¿Qué son los PCB´S?

DefiniciónLos PCB, o policlorobifenilos, son compuestos químicos clorados más conocidos en Francia con el nombre de piralenos. A escala internacional, constituyen uno de los 12 COP (Contaminantes Orgánicos Persistentes).Designan una familia de compuestos orgánicos clorados de alto peso molecular formados por dos átomos de benceno sustituidos por átomos de cloro.Se trata de líquidos, según su contenido en cloro, más o menos viscosos (incluso resinosos) insolubles en agua, incoloros o amarillentos, con un olor aromático fuerte.Estructura química de los policlorobifenilos

Fórmula bruta : C 12 H 10-n Cl n con n=1-10 (y principalmente n=2 à 7)Masa atómica relativa : 189 - 499 g

Los usos del PCBLos PCB, producidos industrialmente a partir de 1929 y hasta comienzos de los años 80, han sido utilizados masivamente como fluidos dieléctricos en transformadores.

Se obtiene a partir del bifenilo por sustitución parcial de átomos de hidrógeno por átomos de cloro.

Muy pronto los PCB fueron considerados como EXCELENTES AISLANTES ELÉCTRICOS, sus propiedades ignífugas, estabilidad física y biológica, plasticidad e insolubilidad, así como su inocuidad relativa (al menos así se creía en la época) y bajo coste de producción les convirtieron en un “producto milagro” omnipresente a lo largo de los grandes años del desarrollo industrial.

Se distinguen dos tipos de uso: En espacios cerrados: uso como fluidos dieléctricos (aceites), sobre todo en transformadores y condensadores.

Se hallan igualmente en ciertos radiadores de aceite u otros equipos eléctricos. En espacios abiertos: diluyentes de pesticidas, lubricantes en turbinas y bombas, en aceites de corte para el

tallado de metales, soldaduras, adhesivos, pinturas y papeles autocalco sin carbón…

Esta gran diversidad de aplicaciones dio lugar a una amplia dispersión en el medio ambiente, pudiendo ser las más impactantes las ligadas a vertidos ilegales o a incidentes en su utilización en equipos eléctricos: vandalismo, abandono, explosión de transformadores o condensadores, mantenimiento deficiente, etc.

Desde 1929 (inicio de uso comercial) hasta el 1989, la producción mundial (exc. URSS) se cifra en 1,5 millones de toneladas.

Riesgos ambientales y sanitarios asociadosLos PCB son sustancias escasamente biodegradables y con una persistencia muy larga.

Tras su vertido en el medio ambiente, se acumulan en la cadena alimentaria,  se amplifican en los organismos vivos y son resistentes a la degradación.

Estos compuestos se hallan presentes en todos los medios y ecosistemas: no solo en el aire, el suelo, el agua y los sedimentos, sino también, tras su transmisión, en las plantas, los animales y los seres humanos.

Hoy día, las principales fuentes de contaminación por PCB son tanto recurrentes como puntuales: recurrentes debido a las deposiciones atmosféricas (polvo y agua de lluvia), la escorrentía urbana y los vertidos

de las plantas depuradoras, con la imagen de la impregnación aún viva de nuestras sociedades. puntuales en casos de vandalismo, debido al atractivo del cobre que contienen los transformadores, vertidos

accidentales, negligencias o explosión de transformadores por caída de rayos o sobretensión.

Los efectos negativos de los PCB radican esencialmente en su carácter de disruptores del sistema endocrino.

Los planes de eliminación de PCBEn Francia: el plan nacional de descontaminación y eliminación de aparatos que contienen PCB fijaba un calendario de eliminación que vencía a finales de 2010.A nivel internacional: el Convenio de Estocolmo prevé un vencimiento en 2028.

En 1985, Francia prohibió la producción de PCB por su carácter de "Contaminante Orgánico Persistente", mientras que en EE.UU. y Alemania su producción ya estaba prohibida desde 1977 y 1983, respectivamente.

