productos de petróleo (con doble reactivo).
- Resistividad: ASTM D1169.
- Factor de potencia o disipación: ASTM D924.
- Tensión interfacial: ASTM D971.
- Acidez: ASTM D974.
Nuestros videos en YouTube: haga clic aquí.
Qué nos distingue
- Tomamos videos de los procedimientos.
- Equipos de última generación, con pantallas táctiles y computarizados.
- Reportes internos generados en la impresora de los equipos, con fecha y mediciones.
- Pruebas hechas como indican las normativas, que tenemos impresas.
- Pruebas en campo o frente al cliente en nuestro laboratorio.
- Miembros de IEEE y de las asociaciones eléctrica y dieléctrica (DEIS) por más de 10 años.
- Renta de todos nuestros equipos, también con técnico.
- Respuesta rápida: hacemos los análisis el mismo día que nos contacte.
- Maquinaria de repuesto para comparación o reemplazo inmediato.
- Equipos completamente automáticos para minimizar el error humano.
Solo usamos jeringas y embudos de vidrio y de acero inoxidable para extraer y manipular las muestras directamente de la válvula del transformador, para evitar contaminación, de acuerdo con la norma ASTM D3613 y la IEEE Std C57 106-2006. La limpieza de utensilios sigue el método descrito en la ASTM D923. Compramos estas normas y las llevamos impresas a los trabajos.
En todos nuestros servicios eléctricos nos apegamos a los estándares reconocidos internacionalmente de la ASTM, NEC, API, ANSI NETA y NFPA. Somos miembros de la IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) y de la DEIS (Dielectrics and Electrical Insulation Society) #94801861, lo que nos da acceso a las normativas vigentes, foros profesionales, webinars y material de investigación.
Pruebas en campo y presencia del cliente
Hacemos las pruebas frente al cliente, en campo. Al probar frente al transformador se elimina la contaminación: sin condensación, agitación, cambios de temperatura ni agentes extraños. Las pruebas de laboratorio se hacen supuestamente a 25 grados, y los transformadores no trabajan a esa temperatura. Le recomendamos estar presente durante sus pruebas, para comprobar que se hagan como indican las normativas.
Las normas ASTM (American Society for Testing and Materials) tienen un rango de 20 a 30 grados. La forma de saber si una prueba se hizo según la norma es pedir un video; si no puede presenciarla, solicítelo. Nuestros reportes impresos los generan automáticamente las máquinas de ruptura dieléctrica y de contenido de humedad, lo que minimiza el error humano.
Repetimos las pruebas 5 veces, como indica la normativa, y sacamos el promedio. Después calculamos la desviación estándar para ver si está dentro de la norma; si no, repetimos las pruebas hasta obtener una desviación estándar óptima y los resultados más precisos. Usamos una máquina automática para evitar errores. Hay videos de las máquinas de ruptura en nuestro canal de YouTube.
Resultados de los análisis
Los análisis informan el estado del aceite y permiten detectar posibles causas de fallas en los equipos, por lo que son una pieza fundamental del programa de mantenimiento.
La ruptura del aislamiento se comprueba inyectando voltajes altos para ver la tensión mínima a la que se provoca el arco eléctrico entre dos electrodos metálicos. Indica la capacidad de un aceite para soportar esfuerzos eléctricos sin falla. Una baja tensión de ruptura dieléctrica indica contaminación con agua, carbón o contaminantes extraños.
Pruebas al aceite
Las pruebas al aceite comprueban que las propiedades del aceite aislante estén dentro del rango aceptable. Entre ellas están las pruebas exploratorias del aceite:
- Número de neutralización.
- Tensión interfacial.
- Tensión de ruptura dieléctrica ASTM D 877.
- Densidad relativa.
- Color.
- Examen visual, para determinar apariencia y presencia de sedimentos.
Conjuntos de pruebas para transformadores
Según la experiencia de la compañía S.D. Myers, las pruebas al aceite se clasifican en conjuntos para transformadores de distribución y de potencia.
Conjunto de pruebas para transformadores críticos (CriticalPac). Se aplica a transformadores con tensiones primarias iguales o superiores a 230 kV y más de 5000 galones (19 000 litros) de líquido dieléctrico, en aplicaciones como transformadores elevadores para generadores, transformadores rectificadores y para hornos de arco, transfo-rectificadores y cualquier otro transformador crítico para la producción. Las pruebas que se deben considerar cada año son:
- Pruebas exploratorias del aceite.
- Análisis de gases disueltos.
- Contenido de humedad.
- Factor de potencia del líquido a 25 °C y a 100 °C.
- Contenido de inhibidor de oxidación.
- Metales disueltos.
- Compuestos furánicos.
Conjunto de pruebas para transformadores de potencia (PowerPac). Se aplica a transformadores de potencia para subestaciones y a la mayoría de los transformadores con tensión primaria igual o mayor a 69 kV, pero menor a 230 kV. Se subdivide en:
PowerPac1 (para las pruebas iniciales o de referencia) incluye:
- Pruebas exploratorias del aceite.
- Análisis de gases disueltos.
