Ensayos al Aceite Dieléctrico Parte II
Pruebas de Monitoreo de Rutina
Análisis de la rigidez dieléctrica. Métodos Normalizados ASTM D-1816 y D-877.
El voltaje asociado con la rigidez dieléctrica, es una medida importante de los esfuerzos dieléctricos que el aceite dieléctrico
podrá soportar sin que llegue a fallar. Se mide mediante la aplicación de un determinado voltaje entre dos electrodos bajo condiciones prescritas por el Std ASTM .También sirve como una indicación de la presencia de contaminantes particularmente la humedad y demás elementos sólidos y semi sólidos.
La realización de los ensayos deberá realizarse en estricto apego a los estándares .El Std. ASTM D-877, especifica una cuba de pruebas equipado con electrodos planos esparcidos 0.001 de pulgada .ASTM D-1816 específica una cuba de pruebas equipado con electrodos esféricos esparcidos entre sí 0.008 de pulgada. Este método exige agitación y es muy sensitivo a pequeñas cantidades de contaminares y primariamente se debiera usar en aceites nuevos y usados cuando se requiere de una mayor precisión en los resultados.
Análisis de la Tensión interfacial. Método normalizado ASTM D-971.
La tensión interfacial entre le aceite aislante y el agua, es una medida de la fuerza de atracción molecular entre las moléculas y se expresa en dinas por cm. La prueba proporciona un medio de detectar contaminantes polares solubles y productos de deterioro. Los contaminantes solubles y los productos de degradación del aceite, generalmente producen una baja tensión interfacial.
Análisis del color en el Aceite
Método Normalizado ASTM D 1500
El significado primario del color es la de observar una tasa de cambio a lo largo del tiempo en un transformador. Obscurecimientos del aceite en un período de tiempo, indica tanto la contaminación como el deterioro del aceite. Un color oscuro, sin haber cambios significativos en el numero de neutralización ó de la viscosidad, usualmente indican contaminación con materiales extraños. El color de un aceite aislante, es determinada mediante una luz trasmitida y se expresa mediante un valor numérico comparado contra valores estándares en una tabla circular contenida dentro del equipo.
Análisis de la gravedad específica. Métodos Normalizados ASTM D-1298.
La gravedad especifica de un aceite aislante, es la relación de los pesos a igual volumen de aceite y agua a 60 ·F .La gravedad especifica es pertinente para confirmar las características del aceite usado versus el nuevo.
Análisis de la viscosidad. Métodos Normalizados ASTM D-83.
La viscosidad del aceite aislante, es la resistencia a un flujo continuo sin turbulencias, inercia y otras fuerzas. Se mide usualmente mediante la medición del tiempo del flujo de una dad cantidad de aceite bajo condiciones controladas. Un acentuado crecimiento de la viscosidad acompañada de un incremento del número de neutralización y bajo un color obscuro, puede indicar un deterioro del aceite así como un efecto acentuado de la oxidación.
Factor de Potencia del Liquido (Factor de Disipación) Método Normalizado ASTM D 924
EI factor de potencia del líquido es una prueba excelente para monitorear el aceite del transformador en servicio. Esta prueba es útil para evaluar el aceite nuevo ofrecido por un proveedor y para evaluar el aceite nuevo instalado en el equipo. Mientras que el aceite está en servicio, existen ciertas condiciones que degradan el aceite, lo cual se evidencia en modificaciones en los resultados del factor de potencia del líquido.
Cuando un líquido dieléctrico como el aceite del transformador se somete a campos de comente 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 medidas directas de esas perdidas dieléctricas. (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 calor de disipación es la tangente del mismo ángulo de pérdidas). 
El aceite nuevo, limpio y seco presenta un valor bastante pequeño de factor de potencia. La contaminación del aceite por causa de la humedad o por muchos otros contaminantes aumentará el factor de potencia del líquido. El envejecimiento y la oxidación del aceite también elevarán los valores del factor de potencia del líquido; casi cualquier cosa "mala" que le ocurra al aceite del sistema de aislamiento hará que aumente el factor de potencia del líquido.
La prueba de comprobación del factor de potencia del liquide en el aceite del transformador, se realiza, por lo general, a dos temperaturas: 25 ·C y 100 'C. La razón es que las dos lecturas v cómo se modifican en el tiempo pueden ser de suma utilidad diagnosticar cuál es la causa de un elevado factor de potencia (humedad, oxidación del aceite o contaminación). Además, el valor a 100 'C, en muchas ocasiones, es más sensible a los pequeños cambios que se presenten en las características del aceite.
Por lo general, los valores del factor de potencia del líquido son números pequeños (en los Estados Unidos se decidió presentarlo como un porcentaje). Como ejemplo, en el aceite recién instalada en un transformador nuevo de tensión primaria menor de 230 kv el factor de potencia de ese aceite a 25 ·C no debería ser mayor de 0,0005 (0,05%), que es el límite recomendado para este valor en las pruebas ANSI/IEEE C57.106-2002. Con frecuencia, en instalaciones nuevas el factor de potencia del líquido medido a 23 · C es mucho menor.
