11 Dieletricos Apostila Liquidos Isolantes

Módulo 11 Líquidos Isolantes

1. INTRODUÇÃO Em todos os processos operativos, verifica-se que os equipamentos envolvidos, em um determinado momento, irão necessitar de manutenção. Ainda hoje, a manutenção é encarada como um mal necessário, considerando-se que máquinas e equipamentos falham. O problema consiste no fato de que, enquanto os equipamentos estiverem inoperantes haverá perda de produção com conseqüentes prejuízos. Principalmente nos países latino-americanos e do terceiro mundo, a escassez de recursos impossibilita a renovação e atualização dos seus sistemas operativos, a aquisição de novos equipamentos e a modernização de suas indústrias. Portanto, faz-se necessária a mudança radical dos conceitos e da filosofia de manutenção, para que os sistemas e equipamentos sejam mantidos nas mais perfeitas condições operacionais, conseguindo produzir satisfatoriamente e para que a vida útil dos mesmos seja mantida ou ampliada. 2. HISTÓRICO DA UTILIZAÇÃO DE LÍQUIDOS ISOLANTES A história dos transformadores iniciou em 1855, com uma patente auferida a Addembrooke e Ferranti, e o óleo mineral vem sendo utilizado como meio isolante e refrigerante em transformadores desde 1890. Apesar de todos os desenvolvimentos nesta área, o óleo mineral associado ao papel ainda constitui o sistema de isolamento mais utilizado. Pode parecer estranho que novos materiais não tenham substituído este sistema tão antigo. Tal acontece com cabos, condensadores, transformadores especiais, dentre outros, porém, para os transformadores convencionais, existe uma tendência de se manter o sistema óleo/papel. Isto se deve à eficácia deste sistema e o seu custo reduzido em relação a outros meios dielétricos. Esta tendência é reforçada pela possibilidade de utilização de óleo mineral isolante de origem parafínica e de óleos regenerados. 3. FUNÇÕES Os líquidos utilizados em equipamentos elétricos têm como principais funções o isolamento e a refrigeração. Para um líquido cumprir a função de isolamento, este deve atuar como um dielétrico ou extintor de arco entre partes de potencial elétrico diferente, para isso deve apresentar elevada rigidez dielétrica. Para cumprir a função de refrigeração, é necessário que o fluido possua viscosidade adequada, permitindo que o calor gerado pela parte ativa seja trocado com meio ambiente por convecção natural e, ainda, tenha uma alta condutividade térmica. Além destas funções e de algumas características específicas, outras são requeridas para o bom desempenho dos equipamentos, como segue: •

Transformadores - as principais funções requeridas de um fluido isolante a ser utilizado nestes equipamentos são: refrigeração, isolamento e estabilidade à oxidação;

•

Transformadores em Instalações Abrigadas - as principais funções requeridas para o fluido a ser utilizado são: refrigeração, isolamento, estabilidade à oxidação e não propagação de chamas;

•

Capacitores - por ser um equipamento selado, a principal característica do fluido deverá ser a absorção de gases, além das funções de isolamento e preenchimento dos espaços vazios;

•

Chaves, Disjuntores e Religadores - a principal função requerida para o fluido a ser utilizado é a extinção de arco, além de isolamento.

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Portanto, as características desejáveis em fluidos isolantes são: •

Boa característica dielétrica

•

Baixo fator de dissipação

•

Viscosidade adequada

•

Fluidez a baixas temperaturas

•

Boa estabilidade química, térmica e elétrica

•

Capacidade de absorção de gases

•

Baixa volatilidade

•

Alto ponto de fulgor

•

Baixo poder de solvente

•

Capacidade de extinção de arco

•

Inflamabilidade nula ou muito baixa

•

Toxicidade nula ou muito baixa

•

Biodegradabilidade

•

Baixo custo

•

Disponibilidade

Não há líquido que possua todas estas características, portanto, o projeto do equipamento deve levar em conta as limitações de cada fluido. 4. TIPOS DE LÍQUIDOS ISOLANTES Os líquidos isolantes podem ser divididos em dois grupos principais, de acordo com a aplicação: 4.1. Óleos de Uso Geral São produtos obtidos através do refino do petróleo, constituindo-se basicamente de hidrocarbonetos. São os óleos isolantes de origem mineral de base parafínica ou naftênica, os quais são apropriados para aproximadamente 90% das aplicações, pois são bons isolantes elétricos e refrigerantes e, ainda em comparação com os demais fluidos, são os de menor custo. 4.2. Óleos de Segurança São líquidos isolantes resistentes à inflamação e/ou não propagadores de chama, o que faz com que sejam utilizados em condições especiais, onde o risco de incêndio e explosão deve ser minimizado. Estes fluidos podem ser utilizados para aplicações comuns, porém, não o são, por serem mais caros que o óleo mineral e também devido ao fato de que os transformadores que os utilizam necessitam ser projetados especialmente com uma maior área de troca térmica, o que aumenta o seu custo final. 5. PRINCIPAIS LÍQUIDOS ISOLANTES Os principais líquidos isolantes utilizados em equipamentos elétricos são: óleos minerais parafínico ou naftênico, óleo mineral de alto ponto de fulgor R-Temp, silicone e ascarel.


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5.1. Óleo Mineral 5.1.1. Obtenção / Constituição O óleo mineral isolante utilizado em equipamentos elétricos é obtido através da destilação do petróleo natural, da fração de 300 a 400 °C. Este cru destilado pode ser de origem parafínica ou naftênica, dando origem ao correspondente óleo mineral isolante. O óleo mineral isolante não é um composto puro, mas sim uma mistura na qual as moléculas em sua maioria são constituídas basicamente por carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos) e, em pequenas quantidades, por compostos que apresentam nitrogênio, enxofre e oxigênio em sua estrutura (heterocompostos). Suas moléculas médias possuem de 19 a 23 átomos de carbono. Os hidrocarbonetos podem ser divididos em três grupos: •

Parafinas ou alcanos: hidrocarbonetos saturados de cadeia aberta linear ou ramificada. CH3 CH3

CH2 CH2

(CH2)n CH

CH3

(CH2)n

CH3

(CH2)n CH3 •

Naftenos ou Cicloalcanos: hidrocarbonetos saturados de cadeia fechada contendo um ou mais anéis, sendo que estes podem possuir uma ou mais cadeias laterais lineares ou ramificadas. CH2 CH2

CH

(CH2)n

CH2

CH2

CH3

CH2 •

Aromáticos: hidrocarbonetos aromáticos contendo um ou mais anéis benzênicos que podem ser combinados com anéis alicíclicos, podendo ou não apresentar cadeias laterais. CH CH

C

CH

CH

(CH2)n

CH3

CH

5.1.2. Degradação do Óleo Mineral Isolante Durante a operação do equipamento, o óleo envelhece e sofre mudanças consideráveis nas suas propriedades físicas, químicas e elétricas. Como conseqüência, ocorre: •

deterioração das propriedades isolantes do óleo;


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•

aceleração do processo de degradação da celulose;

•

formação de borra (material que se deposita na parte ativa dos transformadores, dificultando a transferência de calor).