- Contenido de humedad.
- Factor de potencia del líquido a 25 °C y a 100 °C.
- Contenido de inhibidor de oxidación.
- Compuestos furánicos.
PowerPac2 incluye:
- Pruebas exploratorias del aceite.
- Análisis de gases disueltos.
- Contenido de humedad.
- Factor de potencia del líquido a 25 °C y a 100 °C.
- Contenido de inhibidor de oxidación.
Conjunto de pruebas para transformadores de distribución (DistributionPac). Se aplica a equipos de distribución de cualquier tensión primaria, incluidos transformadores montados en poste, tipo pedestal y dentro de un gabinete, y a la mayoría de las unidades con tensión primaria menor a 69 kV. Las pruebas anuales incluyen:
- Pruebas exploratorias del aceite.
- Análisis de gases disueltos.
- Contenido de humedad.
Pruebas exploratorias al aceite
Estas seis pruebas dan información valiosa sobre el comportamiento del aceite en servicio.
Número de neutralización
Método normalizado ASTM D 974, D 664, D 1534.
Mide los agentes ácidos orgánicos en el aceite. En un aceite nuevo es pequeño y aumenta por envejecimiento, deterioro y oxidación. Cuando el aceite se oxida y envejece en servicio, algunos productos de descomposición son ácidos, es decir, reaccionan y se neutralizan con una sustancia básica (alcalina). El número de acidez se expresa en miligramos de KOH por gramo de muestra (mg KOH/g).
Tensión interfacial
Método normalizado ASTM D 971 y D 2285.
Es la capacidad del aceite de encapsular moléculas de agua y sustancias polares. Los materiales que no se mezclan forman una superficie o interfaz cuando se ponen en contacto. Una alta tensión interfacial mantiene elevada la rigidez dieléctrica. Se mide en milinewtons por metro (mN/m). Al colocar el aceite en el equipo (transformador), la TIF disminuye entre 5 mN/m y 10 mN/m, y después se reduce gradualmente a medida que el aceite envejece.
Al envejecer y oxidarse el aceite, los compuestos polares que se forman debilitan la interfaz y reducen la tensión interfacial. El descenso paulatino de la TIF es señal de envejecimiento del aceite o de mezcla de un aceite dieléctrico con otro lubricante industrial.
Tensión de ruptura dieléctrica
Método normalizado ASTM D 877 y ASTM D 1816.
El objetivo es evaluar la capacidad del aceite para soportar los esfuerzos eléctricos. La contaminación por fibras del aislante sólido, partículas conductoras, elementos extraños, suciedad y agua puede afectar la tensión de ruptura dieléctrica.
La prueba D1816 evalúa lo mismo, pero usa electrodos tipo hongo y un agitador que mueve constantemente el aceite durante la prueba. Sus electrodos son más sensibles a las partículas y al agua disuelta en el aceite, que perjudican la resistencia eléctrica del aceite en los transformadores. Por eso sus resultados dan una mejor evaluación de los cambios que pueden ocurrir en el aceite. Usa una celda tipo hongo con agitador motorizado y es más sensible que la D877 a la humedad, al envejecimiento y a la oxidación del aceite, y se ve más afectada por la presencia de partículas.
El estándar D1816, aunque generalmente se acepta como más útil que la D877, tiene una limitación importante: al probar aceite en servicio, es muy sensible a los gases disueltos. Cantidades excesivas de gas pueden reducir los resultados al punto de que una muestra de buen aceite, con baja humedad y bajo contenido de partículas, no pase la prueba.
Densidad relativa (gravedad específica)
Método normalizado ASTM D 1298.
Es una relación calculada y no tiene unidades de medida específicas. En general no cambia cuando el aceite está en servicio, porque el envejecimiento y la oxidación la afectan muy poco. Si los datos están fuera del rango aceptable o hay cambios significativos entre los intervalos de monitoreo, se debe investigar la causa, porque podría indicar contaminación con PCBs.
Color
Método normalizado ASTM D 1500.
En un aceite nuevo y limpio el color es muy bajo: casi blanco como el agua y completamente transparente. A medida que el aceite envejece y se oxida, se oscurece. La contaminación también puede producir un cambio rápido de color. Un aceite malo puede presentar una ligera coloración, mientras que un aceite oscuro puede tener cualidades similares a uno nuevo en todo lo demás. El mal color rara vez afecta el desempeño del aceite en servicio.
Examen visual
Método normalizado ASTM D 1524.
La muestra se somete a una apreciación visual para comprobar opacidad, turbidez, partículas en suspensión, sedimentos visibles o lodos, carbón, agua libre o cualquier otra cosa que lo invalide como aceite claro y homogéneo. Una apariencia clara y brillante, libre de partículas, describe un aceite aceptable.
Otras pruebas de laboratorio
Análisis de gases disueltos
Método normalizado ASTM D 3612.