En Europa, la utilización de PCB en aplicaciones abiertas tales como tintas, adhesivos, pinturas, barnices, etc. fue prohibida en 1979.

Francia prohibió el uso de PCB en aparatos eléctricos en 1987. Después de que se estableciera tanto la prohibición de la fabricación de PCB como su eliminación y destrucción en varias normas, el decreto de 18 de enero de 2001 definió el plan nacional de descontaminación y eliminación de aparatos con PCB. En dicho plan se fijaba un calendario de eliminación de aparatos que contuvieran concentraciones de PCB superiores a 500 mg/kg con vencimiento el 31 de diciembre de 2010. Actualmente se está preparando una nueva norma para organizar la desaparición progresiva y el tratamiento y eliminación de transformadores y aceites de transformadores que aún contengan trazas de PCB.

A escala internacional, el Convenio de Estocolmo establece que los equipos con PCB deberán ser inventariados, etiquetados y retirados antes de 2025 y correctamente almacenados, para luego ser eliminados de manera ecológicamente racional antes de 2028.

Modos de eliminaciónAún hoy en día, solo la eliminación por incineración a 1.200° en condiciones estrictamente controladas y seguida de un enfriamiento extremo constituye el método más seguro.Trédi St Vulbas es la única planta del mundo que está habilitada y autorizada para asegurar una gestión completa de los residuos de PCB (descontaminación e incineración).Las características químicas de los PCB, el riesgo que conlleva su posible dispersión y amplificación debido a su gran estabilidad en el tiempo y en el medio ambiente, exigen una GESTIÓN MUY ESPECÍFICA.

Trédi St Vulbas, cuyo procedimiento está basado en estos principios, ESTÁ CAPACITADO para la DESCONTAMINACIÓN DE RESIDUOS CONTAMINADOS CON PCB (condensadores, transformadores…). Tanto su eficacia como su impacto ambiental están estricta y regularmente controlados, hasta el punto que la instalación ha sido designada como la “Mejor Tecnología Disponible”.

Cuando su contenido de PCB es especialmente bajo, y en función del historial del aparato, ciertos transformadores pueden ser rehabilitados, tras su descontaminación, con vistas a su reutilización. En los demás casos, una parte de los componentes tales como masas metálicas se valorizan después de la descontaminación.

Toda la cadena de tratamiento, una vez asumida la gestión de los residuos de PCB y hasta su destrucción, es objeto de controles rigurosos. La planta de Trédi St Vulbas posee desde hace varios años la certificación ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001.

¿QUE ES UNA CROMATOGRAFIA DE GASES?

Análisis Cromatografico de Gases Disueltos

El análisis de gases producidos por un aislamiento orgánico sometidos a esfuerzos eléctricos o térmicos, permiten obtener información sobre la naturaleza de esos esfuerzos, su intensidad y el tipo de materiales afectados.

Una técnica altamente confiable para detectar fallas incipientes en equipo eléctrico es la cromatografía de gases. Mediante esta técnica se puede determinar fallas como: descargas parciales de baja energía, fallas térmicas de baja y alta temperatura, arqueos, sobrecalentamientos, etc.

Los principales gases que se detectan en este análisis son:

*Hidrógeno   NitrógenoMetano Bióxido de carbono Etano Propano/propileno

 

*Monóxido de carbono*Etileno *Acetileno Isobutano

* Gases claves para detectar fallas incipientes

 

 

• Análisis Cromatografico de Bifenilos Policlorados

¿Qué son los Bifenilos Policlorados (BPC´s)?

Son fluidos sinteticos utilizados en equipo eléctrico conocidos en nuestro medio como Askarel; estos se han utilizado durante casi 50 años para la transferencia de calor y aislamiento de equipos eléctricos.

