Se realizan las siguientes pruebas al aceite:

Rigidez dieléctrica Norma ASTM-D-877 y 1816

La rigidez dieléctrica del aceite mineral aislante es la medida de su habilidad de soportar un voltaje sin falla. Es el voltaje al cual ocurre la ruptura entre los dos electrodos bajo condiciones controladas de laboratorio. La prueba sirve primariamente para indicar la presencia de contaminantes conductores de electricidad en el aceite. Tales contaminantes son: Agua, polvo fibras celulosas humedad o materia particulada. Una alta rigidez dieléctrica no indica la ausencia total de contaminantes en el aceite.

Los electrodos descritos en la ASTM D877 son discos planos, los cuales no son representativos de los electrodos en transformadores. Aun cuando los electrodos descritos en la ASTM D1816 no duplican las características de electrodos aislantes en transformadores, ellos se aproximan más a la aplicación del transformador. La norma ASTM D 1816 presenta una mayor respuesta a partículas y agua disuelta en el aceite, ambos complemente nocivos para la rigidez dieléctrica del aceite. La norma ASTM D1816 evalúa de una mejor manera los posibles cambios que puedan ocurrir en el aceite dentro del transformador.

Tensión interfacial Norma ASTM-D-971

Este método cubre la medición bajo condiciones de no equilibrio la tensión superficial que un fluido aislante mantiene contra el agua. La tensión interfacial es una medida de la fuerzas de atracción entre las moléculas de dos fluidos. Es expresado en millinewtons por metro (mN/m) "Dinas/cm". Este método es un medio excelente para detectar contaminantes polares solubles en el aceite y productos de la oxidación en aceites minerales dieléctricos.

Gravedad especifica Norma ASTM-D-1298

La gravedad específica del aceite es la razón de los pesos de iguales volúmenes del aceite y agua, probados a 15ºC. La gravedad especifica es significativa en la determinación de la solubilidad para su uso en ciertas aplicaciones; en climas fríos, hielo puede formarse en equipos expuestos a temperaturas de congelación. Cuando es considerado con otras propiedades de aceite, la gravedad específica puede ser un indicador de la calidad del aceite.

Si las lecturas del hidrómetro caen por encima de 0.91, es posible que el aceite contenga contaminantes, posiblemente ASKAREL o PCB's, si la lectura del menisco cae por debajo de 0.84 el aceite puede ser de características parafinicas.

Numero de neutralización Norma ASTM-D-974

El número de neutralización de un líquido aislante eléctrico es la medida de componentes acidicos de ese material. En el aceite nuevo, cualquier presencia de un acido es probable que sea un pequeño residuo del proceso de refinamiento. En el líquido que está en servicio, el número de neutralización es el número de productos formados durante la oxidación del aceite. El número de neutralización puede ser utilizado como una guía general para determinar cuando el aceite debe ser reprocesado o reemplazado. ASTM D974 es el método tradicional de indicador en el cual la muestra cambia de color al titrar los ácidos con una solución de Hidróxido de Potasio (KOH). El número de neutralización es expresado en la cantidad de miligramos requeridos de hidróxido de potasio (KOH) para neutralizar un gramo de aceite de la muestra.

En los transformadores estos ácidos orgánicos son supremamente dañinos para el sistema de aislamiento y puede inducir a la oxidación de las piezas metálicas cuando hay humedad también presente. Un incremento en el número de neutralización es un índice de la degradación del aceite. La formación de lodos será un producto inevitable en una situación en la cual el número de neutralización (Acidez) es obviado.

Contenido de humedad Norma ASTM-D-1533

Agua puede estar presente en líquidos aislantes de diversas maneras. La presencia de agua libre puede ser indicada por una examinación visual. El aceite aparecerá nublado o gotas separadas de agua serán vistas, probablemente en el fondo de la muestra. La presencia de agua libre puede ser remediada con el uso de filtración o por otros métodos. El agua disuelta en el aceite no puede ser detectada visualmente y normalmente es cuantificada por medios físicos o químicos. La humedad disuelta puede afectar la rigidez dieléctrica del aceite, aun cuando su significado es determinado por varios factores como el porcentaje de saturación de humedad, la cantidad y tipo de contaminantes presentes en la muestra.

Este método sirve para determinar la cantidad de agua total como también la cantidad de agua disuelta en el aceite dependiendo de las condiciones en las cuales la muestra fue extraída y analizada.

El agua absorbida o adsorbida en el aislamiento sólido aumenta la velocidad a la que el aislamiento sólido se descompone acortando la vida útil y confiable del transformador. Existe una relación directa entre el papel y el agua; si el contenido de humedad (agua) del papel se dobla, la vida del aislamiento sólido (papel) se reduce a la mitad. En los niveles de humedad muy alta, las temperaturas de funcionamiento en el equipo pueden ser lo suficientemente altas como para permitir que el equipo energizado presente un arco eléctrico gracias a el aislamiento húmedo, lo que lleva a una falla catastrófica.