O processo que rege a oxidação do óleo mineral isolante é o mesmo da oxidação dos hidrocarbonetos, visto que estes são os principais constituintes do óleo. A teoria mais aceita é a da peroxidação, na qual, os hidrocarbonetos sob ação do calor, oxigênio e cobre (catalisador da reação), reagem segundo o mecanismo em cadeia: 

Formação de Radical Livre

2R

H + O2

2R

+

H2O2

(Início da Reação em Cadeia) 

Formação de Radical Peróxido

R

+

O2

R

O

O

(Continuação da Reação em Cadeia) 

Formação de Hidroperóxido

R

O

O + R´

H

ROOH + R´

(Continuação da Reação em Cadeia) 

Transformação do Hidroperóxido em Radical Peróxido

ROOH + 1/2 O2

ROO + OH

(Continuação da Reação em Cadeia)



Combinação dos Radicais Formados

R• + R• → R R R • + ROO • → ROOR ROO • + R' OO • → ROOR' + O2 (Término da Reação em Cadeia) A presença de um radical livre, o qual pode ser formado fotoquimicamente ou por ativação térmica, é o suficiente para formar inúmeros radicais livres através de reação em cadeia, o que leva a que sua velocidade seja uma função exponencial no tempo, a uma dada temperatura. A velocidade da reação também aumenta com o aumento da temperatura de forma exponencial. Após a formação dos hidroperóxidos, muitos produtos de oxidação são formados. Estes, diferem de acordo com a espécie do hidroperóxidos que lhes deu origem, como segue:


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

Formação de Álcool e Cetona a partir de Hidroperóxido Terciário

R R

R R

C

C

OH + O

R

OOH

O

R

C

OH

R

R



+ R

Formação de Cetona e Ácido a partir de Hidroperóxido Secundário

O C R CH

R

R

OOH

+ H2O O

R R

C OH



+ RH

Formação de Aldeído e Ácido a partir de Hidroperóxidos Primário

O R R

CH2

C H O

OOH R

C

+ H2O

+ H2 OH

Numa etapa seguinte, e na presença de oxigênio, estes produtos formados (álcoois, aldeídos e cetonas, chamados de produtos intermediários da oxidação) dão origem aos ácidos carboxílicos. Na etapa final, ocorrem reações de polimerização, ou seja, várias moléculas reagem formando um composto de alto peso molecular (mais pesado que o óleo) que se deposita sob a forma de borra. Esta borra pode ser de caráter apolar (polimerização via radical livre) e de caráter polar e ácido (polimerização de ácidos e álcoois): 

Polímero de Caráter Apolar

nR

R


(R)n

R

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

Polímero de Caráter Polar

O nR

C

O + nR

C

OH

R

C

OH

+ n H2 O

C

R n

A fim de estender a vida útil dos minerais, inibidores de oxidação podem ser adicionados aos mesmos, sendo que o DBPC (di terc butil para cresol) é o aditivo mais utilizado. Este é um inibidor fenólico que atua na etapa de formação de radicais livres e peróxidos, o qual não evita a oxidação, porém, a retarda. Este produto reage preferencialmente com os radicais livres e peróxidos, formando produtos mais estáveis e interrompendo a reação em cadeia, como segue:

CH3 CH3 C CH3

OH

CH3 C CH3 CH3

CH3 DBPC

Para fins didáticos, a fórmula do DBPC será representada simplificadamente por XOH:

R + XOH

RH + XO

2 XO

XO

OX

ROO + XOH

( produto estável )

ROOH + XO

XO + ROO

ROO

XO

( produto estável )

Quando o inibidor for totalmente consumido, a reação em cadeia segue como descrito anteriormente. 5.2. Silicone O fluido utilizado em equipamentos elétricos conhecido normalmente por silicone é um produto sintético à base de polidimetilsiloxano.

(CH3)3

Si

(O

Si

( CH3)2)n

O

Si

(CH3)3

É uma molécula de caráter polar, porém por suas ligações serem fortes e flexíveis, conferem alta mobilidade à molécula, fazendo com que o dipolo elétrico resultante seja nulo ou desprezível e conferindo ao fluido a característica de isolamento elétrico. Com relação à função de refrigeração, o silicone possui condutividade térmica adequada e viscosidade mais alta que a do óleo mineral, requerendo que o equipamento que o utiliza, seja projetado com maior área de troca térmica, tornando-o mais caro. O fluido de silicone, por suas ligações Si-O serem extremamente estáveis, possui alta estabilidade química e térmica, ou seja, é pouco reativo e suas propriedades são muito pouco alteradas com a temperatura, tendo uma vida útil bastante alta. Possui, ainda as vantagens de ser


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inócuo do ponto de vista biológico e apresentar boa compatibilidade com os materiais de construção dos equipamentos. É chamado de fluido de segurança por apresentar alto ponto de fulgor e, quando da queima de silicone, este formar sílica (areia) que se deposita na superfície, cessando a fonte de oxigênio e, por conseguinte, a chama (auto-extinção). Seu uso é recomendado para equipamentos instalados em locais onde o risco de incêndio deve ser minimizado. 5.3. Óleo Mineral de Alto Ponto de Fulgor É obtido por meio do refino do petróleo, sendo constituído por hidrocarbonetos parafínicos de alto peso molecular, o que lhe confere alto ponto de fulgor e características de não propagação de chama.

CH3

CH

CH2

CH

CH3

(CH2)n

CH

CH2

CH2

CH3

CH3

CH3

Como o R-Temp (nome comercial) é formado praticamente por carbono e hidrogênio, este fluido apresenta caráter apolar, o que lhe confere boas características de isolamento elétrico. Do ponto de vista de refrigeração, à temperatura ambiente possui viscosidade extremamente elevada, o que dificulta a troca de calor com o meio ambiente, porém, nas temperaturas de operação do equipamento, sua viscosidade é aceitável. Este fluido é recomendado para utilização em equipamentos instalados em locais onde o risco de incêndio e explosão deve ser minimizado. Como vantagens, o R-Temp é biodegradável, atóxico, não bioacumulativo e apresenta boa compatibilidade com os materiais de construção de equipamentos. 5.4. Bifenilas Policloradas - PCB’s (Ascarel) De acordo com a norma NBR-8371, os ascaréis são líquidos isolantes sintéticos, resistentes ao fogo, constituídos de bifenilas policloradas (PCB’s), com ou sem adição de compostos de benzeno clorados. As estruturas dos compostos presentes nas formulações dos ascaréis, são as seguintes:

Z

Z

Cl Z

Z Z

Z

Z

Cl

Cl

Z Bifenila Policlorada

Triclorobenzeno

Cada posição ocupada pela letra “Z”, pode ou não representar um átomo de cloro. As bifenilas policloradas normalmente utilizadas nas formulações de ascaréis possuem de 3 a 6 átomos de cloro na molécula, sendo portanto constituídas de tri, tetra, penta e hexaclorobifelinas. Cada um destes compostos pode apresentar uma série de isômeros de posição, resultando as PCB’s comerciais em uma complexa mistura.


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O termo ascarel é derivado da marca registrada “ASCAREL”, tendo as seguintes denominações comerciais: Aroclor, Pyranol, Santotherm, Phenoclor, Clophen, Dycanol, Inerteen, Kanechlor, etc. Suas moléculas são formadas por carbono, hidrogênio e cloro. Devido a grande diferença de eletronegatividade existente entre o cloro e o carbono, o ascarel apresenta polaridade elétrica resultante não nula, acarretando maiores perdas dielétricas em relação aos outros fluidos. As PCB’s são bioacumulativas e não biodegradáveis, estando seu uso proibido em quase todo o mundo, inclusive no Brasil. Equipamentos que estão em uso e carregados com ascarel podem continuar em operação, porém devem ser observadas as normas de segurança e a legislação vigente. As PCB´s sem diluição foram largamente utilizadas em capacitores, devido a sua grande capacidade de absorver gases. Diluídas com triclorobenzeno, na proporção de 40 a 60%, foram utilizadas em transformadores onde o risco de incêndio deveria ser controlado. 6. APLICAÇÕES De acordo com as funções exigidas para um fluido a ser utilizado em equipamentos elétricos e as características que o mesmo possui, pode-se definir suas aplicações potenciais: •

Transformadores: o silicone, o R-Temp e o óleo mineral isolante podem ser utilizados, sendo que o óleo mineral isolante é o mais empregado devido ao seu baixo custo em relação aos demais fluidos, permitindo que o equipamento seja mais compacto e, consequentemente, mais barato;

•

Transformadores em instalações abrigadas: é recomendada a utilização de fluidos de segurança, os quais possuem alto ponto de fulgor. Atualmente, o R-Temp e o silicone são empregados em substituição ao ascarel;

•

Capacitores: recomenda-se a utilização de hidrocarbonetos aromáticos sintéticos, como o dodecilbenzeno em substituição ao ascarel;

•

Chaves, Disjuntores e Religadores: é recomendada a utilização de óleo mineral isolante.