Los BPC´s son excepcionalmente estables y resistentes a la oxidación, lo que ha causado que el líquido persista en alguno lugares todavía. Debido a que los BPC´s han sido uno de los artículos mas publicados en los reglamentos ambientales, como uno de los contaminantes mas abundantes en el mundo, se creó una técnica analítica para su identificación, la cual consiste en determinar cualitativa y cuantitativamente los tres principales tipos de aroclors que utilizaron en la formulación de estos compuestos para el llenado de transformadores. Los aroclors que detectamos por medio del análisis cromatografico son:

1242    1254    1260 

 

 

• Análisis Cromatografico de Furanos

Se debe tener siempre en mente que la del papel es la vida del transformador, y por esta razón la preocupación central que se tiene cuando se establece una política de mantenimiento, es la de conservar el papel en las mejores condiciones; y la pregunta constante que uno debe hacerse es: ¿cuál es el estado actual del aislamiento? En base a este estado, se puede determinar la vida útil que le resta al equipo.

Grado de Polimerización (DP): indica cuantas unidades repetidas se encuentran en un polímero. Por ejemplo, en un transformador nuevo, el papel aislante tiene un PD del orden de 1200 y este desciende conforme va envejeciendo hasta alcanzar valores del orden de 200, reduciendo la resistencia a la tracción del mismo.

Mediante el análisis cromatografico de líquidos, se puede determinar el contenido de compuestos furanicos en el aceite, cuya presencia evidencian un desgaste térmico del papel. Existe una correlación directa entre la cantidad de compuestos furanicos y el grado de polimerización (DP) alcanzado. Los compuesto furanicos formados por la degradación de la celulosa, son solubles en el aceite y por medio de la cromatografía de líquidos se puede determinar cualitativa y cuantitativamente los siguientes compuestos: 

5 – Hidroximetil – 2 – furfural 2 – Furfural 5 – Metil – 2 – Furfural

 

Alcohol furfurilico2 – Acetil Furano 

¿Cuándo es necesario?

Se recomienda estos análisis anualmente, cuando el transformador se encuentre en condiciones normales de operación o cada seis meses si se encuentra sobrecargado, cuando se haya detectado deficiencias en su funcionamiento, o cuando el aceite se encuentre carca de los límites permisibles para continuar en servicio. Y de acuerdo a las recomendaciones del laboratorio cuando los transformadores muestran fallas de condiciones que involucran un arco eléctrico severo en su interior.

 

• Análisis Físico – Químico - Eléctrico

La continuidad del servicio de energía eléctrica requiere que los transformadores permanezcan en operación prácticamente todo el tiempo, un factor muy importante en la vida útil de un transformador es la calidad del aceite.

Usted puede determinar si el aceite se encuentra o no en condiciones confiables se seguir operando mediante un análisis físico – químico – eléctrico el cual comprende algunas de las siguientes determinaciones:

 

PRUEBA   MÉTODO ASTM

Factor de potencia a 25°C y 100 °CTensión de ruptura dieléctrica Tensión interfacialNúmero de neutralización Contenido de humedadColor Densidad 20/4°CViscosidadTemperatura de inflamación Temperartura de escurrimiento Contenido de aromáticosAspecto visual

    

D-924D-877 o D-1816D-971D-974D-1533D-1500D-1298D-445D-92D-97D-2140D-1524

 

 

• Análisis Cromatografico de Gases Disueltos

El análisis de gases producidos por un aislamiento orgánico sometidos a esfuerzos eléctricos o térmicos, permiten obtener información sobre la naturaleza de esos esfuerzos, su intensidad y el tipo de materiales afectados.

Una técnica altamente confiable para detectar fallas incipientes en equipo eléctrico es la cromatografía de gases. Mediante esta técnica se puede determinar fallas como: descargas parciales de baja energía, fallas térmicas de baja y alta temperatura, arqueos, sobrecalentamientos, etc.

Los principales gases que se detectan en este análisis son:

*Hidrógeno   NitrógenoMetano Bióxido de carbono Etano Propano/propileno

 

*Monóxido de carbono*Etileno *Acetileno Isobutano

* Gases claves para detectar fallas incipientes

 

 

• Análisis Cromatografico de Bifenilos Policlorados

¿Qué son los Bifenilos Policlorados (BPC´s)?

