Laboratorio para pruebas de aceite.     

Análisis de aceite de turbinas, enfriadores o transformadores Monterrey. Ademas realizamos pruebas de densidad y viscosidad de todo tipo de liquidos. Realizamos 10 pruebas fisicoquimicas en campo como las de humedad, viscosidad, resistividad, colorimetria, densidad relativa, factor de potencia y ruptura de aceite, acidez, tension interfacial. Disponemos de laboratorio eléctrico y electrónico completo REAL ABIERTO AL PUBLICO.

UNICOS que podemos tomar video de sus pruebas ya que somos 100% transparentes. No confie en laboratorios a escondidas que se niegan a ser grabados o monitoreados. Respuesta el mismo día que nos contacte. Constantemente actualizamos nuestros equipos y disponemos de los últimos equipos para hacer todo tipo análisis de transformadores estamos ubicados en Monterrey. No pierda su tiempo en empresas fantasmas que no tienen ni equipos ni respuesta inmediata o solo usan otras compañias externas o les entregan cualquier reporte. No cortamos esquinas hacemos todos los reportes 100% de acuerdo a las normativas de la ASTM. Otras compañias les cobran precios muy bajos por "paquetes", pero no les hacen nada y se niegan a entregar grabaciones, no ponga en riesgo su seguridad ni la de sus equipos. Nosotros SI hacemos pruebas y permitimos su presencia o las hacemos en CAMPO pruebas de ruptura dieléctrica hasta 80Kv (ASTM D877 y ASTM D1816 con agitador magnético), pruebas de color con colorímetro ASTM D1500 y D1524, pruebas de viscosidad ASTM D445 y pruebas de humedad en aceite con un Titulador Coulométrico ASTM D1533 para aceites aislantes o ASTM D6304 para productos de petroleo (con doble reactivo). Resistividad ASTM D1169 y factor de potencia o disipacion ASTM D924 Tension Interfacial ASTM D971, Acidez ASTM D974. Utilizamos los equipos de última generación en el mercado maquinaria completamente automatica para minimizar error humano. Nuestros equipos generan una impresion en papel con las mediciones y la fecha de la prueba para asi asegurarse que se hizo la prueba y cuando se hizo. Llevamos impresas todas las normativas del ASTM y el código eléctrico nacional a todos los trabajos porque somos 100% transparentes y profesionales. Los únicos en la industria los cuales tomamos videos y evidencia fotográfica EN VIVO de los procedimientos y resultados de su aceite para que estos puedan ser propiamente verificados por cualquier profesional y vean que si se hacen. El cliente puede venir y estar presente en el laboratorio y grabar las pruebas.

Otras pruebas:

Nuestros videos de youtube click aqui.

¿Que diferencia hay entre nosotros y la competencia?

1. Tomamos videos de los procedimientos.

2. Equipos de ultima generación pantallas táctiles y computarizados.

3 Reportes internos generados en la impresora de los equipos con fecha y mediciones.

4. Pruebas hechas 100% como indican las normativas las cuales tenemos impresas.

5. Pruebas en Campo o frente al cliente en nuestro laboratorio.

6. Miembros de IEEE asociaciones eléctrica y dieléctrica (DEIS) por más de 10 años.

7. Ofrecemos renta de TODOS nuestros equipos a más bajo costo.

8. Respuesta rápida hacemos los análisis el mismo día que nos contacte.

9. Maquinaria de repuesto para efectos de comparación o reemplazo inmediato.

10. Equipos completamente automáticos para minimizar error humano.

También ofrecemos renta de equipo con técnico a más bajo costo. Solo usamos jeringas y embudos de vidrio para extraer y manipular las muestras para evitar cualquier contaminación. En todos nuestros servicios eléctricos nos adherimos a los estándares reconocidos INTERNACIONALMENTE de la ASTM, NEC, API, ANSI NETA, NFPA. Somos miembros de la IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) y de la DEIS Dielectrics and Electrical Insulation Society #94801861 Lo cual nos da acceso a las normativas vigentes, fórums profesionales, webinars y diverso material de investigación.

Nosotros somos 100% transparentes en nuestro trabajo porque nos consideramos altamente profesionales en nuestros métodos. Nosotros SI hacemos las pruebas frente al cliente en campo, no pongan en riesgo sus equipos, su personal ni su persona confiando en laboratorios de puerta cerrada que se niegan a ser grabados.