7. MANUTENÇÃO PREDITIVA A fim de evitar prejuízos advindos da queima de um equipamento, manutenções não programadas ou, ainda, troca prematura de equipamento (vida útil inferior à projetada), busca-se através de ensaios realizados no líquido isolante, obter informações sobre: •

O comportamento do óleo quanto às suas funções de refrigeração e isolamento;

•

As transformações ocorridas no óleo quando em serviço (envelhecimento);

•

O estado do isolamento sólido;

•

Falhas incipientes no equipamento. Para isso, recomenda-se que sejam realizados:

•

Ensaios físico-químicos e cromatográficos de recepção do óleo a ser colocado no equipamento;

•

Ensaios físico-químicos periódicos de controle de qualidade do óleo isolante em serviço, verificando suas funções de isolamento e refrigeração e o estado de envelhecimento do mesmo, realizando-se assim, “manutenção preditiva“. Com isso, podem ser tomadas decisões quanto a continuidade em serviço ou necessidade de manutenção como secagem ou regeneração do óleo;

•

Análises periódicas de gases dissolvidos no óleo isolante a fim de verificar as condições do equipamento, através da “manutenção preditiva”, que leva à intervenção somente quando o problema está próximo de causar dano ao equipamento;

•

Análises de furfuraldeído no óleo ou grau de polimerização (GP) do papel, para verificar o estado do isolamento celulósico, realizando-se também, uma “manutenção preditiva”. O grau de


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polimerização do papel é um técnica de grande valia para decidir, quando da recuperação de um transformador, quais bobinas devem ser refeitas. 7.1. Ensaios Físico-Químicos Para que os resultados obtidos nos ensaios representem o real estado do líquido e/ou do equipamento, é de fundamental importância que a amostra do material a ser analisada seja a mais significativa possível. Para que isto ocorra, a primeira providência é a coleta da amostra de maneira correta e apropriada. 7.1.1. Teor de Água Figura 7.1.1. Equipamento utilizado no ensaio de teor de água

O teor de água, expresso em ppm, é a medida direta da quantidade de água presente no óleo mineral isolante. A umidade sempre está presente nos líquidos isolantes, em quantidades que variam com a estrutura química dos mesmos, isto é, fluidos polares apresentam maior afinidade com a água (exemplo: silicone) que os apolares (exemplo: óleo mineral isolante), e variam, também, com as condições de manipulação a que o mesmo foi submetido. A umidade, mesmo em pequenas concentrações, pode prejudicar as características isolantes dos óleos, diminuindo sua rigidez dielétrica. Atua, ainda, como agente catalisador na decomposição da celulose, diminuindo, consequentemente, a vida útil do equipamento elétrico. Para óleos novos, teores elevados indicam que as condições de fabricação e/ou manipulação não foram adequadas. Para óleos em serviço, teores elevados podem ser indicativos de problemas de vedação nos equipamentos. Devido ao prejuízo que o teor de água elevado causa ao isolamento sólido, este teor deve ser mantido sempre o mais baixo possível. 7.1.2. Cor Figura 7.1.2. Equipamento utilizado no ensaio de cor


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A cor, cujo valor numérico varia de 0 a 8, é obtida pela comparação de uma amostra de óleo em análise com uma escala de cores padrão, que vai do amarelo pálido ao castanho escuro:

Em óleos novos, é um indicativo do grau de refino do petróleo básico e, em óleos usados, pode caracterizar algum tipo de contaminação, carbonização ou estágio de oxidação do produto. Este ensaio á apenas um indicativo, sendo necessária a realização de outros complementares, para uma avaliação mais segura do produto em análise. 7.1.3. Ponto de Fulgor Figura 7.1.3. Equipamento utilizado no ensaio de ponto de fulgor

O ponto de fulgor, expresso em °C, é uma medida indireta da quantidade de compostos leves presentes no líquido isolante. É a menor temperatura na qual os vapores formados na superfície do óleo se inflamam momentaneamente, quando em presença de uma pequena chama. É importante conhecer a temperatura em que os gases inflamáveis são formados, a fim de definir a temperatura máxima de operação dos equipamentos elétricos, principalmente quando estes são instalados onde o risco de incêndio e explosão devem ser minimizados. Neste caso o líquido isolante a ser utilizado deve apresentar elevado ponto de fulgor, ou seja, devem ser utilizados os fluidos de segurança.


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7.1.4. Perdas Dielétricas Figura 7.1.4. Equipamento utilizado no ensaio de perdas dielétricas

As perdas dielétricas, expressas em %, são as medidas das perdas em um líquido isolante quando este é submetido a um campo elétrico alternado. O ensaio consiste em colocar em um capacitor o líquido dielétrico, ao qual é aplicada uma tensão senoidal “U”. Se o dielétrico fosse perfeito, resultaria uma corrente alternada senoidal “I” defasada de 90º da tensão “U”. Diagrama Vetorial-Ideal I

U

Porém, como os líquidos isolantes não são ideais, ao aplicar no capacitor uma tensão alternada senoidal “U”, resulta uma corrente alternada senoidal “I” defasada de um ângulo menor que 90º da tensão “U”. Diagrama Vetorial-Real I

IT

IC

δ ϕ IR

U

Onde δ = ângulo de perdas ϕ = ângulo entre o vetor “U” e o vetor “I”


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Sob o ponto de vista elétrico, as perdas dielétricas são a medida do cos ϕ ou tg δ, ou seja, quanto maior estes valores, maiores serão as perdas. Sob o ponto de vista químico, é a medida da corrente dissipada através do óleo, a qual mede indiretamente os produtos polares e polarizáveis, partículas metálicas ou não. A medida das perdas dielétricas em um material isolante está relacionada com a quantidade de energia dissipada pelo material sob a forma de calor. Para óleos novos, este valor está relacionado com a qualidade do produto e, quanto mais baixo for este valor, mais ele se aproxima da condição de dielétrico ideal e, consequentemente, as perdas são menores. Após o enchimento do equipamento, uma elevação brusca das perdas dielétricas pode indicar problemas com materiais utilizados na construção do equipamento ou com o processo de fabricação (secagem, limpeza, etc.). Para óleos em serviço, os valores obtidos para perdas dielétricas sofrem um acréscimo gradativo ao longo do tempo, acompanhando a deterioração do óleo e demais materiais. Valores elevados para equipamentos com muitos anos de operação, não significam, necessariamente, más condições de operação. 7.1.5. Índice de Neutralização Figura 7.1.5. Equipamento utilizado no ensaio de índice de neutralização

O índice de neutralização, expresso em mg KOH/ g de óleo, é a medida da quantidade necessária de base (KOH) para neutralizar os constituintes ácidos presentes em 1g de óleo. No óleo novo, podem ser encontrados alguns compostos de caráter ácido, provenientes do petróleo básico. Portanto, este ensaio é um indicativo da qualidade do refino, já que os compostos indesejáveis presentes no óleo básico, devem ser retirados neste processo. Pode indicar, ainda, contaminação proveniente de manuseio, transporte e armazenamento indevido de óleo. Após contato com equipamentos novos, um crescimento brusco do índice de neutralização pode indicar incompatibilidade do óleo mineral com algum dos materiais de construção do equipamento. Durante a utilização do óleo no equipamento, este sofre um processo de oxidação, formando ácidos como produtos finais da degradação. Estes compostos, a partir de uma certa concentração, são indesejáveis por reagirem com materiais de construção do equipamento, principalmente papel, diminuindo consequentemente a vida útil dos mesmos. Podem, ainda, polimerizar-se e formar borra, que ao se depositar na parte ativa ou trocadores de calor, irá dificultar a transferência de calor para o meio ambiente. Portanto, para óleo em uso, é uma medida indireta do grau de oxidação do mesmo.