Son fluidos sinteticos utilizados en equipo eléctrico conocidos en nuestro medio como Askarel; estos se han utilizado durante casi 50 años para la transferencia de calor y aislamiento de equipos eléctricos.

Los BPC´s son excepcionalmente estables y resistentes a la oxidación, lo que ha causado que el líquido persista en alguno lugares todavía. Debido a que los BPC´s han sido uno de los artículos mas publicados en los reglamentos ambientales, como uno de los contaminantes mas abundantes en el mundo, se creó una técnica analítica para su identificación, la cual consiste en determinar cualitativa y cuantitativamente los tres principales tipos de aroclors que utilizaron en la formulación de estos compuestos para el llenado de transformadores. Los aroclors que detectamos por medio del análisis cromatografico son:

1242    1254    1260 

 

 

• Análisis Cromatografico de Furanos

Se debe tener siempre en mente que la del papel es la vida del transformador, y por esta razón la preocupación central que se tiene cuando se establece una política de mantenimiento, es la de conservar el papel en las mejores condiciones; y la pregunta constante que uno debe hacerse es: ¿cuál es el estado actual del aislamiento? En base a este estado, se puede determinar la vida útil que le resta al equipo.

Grado de Polimerización (DP): indica cuantas unidades repetidas se encuentran en un polímero. Por ejemplo, en un transformador nuevo, el papel aislante tiene un PD del orden de 1200 y este desciende conforme va envejeciendo hasta alcanzar valores del orden de 200, reduciendo la resistencia a la tracción del mismo.

Mediante el análisis cromatografico de líquidos, se puede determinar el contenido de compuestos furanicos en el aceite, cuya presencia evidencian un desgaste térmico del papel. Existe una correlación directa entre la cantidad de compuestos furanicos y el grado de polimerización (DP) alcanzado. Los compuesto furanicos formados por la degradación de la celulosa, son solubles en el aceite y por medio de la cromatografía de líquidos se puede determinar cualitativa y cuantitativamente los siguientes compuestos: 

5 – Hidroximetil – 2 – furfural 2 – Furfural 5 – Metil – 2 – Furfural

 

Alcohol furfurilico2 – Acetil Furano 

ANÁLISIS DE ACEITES DIELÉCTRICOS Y SU SIGNIFICADO NORMA IEEE C57.104-1991

Debe reconocerse que el análisis de estos gases y la interpretación de su

significado no son actualmente una ciencia, sino un arte sometido a variabilidad Estudios del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas han determinado que más del 70% de los defectos y fallos internos de un transformador dejan una huella en el aceite aislante que, si se sabe analizar e interpretar, permite identificar la naturaleza y severidad del defecto o fallo.

ANÁLISIS FUNDAMENTALES

Análisis de gases disueltos: El análisis se realiza según lo dispuesto en la norma UNE EN 60567:2005 y la interpretación de los resultados según lo dispuesto en la norma UNE EN 60599:2007. No obstante, en TEKNIKER hemos adoptado un novedoso método de interpretación de los resultados del análisis basado en los estudios del Grupo de Trabajo A2.18 (Gestión de vida de transformadores).Entre los métodos de extracción de gases, en TEKNIKER utilizamos el método de “espacio en cabeza (head space)” porque, cuando se aplica cuidadosamente, es el que mejores resultados proporciona. En este método, se introduce un volumen de aceite en un vial de vidrio en contacto con una fase gaseosa (“espacio en cabeza”) de volumen conocido. Una porción de los gases disueltos en el aceite (H2, O2, N2, CH4, C2H2, C2H4, C2H6, CO y CO2) pasa al espacio en cabeza, en condiciones de equilibrio Laboratorio Fluidos Dieléctricos - TEKNIKER 2

de temperatura, presión y agitación. El espacio en cabeza se transfiere a un bucle de inyección del cromatógrafo de gases. Se utilizan curvas de calibración para establecer la concentración de cada gas en el espacio en cabeza. Se calculan las concentraciones de gases en el aceite utilizando la ley de Henry y los coeficientes de reparto determinados por calibración directa con patrones de gases en aceite.