Al hacer las pruebas en campo frente al transformador eliminas la contaminación; no condensación, no agitación, no cambios de temperatura, no agentes extraños. Las pruebas hechas en laboratorios a puerta cerrada se hacen supuestamente a 25 grados y los transformadores no trabajan a esa temperatura. No ponga en riesgo su seguridad, la de su personal ni la de sus equipos, EXIJA estar presente durante sus pruebas, es su derecho saber si de verdad les están haciendo sus pruebas como las normativas indican, recuerde que lo barato sale caro.

Las normas ASTM tienen un rango desde 20 a 30 grados. La mayoría de los laboratorios no hacen las pruebas de acuerdo a las normas de la ASTM (American Standards for Testing Materials) la única forma de saber a ciencia cierta es pidiendo un video de sus pruebas, exíjalo si no puede presenciarlas. No hay razón alguna por qué se niegan a hacerlo si supuestamente hacen las pruebas como indican las normas vigentes. Nosotros incluimos reportes impresos generados automáticamente por las máquinas de ruptura dieléctrica y de contenido de humedad minimizando así error humano.

Llevamos impresas las normativas vigentes para enseñárselas al cliente y para verificar que cualquier prueba está dentro del estándar. únicos los cuales ofrecemos renta real inmediata de equipos con técnico a más bajo costo; no gimmicks, no pago de importaciones, no tiempo de espera. Solo usamos jeringas y embudos de vidrio y de acero inoxidable para extraer las muestras directamente de la válvula del transformador pasa así evitar cualquier contaminación de acuerdo a la norma ASTM D3613 y de la IEEE Std C57 106-2006 y la limpieza de utensilios las hacemos de acuerdo al método descrito en la ASTM D923 todas normas la cuales hemos comprado y llevamos impresas a todos los trabajos.

RESULTADOS DE LOS ANALISIS:

Los análisis no solo proveen información relativa del estado del aceite, sino que también posibilita la detección de posibles causas de fallas en los equipos y es por lo tanto una pieza fundamental del programa de mantenimiento.

La ruptura del aislamiento se checa infectándole voltajes altos y vemos cual es la tensión mínima a la cual se provoca el arco eléctrico entre dos electrodos metálicos. Indica la habilidad de un aceite para soportar esfuerzos eléctricos sin falla. Una baja tensión de ruptura dieléctrica indica contaminación con agua, carbón o contaminantes extraños.

Repetimos las pruebas 5 veces como nos indica la normativa para sacarle el promedio después se calcula la deviación estándar para ver si está dentro de la norma si no se repiten las pruebas hasta obtener una desviación estándar optima y así obtener los resultados más precisos y de acuerdo a las normativas vigentes. Utilizamos una maquina 100% automática para evitar errores.

Videos con maquinas de ruptura en nuestro canal de youtube.

PRUEBAS AL ACEITE

Las pruebas al aceite, se las realiza para comprobar que las propiedades del aceite aislante, están dentro del rango aceptable. Se debe tener en cuenta que dentro de las pruebas se encuentran, las pruebas Exploratorias del Aceite, las cuales son:

- 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, ha realizado una clasificación de las pruebas al aceite. Esta clasificación, son conjuntos de pruebas, para transformadores de distribución y de potencia.

CONJUNTO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES

CRÍTICOS (CRITICALPAC)

Pruebas aplicables a transformadores con tensiones primarias iguales o superiores a 230 kV más de 5000 galones (19 000 litros) de líquido dieléctrico, en aplicaciones como por ejemplo: transformadores elevadores para uso con generadores, transformadores rectificadores y para hornos de arco, transfo-rectificadores y cualquier otro transformador que se considere crítico para la producción.

El conjunto de pruebas que se debe tener en cuenta, anualmente son las siguientes.

- 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 furínicos.

CONJUNTO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES DE

POTENCIA (POWERPAC)

Estas pruebas de aplican a transformadores de potencia para subestaciones y la mayoría de los transformadores con tensión primaria igual o mayor a 69 kV, pero menor a 230 kV. A su vez, este conjunto de pruebas 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 furónicos.

 PowerPac2(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.

CONJUNTO DE PRUEBAS PARA TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN (DISTRIBUTIONPAC)

Estas pruebas se aplican a equipos de distribución de cualquier tensión primaria, incluidos los transformadores montados en poste, transformadores tipo pedestal y transformadores dentro de un gabinete, así como la mayoría de las unidades con tensión primaria menor a 69 kV.

Este conjunto de pruebas anuales incluyen:

- Pruebas exploratorias del aceite.

- Análisis de gases disueltos.

- Contenido de humedad.

PRUEBAS EXPLORATORIAS AL ACEITE

Las siguientes seis pruebas al aceite, ofrecen una valiosa información del comportamiento del aceite en servicio.