7.1.6. Tensão Interfacial A tensão interfacial, expressa em mN/m, é a força necessária para que um anel de platina rompa a interface água-óleo, sendo um medida indireta da concentração de compostos polares presentes no óleo. No óleo novo, valores baixos de tensão interfacial podem ser um indicativo de má qualidade do óleo ou contaminação proveniente de manuseio, armazenamento ou transporte indevido do produto.


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Após o contato com o equipamento novo, um decréscimo brusco na tensão interfacial pode indicar incompatibilidade do óleo mineral com algum dos materiais de construção do equipamento, como: tintas, vernizes, resinas e borracha. Figura 7.1.6. Equipamento utilizado no ensaio de tensão interfacial

Durante a utilização do óleo no equipamento, este sofre um processo de oxidação, formando compostos polares como álcoois, aldeídos, cetonas e ácidos, os quais apresentam grande interação como a água (substância polar), diminuindo assim a tensão na interface água-óleo. O comportamento previsto para esta propriedade ao longo da operação dos transformadores, é uma queda um pouco mais acentuada nos primeiros anos, seguida de uma queda lenta e gradual nos anos subsequentes. 7.1.7. Viscosidade Figura 7.1.7. Equipamento utilizado no ensaio de viscosidade

A viscosidade cinemática, expressa em cSt, mede a resistência ao escoamento de um óleo. A viscosidade do fluido isolante deve ser tal, que permita a convecção do óleo dentro do equipamento elétrico, a fim de facilitar a troca do calor gerado pelas perdas do equipamento com o meio ambiente. Seu valor numérico não é afetado significativamente pelos contaminantes do óleo ou produtos de degradação, portanto não é um indicativo da qualidade do óleo novo, nem um parâmetro de medida de envelhecimento para óleo em serviço. Entretanto, se a viscosidade está muito alta, o óleo tende a reduzir sua circulação por convecção, afetando sua característica de resfriamento. O óleo mineral possui viscosidade mais baixa que outros fluidos isolantes como silicone, RTemp e ascarel. E, embora sua condutividade térmica seja próxima destes líquidos, necessita de menor volume de óleo para a refrigeração do equipamento, tornando este mais compacto.


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7.1.8. Rigidez Dielétrica Figura 7.1.8. Equipamento utilizado no ensaio de rigidez dielétrica

A rigidez dielétrica, expressa em kV, mede a capacidade de um líquido isolante resistir ao impacto elétrico sem falhar. É expresso pela máxima tensão que se pode aplicar, sem descargas desruptivas, entre eletrodos de dimensões e distância de separação especificadas, que se acham submersos no óleo. O valor da rigidez dielétrica não é uma característica intrínseca do material, mas é uma medida indireta das impurezas contidas no líquido (água, fibras celulósicas, partículas), e o seu valor depende, ainda, do método de medida, isto é, forma e afastamento dos eletrodos, taxa de elevação de tensão, etc. Para óleos novos, é um indicativo das condições de manuseio, transporte e armazenagem, a que foi submetido o óleo. Pode, ainda, avaliar o processo de secagem a que o óleo foi submetido. Para óleos em serviço, é indicativo da presença de água e partículas sólidas, refletindo as condições de operação do equipamento. Sua verificação é muito importante para avaliar a função isolante do líquido. 7.1.9. Partículas Figura 7.1.9. Equipamento utilizado no ensaio de contagem de partículas

Este ensaio é utilizado há vários anos para controle de contaminação e desgaste em óleos lubrificantes industriais, principalmente no setor aeronáutico e de motores automotivos. No caso de óleos isolantes, a aplicação desta tecnologia vem se desenvolvendo com maior ênfase recentemente, principalmente devido à entrada em operação de transformadores para extra alta tensão. Para transformadores novos, o resultado do ensaio é um indicativo do nível de contaminação do óleo por impurezas oriundas do processo de fabricação e/ou do meio externo. Neste caso, uma quantidade total de partículas de 1500/10ml de óleo é considerada normal. Níveis mais elevados podem causar decréscimo da rigidez dielétrica. © Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC

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Para óleos em uso, o resultado do ensaio é um indicativo do nível de degradação do óleo mineral, indicando a presença de borra insolúvel e/ou degradação do isolante celulósico. Valores elevados podem causar prejuízos às características isolantes do óleo. Porém, ainda não existem valores definidos para serem tomados como limites. Alguns autores citam que transformadores com níveis de partículas acima de 5000/10ml, são considerados contaminados. A determinação da distribuição do tamanho e concentração total das partículas no óleo, é uma ferramenta que pode ser utilizada para avaliar a eficiência do processo de filtração para enchimento de transformadores novos ou que tiveram seus óleos recuperados. 7.2. ENSAIOS COM O PAPEL ISOLANTE O papel é formado por uma esteira de fibras de celulose, que comumente é extraída da madeira. As fibras da celulose são formadas por um feixe de moléculas de celulose de diferentes comprimentos, as quais são mantidas juntas por ligações de hidrogênio, envolvendo os grupos hidroxilas (grupos HO- ). A macromolécula de celulose é um polímero linear formado por moléculas de glicose que são unidas por ligações glicosídicas. O comprimento das moléculas de celulose é medida em termos de grau de polimerização (GP), o qual exprime uma média do número de anéis de glicose por molécula de celulose, situando-se na faixa de 1400-1000. O GP pode ser um bom parâmetro das condições de funcionalidade do isolamento envelhecido em serviço, visto que o esforço mecânico e o esforço elétrico, em menor grau, dependem do comprimento e condições das fibras celulósicas. Fórmulas Estruturais da: (a) Glicose; (b) Celulose H H H

HO

OH

HO

C CH2OH

OH

H

O

H

(a) H

H H

H HO

H

H

HO

CH2OH

OH

HO

H

O

H

O

C

C O

H

OH

O

C CH2OH

H

H

HO

CH2OH

OH H

H

H

H

OH O

150 - 1400

(b) 7.2.1. O GP do Papel Isolante em Função da Degradação O mecanismo da degradação da celulose é complexo e depende das condições as quais ela está sujeita. A degradação provoca a perda das propriedades de isolamento e afeta a estabilidade mecânica do papel, como mostra a figura a seguir:


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São três os principais fatores que promovem sua deterioração num transformador em operação: •

Degradação Térmica

As ligações glicosídicas e os anéis de glicose podem romper-se somente pelo aquecimento da celulose até o limite de 200ºC, mesmo na ausência de agentes oxidantes e umidade, diminuindo o GP. Além de 200ºC pode ocorrer a carbonização das fibras. Os produtos de reações de degradação térmica incluem moléculas livres de glicose, H2O (umidade), óxidos de carbono, hidrogênio e ácidos orgânicos. •