La interpretación de los resultados de estos análisis se hace considerando varios factores: - los defectos típicos descritos en la norma UNE EN 60599; - el método de las relaciones de gases, incluido el código de Rogers; - el método del triángulo de Duval; - en ocasiones, el método de las huellas de gases (gas patterns). Aspecto y color. El color de un aceite aislante se expresa con un número obtenido por comparación con una serie de colores normalizados. No es una propiedad crítica, pero puede ser útil para una evaluación comparativa. Un incremento rápido o un número de color elevado pueden indicar degradación o contaminación del aceite. Además del color, el aspecto del aceite puede mostrar turbidez o sedimentos que pueden indicar la presencia de agua libre, lodos insolubles, carbón, fibras u otros contaminantes.

Rigidez dieléctrica.

La rigidez dieléctrica es una medida de la capacidad del aceite para soportar solicitaciones eléctricas. La medida de la rigidez dieléctrica sirve principalmente para indicar la presencia de contaminantes como agua o partículas. Un valor bajo de rigidez dieléctrica puede indicar que uno o mas de estos contaminantes están presentes. Sin embargo, un valor elevado de rigidez dieléctrica no indica necesariamente la ausencia de todo contaminante. Contenido en agua. Dependiendo de la cantidad de agua, la temperatura del sistema de aislamiento y el estado del aceite, el contenido en agua del aceite aislante influye en:

- la rigidez dieléctrica del aceite;

- el aislamiento sólido y

- la tendencia al envejecimiento del líquido y del aislamiento sólido.

El contenido en agua del aislamiento líquido y sólido tiene, por tanto, un impacto significativo en las condiciones operativas reales y en la vida útil del transformador.

Existen dos fuentes principales de incremento de agua en el aislamiento del transformador:

- ingreso de humedad desde la atmósfera;

- degradación de celulosa y aceite

En equipos eléctricos llenos de aceite, el aislamiento líquido es el medio de transferencia de agua. El agua está presente en el aceite en forma disuelta y también puede estar presente como hidratos adsorbidos por los productos de envejecimiento polares (agua enlazada). Las partículas, como las fibras de celulosa también pueden enlazar algo de agua. Acidez. La acidez (índice de neutralización) del aceite es una medida de los constituyentes o contaminantes ácidos del aceite.

La acidez de un aceite usado se debe a la formación de productos de oxidación ácidos. Los ácidos y otros productos de oxidación, junto con el agua y los contaminantes sólidos, afectarán las propiedades dieléctricas y otras del aceite. Los ácidos tienen impacto en la degradación de los materiales celulósicos y también pueden ser responsables de corrosión de partes metálicas del transformador. La velocidad de incremento de la acidez de un aceite en servicio es un buen indicador de la velocidad de envejecimiento.

Factor de disipación dieléctrica (DDF, tan d). Este parámetro es muy sensible a la presencia de contaminantes polares solubles, productos de envejecimiento o coloides en el aceite. Se pueden controlar los cambios en los niveles de contaminantes midiendo este parámetro incluso cuando la contaminación es tan ligera que está cerca del límite de detección química. Puede obtenerse información adicional útil midiendo la tan d tanto a temperatura ambiente como a una temperatura más elevada como 90 °C.

En el caso de transformadores de medida de muy alta tensión (³ 400 kV), debe prestarse especial atención a la tan d pues se ha descrito que elevados valores pueden conducir a embalamientos térmicos con fallo del transformador.

Recuento de partículas. La presencia de partículas en el aceite aislante de equipos eléctricos puede tener diferentes orígenes. El propio equipo puede contener partículas el proceso de fabricación y el aceite puede contener partículas de su almacenamiento y manipulación, si no se filtra adecuadamente. El desgaste y el envejecimiento del aceite y materiales sólidos pueden producir partículas durante la vida en servicio del equipo. Calentamientos localizados por encima de los 500 ºC pueden formar partículas de carbón. Las partículas de carbón producidas en el conmutador del cambiador de tomas en carga pueden migrar por fugas a la cuba principal y contaminar los componentes sumergidos en aceite del transformador. Una fuente típica de partículas metálicas es el desgaste de los cojinetes de las bombas.