Saturación Porcentual IEEE C57.106-2006

La humedad no es muy soluble en presencia de un aceite limpio y nuevo. La solubilidad aumenta a temperaturas más altas. La saturación porcentual del aceite se calcula a partir de las partes por millón del contenido de humedad y la temperatura del aceite. Si la humedad del aceite es mayor que la cantidad de saturación relativa deseada y el transformador se enfría significativamente, parte del agua disuelta se separa de la solución en forma de gotas de agua libre. Estas gotas generan una condición que puede causar falla dieléctrica inmediata si se ponen en contacto con un conductor energizado en el interior del equipo.

Humedad Porcentual Por peso seco IEEE C57.106-2006

Una de las principales preocupaciones es la humedad en el papel que forma el aislamiento solido, dado que envejece el sistema de aislamiento prematuramente lo que conlleva a una reducción en la vida útil del equipo. Si se permite que la humedad exceda incluso estos niveles, el transformador puede quedar en tan malas condiciones que puede producirse un arco eléctrico a temperaturas que se registran normalmente en un transformador en servicio. La humedad por peso seco (%M/DW) también se calcula a partir del contenido de humedad en ppm en el aceite y de la temperatura del mismo.

Color Norma ASTM-D-1500

El aceite debe tener un color claro y debe ser óptimamente claro para que permita una inspección visual de los aparatos ensamblados adentro del tanque del equipo. Cualquier cambio en el color del aceite indica una deterioración o contaminación del aceite.

Inspección visual 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. Para que un aceite sea aceptable debe tener una apariencia clara y brillante, libre de cualquier contaminación o de cualquiera de las condiciones anormales ya enumeradas observables a plena vista.

PCBS / Concentración de cloros

o Clor-n-Oil 50ppm

Clor-N-Oil es un método rápido y preciso para probar fluidos aislantes eléctricos (Aceite de Transformador) para la presencia de PCB. Clor-N-Oil está disponible para pruebas de aceite de transformador en cuatro niveles de acción diferentes; 20 ppm, 50 ppm y 500 ppm. Para eliminar la posibilidad de falsos negativos, Dexsil calibra todos los kits de prueba Clor-N-Oil en Aroclor 1242. El Aroclor 1242 contiene la menor cantidad de cloro (42% en peso) de los Aroclors que se encuentran en fluidos aislantes eléctricos. Cuando el resultado de Clor-N-Oil se torna color púrpura, puede estar seguro que es su muestra de aceite está por debajo del nivel de acción.

o Dexsil L2000DX PCB/Cloruro

El L2000DX se basa en la misma química básica como los kits de prueba Clor-N-Oil, sin embargo, en lugar de una reacción colorimétrica, el L2000DX utiliza un electrodo específico de ion para cuantificar la contaminación de la muestra. El rango de medición utilizable para aceites es de 2 a 2000 ppm.

Cromatografia de gases disueltos

A medida que el transformador se ve sometido a esfuerzos eléctricos y térmicos se van generando gases combustibles en el transformador. Los materiales aislantes, tanto el aceite como la 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 los gases detectados. Es importante la tasa y cantidad de gas generado. El proceso de envejecimiento normal genera gases; sin embargo, estos se generan a una tasa extremamente lenta. Las condiciones de falla incipiente o de falla de formación reciente ocasionan cambios inmediatos y observables en el contenido de gases disueltos en el aceite del transformador.

Mas importante aun, una mayoría sorprendente de estas fallas incipientes ofrecen evidencia temprana de una falla o problema en desarrollo y, por lo tanto, pueden detectarse al analizar el aceite del transformador. La cromatografía de gases (CG) es el método más idóneo disponible para identificar los gases combustibles. La cromatografía de gases supone un análisis cualitativo como cuantitativo de los gases disueltos en el aceite del transformador.

Compuestos Furanicos ASTM D 5837

La celulosa es un material orgánico integrado por cadenas poliméricas formadas por moléculas de glucosa que ligadas forman fibras. La celulosa, en forma de papel conocido como KRAFT, combinado con el aceite mineral forma el sistema aislante eléctrico y mecánico del transformador. Sin embargo, el aislamiento de papel experimenta rupturas y degradación, está última puede ser una función del envejecimiento normal del aislamiento o acelerado debido a los factores externos. Éstos incluyen la temperatura operacional creciente del transformador, los niveles altos de humedad y la exposición a la oxidación dando por resultado alta acidez en aceite.

Un método, que se ha utilizado para supervisar la degradación de la celulosa, es el grado de la técnica de la polimerización (DP). Ésta es una medida de la longitud de cadena de la celulosa media y requiere una muestra del papel ser tomada del transformador. Sin embargo existen otros productos de la degradación de la celulosa que se disuelven en aceite aislante, llamados furanos. Un análisis de furanos puede ser hecho sin la apertura del transformador y su consecuente permanencia fuera de servicio mientras se realiza la operación.

Los furanos resultan solamente de la degradación de la aislación de papel y no de cualquier otra fuente, por ello la ventaja de este análisis, es que ofrece medios directos de determinar la condición de aislamiento de un transformador, analizando su aceite De la degradación de la celulosa se generan cinco compuestos del furanos, el compuesto principal detectado en el análisis es 2-Furfural o 2-Furaldehyde, la cantidad se mide en ppm o ppb y se determina por medio de la cromatografía líquida (HPLC). Por debajo de un grado de polarización de 250, el transformador puede no ser capaz de soportar los esfuerzos de cortocircuito.