Degradação Oxidativa

A celulose é muito suscetível à oxidação. Os produtos da reação dependem da natureza do agente oxidante (normalmente o oxigênio) e do pH, mas em geral, grupos hidroxila são oxidados à grupos carbonil (aldeídos e cetonas) e carboxil (ácidos). O enfraquecimento das ligações glicosídicas podem levar a cisão da cadeia polimérica diminuindo o GP. No processo de oxidação são produzidos os óxidos de carbono, CO e CO 2, e H2O, a qual contribui numa reação secundária de hidrólise. •

Degradação Hidrolítica

A ponte de hidrogênio entre os anéis de glicose são afetados pela água e ácidos, causando uma ruptura da cadeia. O resultado é a redução do GP e o encurtamento da cadeia polimérica que acarreta o enfraquecimento das fibras. O papel em equilíbrio com a atmosfera contém normalmente 7-8% de umidade por peso, portanto o transformador deve ser cuidadosamente tratado em estufa antes de ser colocado em operação. Por um lado evita a ocorrência de descargas parciais e por outro impede que a degradação hidrolítica do papel ocorra. A umidade é o agente mais poderoso para degradar o papel. O maior problema é não haver como evitá-la, já que ela ocorre mesmo quando o papel está sujeito somente às degradações térmica e/ou oxidativa.


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7.2.2. Efeitos da Degradação do Papel A resistência ao esforço mecânico do papel depende do comprimento das moléculas poliméricas de celulose e da extensão das ligações de hidrogênio entre estas moléculas nas fibras. As três formas de degradação do papel reduzem o comprimento das moléculas de celulose, diminuindo o GP. Isto resulta na perda da força de tensão. Uma relação linear entre o GP e a força de tensão é obtida por vários autores. Alguns valores do grau de polimerização têm sido sugeridos para definir o limite de vida útil do papel isolante como sendo 150-250. Shroff e Stannett correlacionaram o GP com a resistência à tração, definindo que o papel se rompia facilmente ao se aproximar de 50% do valor inicial de sua resistência, equivalente a um GP de aproximadamente 250. As ligações de hidrogênio tornam-se mais fracas quando a celulose é oxidada. Os grupos hidroxilas reagem, tornando-se os grupos carbonílicos ou carboxílicos, os quais não formam pontes de hidrogênio tão fortes como os grupos hidroxila. Isto contribui para a perda da força de tensão. O efeito da degradação sobre as propriedades dielétricas não parece ser tão severo quanto sobre as propriedades mecânicas. Na prática, as perdas dielétricas e tensões elétricas não são suficientes para provocar falhas nos equipamentos, porém, a vibração e o transporte podem precipitar a ocorrência das mesmas. 7.2.3. Diagnósticos de Envelhecimento Ao se deparar com questões sobre envelhecimento de equipamentos elétricos, é necessário considerar os diferentes materiais que os compõe. No caso dos transformadores, o óleo isolante pode ser facilmente escoado, regenerado e/ou trocado, enquanto a isolação sólida não. Por isso, a vida útil do transformador está intimamente ligada às condições do papel isolante. Existem vários ensaios para avaliar o envelhecimento do papel isolante como: ensaios de resistência à tração, dobra, rasgo, alongamento, etc. Porém, são impraticáveis devido a impossibilidade da retirada de amostras com as dimensões necessárias para a realização de qualquer um destes ensaios. Um dos métodos que se apresenta mais viável é o da medida do GRAU DE POLIMERIZAÇÃO (GP), onde determina-se o número médio de anéis de glicose que constituem a molécula polimérica da celulose. Portanto, quanto maior o número de anéis glicosídicos, maior é o GP do papel e consequentemente, maior é a sua resistência mecânica. O GP varia nas diferentes partes do enrolamento de um transformador. Em estudos realizados, observou-se que a maior degradação do papel ocorre nas bobinas do centro do enrolamento, onde a temperatura média é maior e a troca de calor é mais dificultada. Ao se comparar transformadores, genericamente podemos afirmar que haverá maior degradação do papel em transformadores onde o teor de umidade também for maior. Portanto devese manter os níveis de umidade sempre abaixo de aproximadamente 30 ppm, conforme recomendações de vários autores que estudaram o equilíbrio existente entre a umidade presente no óleo e no papel isolante. O método normalmente utilizado para se determinar o GP é o da medida da viscosidade específica de uma solução de papel em etilenodiamina cúprica. A partir destas medidas, a viscosidade intrínseca da solução é deduzida e a partir desta, o grau de polimerização é facilmente calculado. A determinação do GP entretanto, somente pode ser efetuada em algumas circunstâncias. Não se admite abrir um equipamento de grande porte exclusivamente para se retirar uma amostra do papel isolante. Este tipo de ensaio pode ser realizado em oportunidades quando há necessidade de abrir um transformador, por motivo de correção de falhas e reparos. 7.2.4. Produtos de Degradação do Papel Isolante Os compostos furânicos (CF), derivados da degradação da isolação celulósica, possuem uma estrutura em anel de cinco membros. Unsworth e Mitchell, demonstraram um mecanismo, pelo qual uma abertura do anel da molécula de glicose, leva a uma série de reações de desidratação (eliminação de moléculas de água), voltando a refazer-se o anel com uma estrutura diferente de cinco membros solúveis no OMI. Os níveis considerados normais do teor de CF’s citados na literatura são ainda contraditórios (Tabela I). Os limites de detecção exprimem como baixo, o teor de 1 ppb, mas valores maiores como 20 ppb (p/v) e 30 ppb também são citados. © Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC

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TABELA 1 – Níveis de Compostos Furânicos (Furanos) COMPOSTOS FURÂNICOS

TEORES DE CF’S (ppm-p/v)

2- furfuraldeído

<2

2- furfuraldeído

< 0,5

Vários CF’s

0,04 – 0,17

2-furfuraldeído

1 – 10

COMENTÁRIOS Limite para transformadores elevadores Transformadores em uso normal por várias décadas Unidades fora de operação Unidades velhas com refrigeração inadequada