El efecto de las partículas en suspensión en la rigidez dieléctrica del aceite aislante depende del tipo de partículas (metálicas, fibras, lodos, etc.) y de su contenido en agua.

Históricamente, se ha relacionado algunos fallos en transformadores de alta tensión con la contaminación por partículas sin que los ensayos tradicionales de rigidez dieléctrica sean suficientes para identificar el problema.

Contenido en inhibidor. Los aditivos más comúnmente utilizados en aceites aislantes son 2,6-di-tert-butil-p-cresol (DBPC) y 2,6-di-tert-butil-fenol (DBP). Los aceites inhibidos tienen una forma de oxidación diferente a la de los aceites no inhibidos. Al principio de su vida en servicio, se consume el inhibidor sintético con escasa formación de productos de oxidación. Esto se conoce como periodo de inducción. Una vez que se ha consumido el inhibidor, la velocidad de oxidación está determinada, principalmente, por la estabilidad a la oxidación del aceite base.

La forma común y sencilla de controlar el consumo de inhibidor es medir la concentración en inhibidor según la norma UNE EN 60666. Contenido en dibencildisulfuro (DBDS). Algunos aceites aislantes fabricados durante los últimos años contienen cantidades relativamente elevadas de una sustancia, el dibencildisulfuro, que, en determinadas condiciones de trabajo del transformador, puede descomponerse haciendo que el aceite sea corrosivo. El método más sencillo de análisis de esta sustancia es la cromatografía de gases con columnas capilares y detector de captura de electrones, Pasivantes de metales. Este fenómeno de aceite potencialmente corrosivo ha conducido a la recomendación de aditivar los aceites con pasivantes de metales, Estos aditivos son derivados del tolutriazol y se pueden analizar fácilmente mediante cromatografía de líquidos de alta resolución (HPLC).

Del mismo modo que con los aditivos antioxidantes, los aceites pasivados se deben controlar periódicamente. Azufre corrosivo. El azufre está presente en aceites refinados formando moléculas que contienen azufre. La cantidad depende de los procesos de refino del aceite, el grado de refino y el tipo de crudo. Debido a un pobre refino, a contaminación o a las condiciones de trabajo del propio transformador, estas moléculas se pueden descomponer dando lugar a especies que pueden provocar corrosión a las temperaturas de trabajo. Se detectan mediante dos métodos de ensayo normalizados:

- ASTM 1275 método B

- IEC 62535.

Derivados furánicos. El análisis de derivados furánicos es una herramienta muy útil para determinar el envejecimiento del aislamiento celulósico. Este análisis se realiza según lo estipulado en el método B de la norma UNE EN 61198 y la interpretación de los resultados de los análisis se hace, a falta de norma internacional de referencia, mediante un procedimiento de nuestra propiedad.

ANÁLISIS COMPLEMENTARIOS

Estabilidad a la oxidación. Se denomina estabilidad a la oxidación a la capacidad del aceite mineral aislante eléctrico para resistir a la oxidación bajo solicitaciones térmicas y en presencia de oxígeno y un catalizador de cobre. Proporciona información general acerca de la esperanza de vida del aceite en las condiciones de servicio en equipos eléctricos.

IEC define esta propiedad como la resistencia a la formación de compuestos ácidos, lodos y compuestos que influyen en el Factor de Disipación Dieléctrica (DDF) bajo ciertas condiciones. Para los aceites que cumplen con la IEC 60296, estas condiciones se detallan en la IEC 61125 método C. No obstante, dada nuestra experiencia en el campo de los aceites lubricantes, podemos ofrecer la posibilidad de realizar este ensayo en otras condiciones diferentes.

