Avec ce procédé, habituellement appelé « patch test », nous utilisons les particules solides contenues dans votre éprouvette de fluide ou des résidus séparés (d'un filtre usagé, par exemple), et nous les soumettons à une analyse microscopique. Ceci nous permet de voir quel est le type d'encrassement présent et de vérifier les nombres de particules déterminés. En cas de besoin, ces particules solides ou résidus sont soumis à une nouvelle analyse à l'aide d'un microscope électronique à balayage, afin de déterminer leur composition précise.
Également connue sous le nom de « comptage des particules » ; on utilise un compteur de particules optique pour déterminer la taille et la quantité de particules présentes dans votre éprouvette d'huile. La taille, la composition et le nombre de particules de ce type ont des répercussions considérables sur l'usure des composants hydrauliques de vos systèmes.
Une teneur en eau élevée dans l'huile peut être extrêmement nocive pour les machines hydrauliques et contribuer au vieillissement de l'huile, ces deux phénomènes entraînant des frais de réparation importants. Cette analyse fait appel à la méthode de Karl Fischer, afin de déterminer la teneur absolue en eau de la solution testée, en ppm. Dans la mesure où vous nous fournissez des indications quant au fluide hydraulique et au domaine d'application, nous pouvons en outre vous conseiller des valeurs d'exploitation sûres.
La conductivité des huiles minérales a diminué au fil des ans, car les fabricants d'huiles ont perfectionné leurs produits afin d'augmenter leurs performances et de respecter les exigences en matière d'environnement. Malgré ces avantages, la diminution de la conductivité a rendu certains systèmes plus sensibles à la décharge électrostatique. Cet effet peut conduire à la formation d'étincelles sur les éléments filtrants et dans d'autres parties du système, ce qui non seulement réduit sensiblement le degré de séparation, mais encore contribue au vieillissement de l'huile. Ce test calcule la valeur de conductivité de votre huile en pS/m, valeur à l'appui de laquelle nous pouvons dire s'il existe un risque de décharge électrostatique ou non.
ICP signifie « Inductively Coupled Plasma » (plasma à couplage inductif). Cette analyse permet de déterminer le nombre d'éléments individuels présents dans un fluide, en ppm. Ceci est très utile pour déterminer quelle est la cause de l'encrassement, si cet encrassement est dû à une abrasion de métaux ou s'il a d'autres origines. De même, cette méthode permet de déterminer la teneur en additifs dans le fluide et l'évolution subséquente, ce qui nous permet d'observer la vitesse de décomposition et de recommander un changement d'huile.
L'analyse est effectuée à 40 °C et 100 °C. Il est très important de ne pas perdre de vue la viscosité de votre huile, car elle est en général considérée comme étant la propriété la plus importante, fondamentalement, des lubrifiants. Des augmentations de viscosité conduisent à un excès de chaleur dans le système et accélèrent le vieillissement du fluide. Une diminution de la viscosité pourrait signifier que vos composants ne sont pas protégés, ce qui aurait pour conséquence une usure excessive. Si l'on constate que la viscosité d'un fluide a changé, il faut rechercher de façon très précise les raisons de cette modification, car la performance de l'huile pourrait rester en-deçà du standard nécessaire.
MPC signifie « membrane patch colorimetry » (colorimétrie par patch membranaire) et mesure le nombre de particules insolubles dans l'huile. Ainsi pouvez-vous intervenir avant que des accumulations nocives de varnish et de boues ne se forment dans des composants critiques. Ceci concerne en particulier les huiles minérales qui ont été exposées à une chaleur importante ou une entrée d'eau, car ces facteurs accélèrent le vieillissement des huiles et la formation de varnish.
A potentiometric titrator is used to find the levels of acidity in your oil sample. Acids found in oil are an indication of oil ageing as a result of oxidation; this can lead to corrosion and damaging deposits in the system. This procedure can be used to determine relative changes to the acid levels in your system. This is particularly relevant in ester-based fluids as the rate of acid production is relative to the rate of oil ageing.