Análisis del contenido de Humedad en el Aceite Método Normalizado ASTM D 1533
Este método de prueba determina el contenido de humedad de1 aceite aislante mediante un titulador coulométrico automático Karl Fischer. Se inyecta una muestra de aceite en el dispositivo, el cual añade reactivos de forma automática hasta alcanzar el punto final. Este se determina mediante electrodos que perciben las condiciones eléctricas en el recipiente de reacción. Al alcanzarse e1 punto final, el dispositivo detiene la dosificaci6n y calcula electrónicamente el contenido de humedad en el aceite a partir del volumen de aceite inyectado y la cantidad de reactivo consumido.
El contenido de humedad del aceite se presenta en partes por millón (ppm) (miligramos de humedad por kilogramo de líquido aislante). Por si misma y, en especial, para los transformadores inmersos en aceite mineral, la estimación en partes por millón ppm) del contenido de humedad no es suficiente para evaluar la humedad en el aceite de un transformador en servicio. El valor en ppm es útil en la evaluación de un aceite recién adquirido o para la instalación en el equipo de un nuevo aceite procesado. El valor del contenido de humedad en ppm es también de suma importancia
Para fluidos en servicio que sean diferentes del aceite, también puede utilizarse como un criterio para otros equipos inmersos en aceite mineral distintos de los transformadores, Sin embargo, en la mayoría de los casos, para los equipos inmersos en aceite y en especial para los transformadores inmersos en aceite mineral, el valor de humedad en partes por millón es solo una pequeña parte de la información que se debe tomar en cuenta.
Análisis del contenido de inhibidor en el Aceite (DBPC) Método Normalizado ASTM D 2668 O D 4768
En e1 aceite para transformador se utilizan como inhibidor de la oxidación el 2, ó-ditertiario-butil para-creso1 (DBPC) 2,6-ditertiario-butil fenol (DBP). Se recomienda el uso de un inhibidor de oxidación en el aceite en aquellos equipos que no cuenten con sistemas adecuados para preservación del aceite y cuyo contenido de oxígeno disuelto exceda 1.000 ppm. Es de suma importancia realizar la prueba para conocer el contenido de inhibidor de oxidación del aceite de un equipo en servicio. Por lo general, el agotamiento del inhibidor es la primera indicación de que el aceite necesita mantenimiento. En la mayoría de las condiciones, el aceite no comenzará el proceso de envejecimiento por acción de la oxidación, si se cuenta con la presencia de unacantidad suficiente de inhibidor de oxidación.
Existen dos métodos de prueba normalizadas para el inhibidor de oxidación. Ambos métodos detectan los dos componentes, DBPC y DBP, utilizados como antioxidantes en el aceite del transformador y presentan su contenido combinado como el contenido total de inhibidor de oxidación. El método D 2668 utiliza un espectrómetro infrarrojo para determinar el contenido de inhibidor, mientras que el método D - 4768 utiliza cromatografía de gases. Ambos métodos conducen a resultados equivalentes. La selección del método a utilizar depende de la disponibilidad de tiempo de1 instrumento en el laboratorio. El contenido de inhibidor de oxidación se presenta como un porcentaje del peso del inhibidor en el aceite.
Análisis del contenido de PCB (Askarel). Método 9079US EPA SW-846
Los bifieniles policlorinados (PCB) son una familia de hidrocarburos aromáticos clorados sintéticos, que tienen excelentes propiedades térmicas y eléctricas. Estas propiedades, combinadas con una excelente estabilidad química, los hicieron muy adaptables en innumerables aplicaciones comerciales. Sin embargo, su estabilidad química y resistencia a la biodegradación no fueron evaluadas oportunamente, dado su inmenso éxito en el campo operacional, se transformaron de la noche a la mañana en una pesadilla ambiental de gran magnitud, después de más de 60 años de fabricación a nivel mundial sin prácticamente regulación alguna.
Esta característica de gran estabilidad, lo transformó en un gran agente contaminante no biodegradable bajo condiciones ambiéntales normales, pudiendo circular libremente en le medio ambiente, sin cambiar en lo absoluto su composición, solo cambia de estadio al pasar del agua, al ambiente y al suelo, es decir de liquido a gaseoso y viceversa.
Desde el principio de los 70 su uso fue severamente limitado por la EPA (Environmental Protection Agency), después de conocerse la existencia de un cierto tipo de cáncer en Japón, ajeno totalmente a las enfermedades comunes en ese país y causado por el irrigamiento accidental de una cosecha de arroz con el mortal PCB. Su uso y fabricación fue finalmente prohibido en 1986.
Debe evaluarse el contenido de PCB en transformadores que no fueron diseñados con tal producto porque existe una vía de contaminación de las empresas de servicio que al realizar procedimientos de recirculación a todo tipo de transformadores, contaminan a los de aceite con residuos de PCB proveniente de transformadores con askaerel ó que se encuentren contaminados, recuérdese que todo transformador cuyo liquido contiene más de 50 ppm, se considera un transformador contaminado.