Uma importante correlação citada na literatura é a existente entre o teor de 2-furfuraldeído e o GPPI, tanto em laboratório como em transformadores em serviço. Com o envelhecimento adiantado do papel, a geração do 2-furfuraldeído aumenta várias vezes. O ideal seria obter uma correlação que, considerando a razão dos teores, as concentrações e a velocidade de geração dos compostos furânicos, pudesse determinar a temperatura da celulose (sobreaquecimento pontual ou geral) e o efeito dos contaminantes (oxigênio e umidade), demonstrando claramente a degradação real da celulose. A política de manutenção preditiva, particularmente dos transformadores de potência, exige um aprimoramento dos meios de diagnosticar o grau de envelhecimento dos materiais e, consequentemente, determinar o grau de envelhecimento relativo e a médio e longo prazo prédeterminar o tempo de “sobrevida” de equipamentos. Parâmetros obtidos de análises químicas de materiais utilizados na construção de transformadores de potência, ou de produtos de degradação destes, auxiliam na avaliação do grau de envelhecimento dos mesmos. A análise do grau de polimerização do papel isolante (GPPI) é importante e pode determinar o grau de envelhecimento da isolação celulósica, mas nem sempre isso é possível. É por meios indiretos, através da determinação do teor de compostos furânicos, principalmente o 2-furfuraldeído e dos gases monóxido e dióxido de carbono (CO e CO 2) dissolvidos no óleo mineral isolante (OMI) que podemos ter respostas mais eficientes, de baixo custo e mais rápidas, do nível de comprometimento da isolação sólida. O acompanhamento sistemático do estado da isolação sólida é um desafio para as equipes de manutenção. A impraticabilidade e os altos custos que envolvem a retirada de amostras de papel isolante, para a determinação do GPPI e/ou da análise dos teores de compostos furânicos no OMI por cromatografia líquida de alta resolução (HPLC), devem ser minimizados e, sempre que possível, substituídos por outros ensaios menos onerosos. A determinação do 2-furfuraldeído dissolvido no OMI através de espectrofotometria visível, além de diminuir os custos de análise, demonstra ser um método bastante sensível e preciso, onde o limite de detecção atinge a faixa de 10 (± 2) ppb (parte por bilhão). Como visto anteriormente, a celulose degrada-se, gerando gases óxidos, glicose, CF´s e água. Destes, os gases CO e CO2 e os CF´s são utilizados como indicadores de degradação da celulose. Sendo solúveis no OMI, podem ser monitorados por uma simples amostragem, permitindo usar estes ensaios como rotina. Os gases CO e CO 2 podem ser gerados também do OMI e de outros materiais isolantes, ou seja, não são derivados exclusivamente do envelhecimento da isolação celulósica. O papel isolante é o maior componente sólido da isolação de um transformador, portanto a determinação do principal composto furânico formado, o 2-furfuraldeído, pode ser utilizado como um indicador específico do envelhecimento do papel. 7.3. ANÁLISE DE GASES DISSOLVIDOS EM ÓLEO ISOLANTE (GASCROMATOGRAFIA) A presença de gases combustíveis dissolvidos no óleo isolante de transformadores, é conhecida há mais de 80 anos. De um artigo publicado na revista “The Electric Journal”, em fevereiro de 1919, consta: “ os gases resultantes da quebra das moléculas de óleo são permanentes acima dos limites de temperatura normal, e apresentam-se na seguinte proporção: dióxido de carbono 1,17%; hidrocarbonetos pesados 4,86%; oxigênio 1,36%; monóxido de carbono 19,21%; hidrogênio 59,10%;nitrogênio 10,10%; e metano 4,20%. Essa análise indica a presença de uma quantidade preponderante de hidrogênio, e uma parcela relativamente pequena de hidrocarbonetos. O nitrogênio e o oxigênio nos produtos da reação indicam a presença de 13% de ar ocluso no óleo isolante”. Estudos desenvolvidos mostraram que, quando o sistema isolante óleo mineral-celulose é submetido ao calor, em condições normais de operação do equipamento elétrico, há evolução de


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hidrogênio e compostos gasosos de hidrocarbonetos de baixo peso molecular, bem como monóxido e dióxido de carbono devido à oxidação da celulose. Esta liberação de gases é feita continuamente, porém em teores relativamente baixos por determinados períodos. Entretanto, quando o sistema é submetido a aumento de temperatura, devido a falhas ou anomalias apresentadas pela operação do equipamento, ocorrerá uma modificação na composição química, e na quantidade dos gases liberados. Quando há um considerável aumento de temperatura (pontos quentes acima de 300ºC ), passam a predominar os hidrocarbonetos gasosos não-saturados e, se o isolamento sólido celulósico é afetado, haverá também um aumento de monóxido e dióxido de carbono. O desenvolvimento de arco no óleo decompõe por pirólise o líquido dielétrico em seus componentes químicos básicos, formando carbono coloidal, que se dispersa em suspensão no óleo, liberando como gases típicos o hidrogênio e o acetileno. Descargas elétricas de baixa intensidade de energia contribuem para o processo de ionização que libera radicais de moléculas dos compostos químicos do óleo, e os gases predominantes formados são hidrogênio e metano. Comparando a evolução dos gases dissolvidos no óleo mineral isolante, através dos resultados obtidos pela análise cromatográfica e estabelecendo as relações de gases de acordo com critérios pré-estabelecidos (ex.: Rogers, IEC, Duval, Dornemburg, Pugh e Labbrelec), é possível identificar a falha incipiente que está se desenvolvendo, bem como a sua gravidade, antes que danos maiores possam ocorrer ao equipamento. A partir da década de sessenta, a análise cromatográfica de gases dissolvidos no óleo mineral isolante vem sendo utilizada para monitorar o desempenho de equipamentos elétricos: transformadores de força, reguladores, reatores, transformadores de corrente e potencial, e buchas de alta tensão. Esta monitoração é processada de acordo com um plano de amostragem, para o período de garantia, e após o vencimento deste prazo, sempre com o objetivo de detectar falhas incipientes. Modernamente, a cromatografia de gases dissolvidos no óleo isolante, vem tendo um aplicação mais ampla, como por exemplo: aceitação de equipamentos em ensaios de fábrica, planejamento de ajustes de descarga e desenvolvimento de materiais dielétricos. 8. MANUTENÇÃO De acordo com os valores obtidos nos ensaios realizados nos óleos isolantes, estabelece-se, se necessário, a forma de atuação para recompor as características de desempenho de isolamento e/ou refrigeração. Os dois processos mais freqüentemente empregados são o recondicionamento e a regeneração. 8.1. Recondicionamento É um processo que elimina, por métodos físicos, partículas sólidas presentes no óleo isolante, e diminui o teor de água e gases dissolvidos a um nível aceitável. Esse método inclui técnicas de filtração, centrifugação e tratamento por termovácuo. 8.1.1. Equipamentos para recondicionamento •

Filtros: equipamentos geralmente baseados no princípio de forçar o óleo a passar sob pressão por placas de celulose ou outro material filtrante, que não solte fiapos. São geralmente utilizados na remoção de contaminantes em suspensão e, o meio filtrante, deve ser capaz de remover, no mínimo, partículas entre 0,5 a 5 micra. Este sistema não promove a desgaseificação do óleo. A capacidade de remoção de água de um filtro, é dependente da umidade relativa do meio filtrante. O papel filtrante deve ser preferencialmente seco em estufa, e imediatamente colocado em óleo para evitar reabsorção de umidade, antes de sua utilização.

•

Centrífugas: em geral, uma centrífuga pode reter uma maior quantidade de contaminantes por tempo do que um filtro convencional, mas, em contrapartida, pode não remover alguns contaminantes sólidos mais fixos, como um filtro pode fazer. A centrífuga é geralmente usada para uma primeira limpeza, quando grandes quantidades de óleo contaminado devem ser tratadas. Freqüentemente, a saída da centrífuga é acoplada a um filtro para limpeza final.


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•

Sistema Termo-Vácuo: é constituído por filtros, aquecedores e câmara sob vácuo, sendo o mais eficiente dos três tratamentos para redução do teor de água e o único capaz de desgaseificar óleos isolantes. Após a passagem pelo filtro, o óleo é finamente pulverizado à quente na câmara sob vácuo, reduzindo os teores de gases e umidade.