Tensión Interfacial (IFT). La tensión interfacial entre el aceite y agua proporciona un medio para detectar contaminantes polares solubles y productos de degradación. Esta característica cambia muy rápidamente durante las etapas iniciales del envejecimiento pero se estabiliza cuando el deterioro es todavía moderado. Un rápido descenso de la IFT puede también indicar problemas de compatibilidad entre el aceite y algunos materiales del transformador (barnices, juntas), o una contaminación accidental durante el llenado del transformador con el aceite. Punto de inflamación. La rotura del aceite causada por descargas eléctricas o por exposición prolongada a muy altas temperaturas puede producir cantidades suficientes de hidrocarburos de bajo peso molecular para reducir el punto de inflamación del aceite.

Un bajo punto de inflamación puede indicar la presencia de productos combustibles volátiles en el aceite. Esto puede deberse a contaminación con un disolvente pero, en algunas ocasiones, se ha observado que la causa eran chispas eléctricas. Compatibilidad de aceites aislantes. Para rellenar el transformador o mantener niveles, se debe utilizar un aceite que cumpla con la norma IEC 60296 y sea del mismo tipo. Los aceites no usados, que sean conformes con la norma IEC 60296 y que no contengan o contengan los mismos aditivos, se consideran compatibles entre sí y pueden mezclarse en todas proporciones. La experiencia de campo indica que, normalmente, no se observan problemas cuando se añade un pequeño porcentaje, por ejemplo un 5 %, de un aceite no usado a aceites usados clasificados como “buenos”, aunque adiciones superiores a aceites fuertemente envejecidos puede ocasionar la precipitación de lodos. En estos casos, puede ser necesario realizar un ensayo de compatibilidad para determinar la viabilidad de las mezclas de aceites no usados de diferentes orígenes, con aceite en servicio. Se recomienda vivamente un estudio de compatibilidad para mezclar aceites usados. Se recomienda consultar al suministrador del aceite si existen dudas de compatibilidad.

Los ensayos de compatibilidad son especialmente necesarios en el caso de aceites que contienen aditivos. Punto de congelación. Es una medida de la capacidad del aceite para fluir a baja temperatura. No existen evidencias que sugieran que esta propiedad se vea afectada durante el deterioro normal del aceite. Los cambios en el punto de congelación pueden normalmente interpretarse como resultado del rellenado con un tipo diferente de aceite.

Densidad. La densidad puede ser útil para identificar el tipo de aceite. En climas fríos, la densidad del aceite puede ser importante para determinar la idoneidad de su uso. Por ejemplo, los cristales de hielo formados a partir de agua libre pueden flotar en aceites de alta densidad y conducir a contorneamiento durante la posterior fusión. Sin embargo, la densidad no es significativa para comparar la calidad de diferentes muestras de aceite. No existen evidencias de que la densidad se vea afectada por el deterioro normal del aceite.

Viscosidad. Es un importante factor en el control de la disipación de calor. El envejecimiento y la oxidación del aceite tienden a incrementar la viscosidad. La temperatura también afecta a la viscosidad. El envejecimiento y oxidación normales del aceite no afectarán significativamente la viscosidad. Esto puede suceder si el aceite está bajo condiciones extremas de descargas tipo corona u oxidación.

Policlorobifenilos (PCB). Los policlorobifenilos (PCB) son una familia de hidrocarburos aromáticos clorados sintéticos, que tienen buenas propiedades térmicas y eléctricas. Estas propiedades, combinadas con una excelente estabilidad química, les hicieron útiles en numerosas aplicaciones comerciales. Sin embargo, su estabilidad química y resistencia a la biodegradación son causa de preocupación en términos de contaminación medioambiental. Esta preocupación sobre el impacto medioambiental de los PCB ha restringido

progresivamente su uso desde el principio de los 70 y su uso en nuevas plantas y equipos fue prohibido mediante acuerdo internacional en 1986. Debería medirse el contenido en PCB del aceite de un equipo nuevo para confirmar que el aceite no contiene PCB. Posteriormente, cuando exista riesgo de contaminación potencial (tratamiento del aceite, reparación del transformador, etc.).