NÚMERO DE NEUTRALIZACIÓN

Método normalizado ASTM D 974, D 664, D 1534

Es una medida de los agentes ácidos orgánicos en el aceite. En un aceite nuevo el número de neutralización es pequeño, y aumenta como resultado del envejecimiento, deterioro y oxidación.

Cuando el aceite se oxida y se envejece en servicio, algunos de los productos de descomposición que se forman son de naturaleza ácida, lo que significa que reaccionarán y serán neutralizados por una sustancia básica (alcalina). El número de acidez se presenta en miligramos de

KOH por gramos de la muestra (mg KOH/g).

TENSIÓN INTERFACIAL

Método normalizado ASTM D 971   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 será capaz de mantener elevada rigidez dieléctrica. La tensión interfacial se mide en milinewtons por metro (mN/m). Al colocar el aceite en el equipo (transformador), la TIF del aceite disminuir  entre 5 mN/m a 10 mN/m. A partir de esto la TIF se reducir  gradualmente a medida que se envejece el aceite.

A medida que el aceite se envejece y se oxida, los compuestos polares que se forman por la oxidación 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, ASTM D 877

Método normalizado ASTM D 877

El objetivo de determinar la tensión de ruptura dieléctrica es el de evaluar la capacidad del aceite para soportar los esfuerzos eléctricos.

La contaminación del aceite por causa de elementos como fibras del aislante sólido, partículas conductoras, contaminación por elementos extraños, sucio y agua pueden afectar la tensión de ruptura dieléctrica.

Metodo normalizado ASTM D 1816.

Método normalizado ASTM D 1298

Es la relación de la masa de un volumen específico de aceite con la masa del mismo volumen a igual temperatura. La densidad relativa es una relación calculada y no cuenta con unidades de medida específicas.

El objetivo de determinar la tensión de ruptura dieléctrica es el de evaluar la capacidad del aceite para soportar los esfuerzos eléctricos, pero en esta prueba los electrodos son tipo hongo y se usa un agitador par mover constantemente el aceite durante la prueba.

Sin embargo, los electrodos D1816 son más sensibles a las partículas y al agua disuelta en el aceite, los cuales son perjudiciales para la resistencia eléctrica del aceite en los transformadores. Por lo tanto, los resultados de la prueba D1816 proporcionan una mejor evaluación de los cambios que pueden ocurrir en el aceite de los transformadores. Esta prueba usa una celda tipo hongo con agitador motorizado ya qu ees mas sensible que la D877 a la humedad, al envejecimiento del aceite y oxidacion. Esta se ve mas afectada por la presencia de particulas en el aceite. El estandar D1816 aunque generalmente es aceptado como mas util que la D877, tiene una limitacion importante la cual es que cuando se prueba aceite en servicio, este metodo de prueba es muy sensible a los gases disualtos. Las cantidades excesivas de gas en aceite pueden reducir los resusltados de la prueba hasta el punto de que una muestra perfectamente buen ade aceite, con baja humedad y contenido de particulas, no pasara la prueba.

En general la densidad relativa no cambia cuando el aceite está en servicio, puesto que el envejecimiento y la oxidación le afectan muy poco.

Si al tomar los datos de la densidad relativa, estos se encuentran fuera del rango aceptable,   se producen cambios significativos entre los intervalos de monitoreo, se debe investigar la causa, ya que indicaría que esta contaminado con PCB s.

COLOR

Método normalizado ASTM D 1500

En un aceite nuevo, el color es muy bajo. La apariencia del aceite nuevo y limpio es caso blanco como el agua y completamente transparente. A medida que el aceite envejece y se oxida se oscurece.

La contaminación también puede producir un rápido cambio de color.

El aceite malo puede presentar una ligera coloración, mientras que el aceite oscuro aún puede ser de cualidades similares a un nuevo en todos los otros aspectos. El mal color del aceite raras veces afecta el desempeño del aceite en servicio.

EXAMEN VISUAL

Método normalizado ASTM D 1524

La muestra de aceite se somete a una apreciación visual para comprobar la opacidad, turbidez, partículas en suspensión, sedimentos visibles o lodos, carbón, agua libre o cualquier otra cosa que lo invalide como un aceite claro y homogéneo. Una apariencia clara y brillante, describe a un aceite aceptable; además de estar libre de partículas.

ANÁLISIS DE GASES DISUELTOS

Método normalizado ASTM D 3612

Cuando el transformador esta sometido a esfuerzos eléctricos y térmicos, se generan gases combustibles en el transformador. Los materiales aislantes, tanto el aceite como el papel (celulosa), se descomponen como consecuencia de tales esfuerzos y producen gases. La presencia y cantidad de estos gases individuales, extraídos del aceite y luego analizados, revelan el tipo y grado de la condición que causa la generación de gases detectados.