É da maior importância observar que, a grande maioria de equipamentos disponíveis no mercado não atendem a alguns itens fundamentais a nível de projeto, construção e componentes. O primeiro item a ser observado, é o que diz respeito a qualidade das válvulas dos equipamentos. Dos múltiplos projetos, deve-se avaliar a real retirada dos gases e água em uma única passada, observando-se o delta de acréscimo no aquecimento, e o tipo de contato dos aquecedores, a fim de não se obter troca direta de calor com o óleo. Observar que a qualidade do equipamento de termo-vácuo é apresentada pela hermeticidade do sistema e pelo maior nível de vácuo atingido na câmara principal sem intermitência. E, dependem dos tipos de filtros utilizados para polimento com refunção contínua e sinalizador de saturação, evitando-se que após saturados despejem o material retirado novamente no óleo. 8.2. REGENERAÇÃO Normalmente utilizada em óleo isolantes, é um processo físico que tem por objetivo remover contaminantes ou produtos de oxidação termo – oxidativa do óleo. Neste processo, o óleo é colocado em contato com um agente adsorvente (bauxita ou terra füller), no qual os compostos polares são adsorvidos e retirados do óleo. Este óleo, assim obtido, apresenta praticamente as mesmas características físico-químicas de um óleo novo, porém com um decréscimo na sua estabilidade a oxidação. Este fato é contornado com a adição de um aditivo antioxidante sintético, normalmente o DBPC (di terc butil para cresol), para que se recomponha a característica de desempenho deste óleo. Finalmente, o óleo é submetido ao processo de recondicionamento por termo – vácuo, para a retirada de umidade e gases, estando pronto para o uso. O óleo regenerado é uma excelente opção para a manutenção quanto ao custo e desempenho, e vem sendo utilizado progressivamente em maior escala, em substituição a óleos novos. A figura a seguir mostra um transformador sujeito ao processo de regeneração usando sistema em linha (regeneradora de operação contínua):


20

8.3. ADITIVAÇÃO Os processos de recuperação e regeneração possuem representam considerável custo de manutenção. Cada concessionária estabelece parâmetros (rigidez dielétrica, tensão superficial, etc.) para determinar o momento de fazer um dos processos de manutenção do óleo isolante. Estudos recentes (LACTEC, dissertação de mestrado) mostram que, para a faixa de tensão superficial entre 20 e 25 dina/cm, a aditivação do óleo com DBPC (0,3% em massa) permite o uso normal do óleo sem submetê-lo a recuperação ou regeneração. Com isto, ganha-se em tempo e custo de manutenção, estendo a vida útil do óleo usado. 9. VALORES REFERENCIAIS PARA ÓLEOS MINERAIS ISOLANTES Óleos minerais isolantes novos, antes do contato com o equipamento, deverão atender as especificações constantes nas Resoluções do DNC 03/94 (ANEXO I) para óleos naftênicos e DNC 09/88 (ANEXO II) para óleo parafínico. Para óleos minerais isolantes em uso, sugerimos os valores referenciais constantes no ANEXO II.


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ANEXOS


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ANEXO I ESPECIFICAÇÃO PARA ÓLEO MINERAL ISOLANTE TIPO ‘A’ – NAFTÊNICO E TIPO “B” PARAFÍNICO (RESOLUÇÃO ANP 25 DE 09.09.2005) CARACTERÍSTICAS ASPECTO COR, MÁX. MASSA ESPECÍFICA A 20°C VISCOSIDADE: A 20ºC máx. A 40ºC máx. A 100ºC máx (1) PONTO DE FULGOR, mín. PONTO DE FLUIDEZ, máx. ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT), máx. ÁGUA, máx.(3) CLORETOS E SULFATOS BIFENILA POLICLORADA(PCB) CARBONO AROMÁTICO ENXOFRE CORROSIVO ENXOFRE TOTAL, máx. FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS, máx a 25ºC, e a 90ºC, ou a 100ºC (4) RIGIDEZ DIELÉTRICA (5) ELETRODO DE DISCO, mín. ELETRODO DE CALOTA, mín. RIGIDEZ DIELÉTRICA A IMPULSO (ELETRODOS AGULHA/ESFERA), mín (5) TENDÊNCIA A EVOLUÇÃO DE GASES TENSÃO INTERFACIAL a 25°C , mín

UNIDADE kg/m 3 mm2 /s(cSt) °C °C mg KOH/g mg/kg mg/kg % massa % massa

TIPO “A” TIPO”B” CLARO, LÍMPO, ISENTO DE MATERIAL EM SUSPENSÃO OU SEDIMENTO 1,0 861-900 860máx. 25,011,03,0-

25,0 12,0 3,0 140

-39(2)

-12

0,03 35 AUSENTE NÃO DETECTÁVEL ANOTAR NÃO CORROSIVO 0,30

MÉTODOS ABNT

VISUAL 144483 7148

ASTM D 1500 ASTM D 1298

10441

ASTM D 445

11341 11349 14248 10710 B 5779 13882

ASTM D 92 ASTM D 97 ASTM D 974 ASTM D 1533

10505 -

%

0,05 0,40 0,50

12133

kV

30 42

6869 -

kV

145

µl/min

ANOTAR

mN/m

ASTM D 4059 ASTM D 2140 ASTM D 1275 ASTM D 1552 ASTM D 924

ASTM D 877 IEC 60156 ASTM D 3300

40

METODO ASTM/IEC

6234

ASTM D-2300 B ASTM D 971


ADITIVO INIBIDOR DE OXIDAÇÃO DBPC (6) ÓLEO NÃO INIBIDO ÓLEO COM TRAÇOS DE INIBIDOR, máx ÓLEO INIBIDO, máx ESTABILIDADE A OXIDAÇÃO ÓLEO NÃO INIBIDO -ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT) -BORRA -FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS A 90ºC ESTABILIDADE A OXIDAÇÃO ÓLEO COM TRAÇOS DE INIBIDOR (7) (8) -ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT) -BORRA -FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS A 90ºC

23

% massa

NÃO DETECTÁVEL 0,08 0,33

12134 A

ASTM D 2668

mg KOH/g % massa %

0,40 0,10 20

10504

IEC 61125 A

12133

ASTM D 924

-

IEC 61125 C

12133

ASTM D 924

-

ASTM D 2440

mg KOH/g % massa %

-

1,2 0,8 50

mg KOH/g % massa

-

0,4 0,2

OU -ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT) -BORRA OBSERVAÇÕES: (1) A viscosidade deverá ser reportada em duas temperaturas dentre as três citadas. (2) Considerando-se as condições climáticas do Brasil outros valores poderão ser aceitos quando se tratar de aplicação do produto no país, mediante acordo entre comprador e vendedor. (3) Estes itens não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deverá ser processado tratamento físico adequado para atendimento do limite especificado no presente Regulamento Técnico. (4) O óleo isolante deverá atender ao limite de Fator de Perdas Dielétricas a 25º C e a uma das seguintes temperaturas: 90º C ou 100º C. Em caso de dúvida, esta deverá ser dirimida através do ensaio de fator de perdas dielétricas a 100ºC. (5) Esta especificação requer que o produto seja aprovado em um ou outro ensaio e não nos dois. Em caso de dúvida, esta deverá ser dirimida através do ensaio de eletrodo de disco. (6) Este ensaio deverá ser executado em espectrofotômetro de infravermelho por transformada de Fourier (FTIR).