Cuando el transformador está sometido a esfuerzos eléctricos y térmicos, se generan gases combustibles. Los materiales aislantes, tanto el aceite como el papel (celulosa), se descomponen por esos esfuerzos y producen gases. La presencia y cantidad de cada gas, extraído del aceite y analizado, revela el tipo y grado de la condición que los genera. La cromatografía de gases (CG) es el método más idóneo para identificar los gases combustibles.
Contenido de humedad
Método normalizado ASTM D 1533.
Determina la cantidad de humedad del aceite aislante con un titulador coulométrico automático Karl Fischer. Se presenta en partes por millón (ppm), es decir, miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante. En transformadores inmersos en aceite mineral, el valor en ppm es solo una pequeña parte de la información que se debe considerar. La humedad en los equipos eléctricos causa dos condiciones perjudiciales:
- Incrementa el riesgo de falla dieléctrica en el equipo.
- Contribuye a acelerar el envejecimiento del sistema de aislamiento líquido y sólido.
Factor de potencia del líquido a 25 °C y a 100 °C
Método normalizado ASTM D 924.
Es una prueba excelente para monitorear el aceite del transformador en servicio. Sirve para evaluar el aceite nuevo que ofrece un proveedor y el aceite nuevo instalado en el equipo. Mientras el aceite está en servicio, las condiciones que lo degradan se evidencian en cambios del factor de potencia.
Cuando un líquido dieléctrico se somete a campos de corriente alterna (CA), se producen pérdidas dieléctricas con dos efectos: la corriente se desfasa ligeramente respecto al campo aplicado y la energía de las pérdidas se disipa como calor. El factor de potencia del líquido y el factor de disipación son medidas directas de esas pérdidas. El factor de potencia es el seno del ángulo de pérdidas; el factor de disipación es la tangente del mismo ángulo.
Resistividad de líquidos aislantes dieléctricos
Método normalizado ASTM D 1169.
El aceite aislante del transformador es refrigerante y aislamiento. La resistividad de CC (corriente continua) del aceite es uno de los parámetros clave para evaluar la condición del aislamiento, porque es sensible a la degradación del aceite. El estado estable del campo de CC lo determina la conductividad del material aislante, normalmente una combinación de aceite y papel. Por eso conocer la conductividad del aceite es muy importante para el diseño y la operación segura del transformador.
Contenido de inhibidor de oxidación
Método normalizado ASTM D 2668 o D 4768.
Es un aditivo incorporado al aceite que retarda su degradación por oxidación: ataca los peróxidos y forma moléculas inocuas. Un aceite inhibido se degrada más lentamente que uno no inhibido, mientras el inhibidor esté presente. Cuando se agota, el aceite se oxida muy rápido, por eso es importante establecer la concentración de inhibidor y su velocidad de consumo.
Hay dos métodos normalizados, y ambos detectan los dos componentes DBPC y DBP, usados como antioxidantes. El método D 2668 usa un espectrómetro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor; el método D 4768 usa cromatografía de gases. Los dos conducen a resultados equivalentes.
Metales disueltos
Método normalizado ASTM D 3635.
Analiza el contenido de cobre disuelto en el aceite aislante eléctrico mediante espectrofotometría de absorción atómica. También se usa un método que detecta y cuantifica varios metales simultáneamente, la espectrofotometría de plasma acoplado inductivamente (ICP, por sus siglas en inglés).
Compuestos furánicos
Método normalizado ASTM D 5837.
El aislamiento sólido del transformador es papel, compuesto por fibras de celulosa, un polímero formado por moléculas de glucosa. En un papel nuevo, antes de instalarlo en el transformador y secarlo en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200 moléculas de glucosa. Esa longitud promedio se llama grado de polimerización (GP) del papel. A medida que el papel envejece, las cadenas se descomponen de forma natural y gradual, y disminuye la rigidez mecánica del papel.
Cuando una cadena de celulosa se rompe y forma dos cadenas más cortas, se separan una o más moléculas de glucosa y se forman agua, monóxido de carbono y dióxido de carbono. La molécula de glucosa cambia químicamente y forma un compuesto con un anillo de furano. Se pueden formar varios compuestos furánicos; los más comunes son:
- 2-furaldehído (furfural o furfuraldehído): el que se encuentra con mayor frecuencia.
- 2-furil alcohol (furfural alcohol o furfurol): se forma en presencia de gran cantidad de humedad.
- 2-acetil furano: el menos común. Se encuentra en transformadores averiados que han sufrido descargas eléctricas por rayos.
- 5-metilo-2-furaldehído: se forma por recalentamiento intenso.
- 5-hidroximetilo-2-furaldehído: se forma por la descomposición del papel en presencia de grandes cantidades de oxígeno.
Análisis de contenido de PCBs
Método normalizado ASTM D 4059.
Un PCB es un hidrocarburo sintético con cloro, desarrollado en la década de los 70 para transformadores en áreas cerradas o peligrosas por su alto punto de inflamación y estabilidad química. Se conoce comúnmente como ASKAREL o PCB. Durante los años 70 se determinó que los bifenilos policlorados tienen características tóxicas nocivas para el hombre, por lo que se prohibió su fabricación internacionalmente y se empezó a establecer la normatividad necesaria para su control, manejo y disposición.