La cromatografía de gases (CG), es el método más idóneo disponible para identificar los gases combustibles.

CONTENIDO DE HUMEDAD

Método normalizado ASTM D 1533

Esta prueba determina la cantidad de humedad del aceite aislante, mediante un Titulador Coulomátrico Automático Karl Fischer. El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm) (miligramos de humedad por Kilogramo de líquido aislante). En los transformadores inmersos en aceite mineral, el valor de humedad en ppm es sólo una pequeña parte de la información que se debe tomar en cuenta. La humedad en los equipos eléctricos origina dos condiciones perjudiciales, las cuales son:

- La humedad incrementa el riesgo de falla dieléctrica en el equipo.

- La humedad 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. Es útil para evaluar el nuevo aceite ofrecido por un proveedor y para evaluar el aceite nuevo instalado en el equipo. Mientras que el aceite está en servicio, existen condiciones que degradan el aceite, lo cual se evidencia en modificaciones en los resultados del factor de potencia.

Cuando un líquido dieléctrico se somete a campos de corriente alterna (CA), se producen pérdidas dieléctricas que causan dos efectos. La corriente resultante se desfasa ligeramente debido al campo de CA aplicado y la energía de las pérdidas se disipa en forma de calor. El factor de potencia del líquido y el factor de disipación son medias directas de esas pérdidas.

El factor de potencia del líquido se calcula como el seno del ángulo de pérdidas; el valor de desviación de la corriente debido a las pérdidas dieléctricas. Mientras que el factor de disipación es la tangente del mismo ángulo de pérdidas.

RESISTIVIDAD DE LIQUIDOS AISLANTES DIELECTRICOS.

Método normalizado ASTM D 1169

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. El mecanismo de acción es ataque a peróxidos, formando moléculas inocuas. Un aceite inhibido se degrada más lentamente que un aceite no inhibido, siempre que el inhibidor está presente.

Cuando el inhibidor de oxidación se agota, el aceite se oxida muy rápidamente. Por ello es importante establecer la concentración de inhibidor y su velocidad de consumo.

Existen dos métodos de prueba normalizados; ambos métodos detectan las dos componentes DBPC y DBP, utilizados como antioxidantes. El método D

2668 utiliza un espéctometro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor. En cambio el método D 4768 utiliza cromatografía de gases. Los dos métodos conducen a resultados equivalentes.

METALES DISUELTOS

Método normalizado ASTM D 3635

Este método sirve para analizar el contenido de cobre disuelto en el aceite aislante eléctrico mediante la espectrofotometría de absorción atómica. Se está utilizando un método para detectar y cuantificar varios metales simultáneamente denominado Espectrofotometría de Plasma Acoplada

Inductivamente ICP (en inglés).

COMPUESTOS FURONICOS

Método normalizado ASTM D 5837

El aislamiento sólido del transformador está formado por papel, el cual está compuesto por fibras de celulosa. Esta última es un polímero formado, a su vez, por moléculas de glucosa. En un papel nuevo, antes de su instalación en el transformador y secado en fábrica, la cadena promedio del polímero tiene una longitud de 1000 a 1200 moléculas de glucosa.

La longitud promedio de la cadena de celulosa se denomina Grado de

Polimerización (GP) del papel. A medida que el papel se envejece, se produce una descomposición natural y gradual de las cadenas de polímeros.

A medida que se reduce el tamaño de dichas cadenas, disminuye también la rigidez mecánica del papel. Cuando la cadena de la celulosa se rompe y forma dos cadenas más cortas, se separan una o mas moléculas de glucosa y se forma cierta cantidad de agua, monóxido y de dióxido de carbono. La molécula de glucosa cambia químicamente durante este proceso y forma un compuesto que contiene un anillo de furano.

Se puede formar una variedad de compuestos furónicos, los más comunes son:

- 2-furaldehído. Furfural o furfuraldehído. Este es el compuesto 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. Es 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 de la descomposición del papel en presencia de grandes cantidades de oxígeno.

ANÁLISIS DE CONTENIDO DE PCB S

Método normalizado ASTM D 4059

Un PCB es un hidrocarburo sintético, con contenido de cloro, fue desarrollado en la década de los 70, para transformadores en áreas cerradas o peligrosas debido a su alto punto de inflamación y estabilidad química, conocido comúnmente como ASKAREL o PCB. Durante los años 70's, se determino que los Bifenilos Policlorados tenían características tóxicas nocivas para el hombre, por lo que quedo prohibida su fabricación internacionalmente y se comenzó a establecer la normatividad necesaria para su control, manejo y disposición.