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ADITIVO INIBIDOR DE OXIDAÇÃO DBPC (6) ÓLEO NÃO INIBIDO ÓLEO COM TRAÇOS DE INIBIDOR, máx ÓLEO INIBIDO, máx ESTABILIDADE A OXIDAÇÃO ÓLEO NÃO INIBIDO -ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT) -BORRA -FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS A 90ºC ESTABILIDADE A OXIDAÇÃO ÓLEO COM TRAÇOS DE INIBIDOR (7) (8) -ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT) -BORRA -FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS A 90ºC

% massa

NÃO DETECTÁVEL 0,08 0,33

12134 A

ASTM D 2668

mg KOH/g % massa %

0,40 0,10 20

10504

IEC 61125 A

12133

ASTM D 924

-

IEC 61125 C

12133

ASTM D 924

-

ASTM D 2440

mg KOH/g % massa %

-

1,2 0,8 50

mg KOH/g % massa

-

0,4 0,2

OU -ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT) -BORRA OBSERVAÇÕES: (1) A viscosidade deverá ser reportada em duas temperaturas dentre as três citadas. (2) Considerando-se as condições climáticas do Brasil outros valores poderão ser aceitos quando se tratar de aplicação do produto no país, mediante acordo entre comprador e vendedor. (3) Estes itens não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deverá ser processado tratamento físico adequado para atendimento do limite especificado no presente Regulamento Técnico. (4) O óleo isolante deverá atender ao limite de Fator de Perdas Dielétricas a 25º C e a uma das seguintes temperaturas: 90º C ou 100º C. Em caso de dúvida, esta deverá ser dirimida através do ensaio de fator de perdas dielétricas a 100ºC. (5) Esta especificação requer que o produto seja aprovado em um ou outro ensaio e não nos dois. Em caso de dúvida, esta deverá ser dirimida através do ensaio de eletrodo de disco. (6) Este ensaio deverá ser executado em espectrofotômetro de infravermelho por transformada de Fourier (FTIR).


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(7) Para aplicações especiais em transformadores de elevada tensão e alta temperatura de operação, tais como, transformadores retificadores, de tração e de fornos, devem ser considerados os seguintes limites:

- Índice de neutralização, mg KOH/g (IEC 61125C)

0,3 max

- Borra, % massa (IEC 61125C)

0,05 max

- Fator de perdas dielétricas a 90ºC, % (NBR 12133 / ASTM D 924)

5 max

- Enxofre total, % (ASTM D 1552)

0,15 max

(8) Esta especificação requer que o produto seja aprovado em um dos métodos de ensaio e não nos dois (IEC 61125 C ou ASTM D 2440). No caso dos óleos com traços de inibidor e dos óleos inibidos, deverá ser acordado entre o comprador e o vendedor o método do ensaio de estabilidade a oxidação a ser utilizado. (9) Qualquer outro inibidor adicionado ao óleo, além do inibidor de oxidação DBPC, deverá ser informado pelo vendedor ao comprador. (10) Os recipientes destinados ao fornecimento do óleo mineral isolante devem ser limpos e isentos de matérias estranhas. O revestimento interno deve ser constituído de epóxi, convenientemente curada, ou material equivalente em desempenho.


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(7) Para aplicações especiais em transformadores de elevada tensão e alta temperatura de operação, tais como, transformadores retificadores, de tração e de fornos, devem ser considerados os seguintes limites:

- Índice de neutralização, mg KOH/g (IEC 61125C)

0,3 max

- Borra, % massa (IEC 61125C)

0,05 max

- Fator de perdas dielétricas a 90ºC, % (NBR 12133 / ASTM D 924)

5 max

- Enxofre total, % (ASTM D 1552)

0,15 max

(8) Esta especificação requer que o produto seja aprovado em um dos métodos de ensaio e não nos dois (IEC 61125 C ou ASTM D 2440). No caso dos óleos com traços de inibidor e dos óleos inibidos, deverá ser acordado entre o comprador e o vendedor o método do ensaio de estabilidade a oxidação a ser utilizado. (9) Qualquer outro inibidor adicionado ao óleo, além do inibidor de oxidação DBPC, deverá ser informado pelo vendedor ao comprador. (10) Os recipientes destinados ao fornecimento do óleo mineral isolante devem ser limpos e isentos de matérias estranhas. O revestimento interno deve ser constituído de epóxi, convenientemente curada, ou material equivalente em desempenho.


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ANEXO II VALORES REFERENCIAIS PARA ÓLEOS MINERAIS ISOLANTES EM USO ENSAIOS

UNIDADE

MÉTODO DE ENSAIO

LIMITE PARA USO

kV

NBR-6869

30 MÍNIMO

mg KOH/g

ABNT MB-101

0,15 MÁXIMO

FATOR DE PERDAS A 25ºC

%

NBR-12133

1,5 MÁXIMO


%

NBR-12133

15,0 MÁXIMO

mN/m

NBR-6234

18,0 MÍNIMO

ppm

NBR-5755

35 MÁXIMO

RIGIDEZ DIELÉTRICA ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO

TENSÃO INTERFACIAL TEOR DE ÁGUA

ANEXO II VALORES REFERENCIAIS PARA ÓLEOS MINERAIS ISOLANTES EM USO ENSAIOS

UNIDADE

MÉTODO DE ENSAIO

LIMITE PARA USO

kV

NBR-6869

30 MÍNIMO

mg KOH/g

ABNT MB-101

0,15 MÁXIMO


%

NBR-12133

1,5 MÁXIMO


%

NBR-12133

15,0 MÁXIMO

mN/m

NBR-6234

18,0 MÍNIMO

ppm

NBR-5755

35 MÁXIMO

RIGIDEZ DIELÉTRICA ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO

TENSÃO INTERFACIAL TEOR DE ÁGUA


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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

A.B.N.T. – NBR 8148. Papéis celulósicos, novos e envelhecidos, para fins elétricos – Medida do grau de polimerização viscosimétrico médio. 1983 ALBERT, F. et alii. Comparação do Comportamento de Transformadores de Distribuição, com Diferentes Líquidos Isolantes, Expostos à Incêndio. Siemens, XI(1):27-33, jul, 1991 CLARK, F. M. Insulating materials for design and engineering practice. S.ed. New York, John Wiley and Sons, 1962. v.1. p. 131-209. FABRE, J. & PICHON, A. Degradation of Electrical Insulating Paper Monitored with High Performance Liquid Chromatography. IEEE Transactions on Electrical Insulation, 25, 4, 73746, 1990 FERNANDES, Paulo de Oliveira. Líquidos Isolantes para Aplicações Especiais. Eletrobrasil, 37-40, fev. 1991. LAMPE, W. & SPICAR, E. The Oxigen-Free Transformer, Reduce Aging by Continuous Degassing. CIGRE paper 12-05, 1976 LAWSON, W. G.;SIMMONS, M. A. & GALE, P. S. Thermal Ageing of Cellulose Paper Insulation. IEEE Trans., EI-12,61-66,1977. LIPSHTEIN, R. A. & SHAKHNOVICH, M. I. Transformer oil. 2.ed. Jerusalém, Israel program for, Scientific Translations, 1970. 257p. McNUTT, W. J. & COMPTON, O. R. Insulation Materials and Their Aging Properties, IEE – Seção Rio, Seminário Internacional sobre Carregamento de Transformadores, Rio de Janeiro, p.II-1, 1990. MYERS, S.D. et alii. A guide to transformer maintenance. s.ed. Ohio. p.259-297. NORMA IEC – Publicação 450. Measurement of the average viscosimetric degree of polymerization of new and aged electrical papers. 1974. SHROFF, H. & STANNETT, A. W. A Review of Paper Aging in Power Transformers, IEEE Proceedings, v. 132, Pt. C, nº 6, 1985. UNSWORTH, J. & MITCHELL, F. Degradation of Electrical Insulating Paper Monitored Using High Performance Liquid Chromatography, IEEE Proceedings, v. 1. Beijing- China, 337-40, 1988. WILSON, A. C. M. Insulating liquids: their uses, manufactured and properties. Insulation of electrical engineers, 1980. 221p. MCSHANE, C. P. Desenvolvimento e aplicação de fluido dielétrico de base vegetal para transformadores de distribuição e potência. IV Conferência Doble no Brasil, Belo Horizonte, p. 1-10, 2003.


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11 Dieletricos Apostila Liquidos Isolantes

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