1 Introdução
A análise físico-química do óleo de um transformador é essencial para verificar se o meio isolante está em condições adequadas para proporcionar o isolamento necessário ao bom desempenho do transformador ao longo de sua vida útil. A análise cromatográfica, por sua vez, detecta gases dissolvidos no óleo que possam afetar negativamente as partes internas do transformador. Para garantir que os resultados dessas análises reflitam com precisão a condição do líquido isolante, a coleta do óleo deve ser realizada com competência e precisão.
2 Coleta de óleo
Após os ensaios de comissionamento e antes da energização do transformador, é necessário coletar amostras do óleo isolante para análises físico-químicas e cromatográficas. Essas análises permitem verificar se o óleo está em boas condições antes da colocação em serviço do transformador e se está livre de gases dissolvidos.
A análise físico-química avalia as propriedades do óleo mineral isolante, verificando se ele está em boas condições. Esses ensaios são realizados em laboratório, embora a rigidez dielétrica também possa ser testada em campo. Para essa análise, deve-se coletar um frasco de 1 litro de óleo isolante e enviá-lo ao laboratório responsável.
Figura 1: Coleta de amostra para ensaios em laboratório
2.1 Rigidez dielétrica
Este ensaio avalia a capacidade do óleo isolante de suportar tensões elétricas nas frequências operacionais do equipamento, sem apresentar falhas. Durante o teste, o óleo isolante é submetido a uma tensão elétrica para verificar o rompimento do dielétrico.
Um valor baixo de rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes no óleo, como água ou partículas sólidas em suspensão (celulose, partículas condutoras, etc.), que podem comprometer as propriedades dielétricas do equipamento.
A medida da rigidez dielétrica serve principalmente para detectar contaminantes; no entanto, uma alta rigidez dielétrica não garante necessariamente a ausência de impurezas. Este ensaio, assim como a análise do teor de água no óleo, deve ser realizado também no óleo do compartimento da chave reversora do comutador em carga.
Figura 2: Teste de rigidez dielétrica em óleos isolantes
2.2 Teor de água
Este ensaio mede a quantidade de água solúvel no óleo isolante. A presença de água é prejudicial tanto para o papel isolante, acelerando seu envelhecimento, quanto para o óleo, promovendo sua oxidação.
O teor absoluto de água, geralmente chamado apenas de teor ou conteúdo de água, é expresso em mg/kg e não depende da temperatura, do tipo ou da condição do óleo. Por outro lado, a solubilidade da água no óleo, também expressa em mg/kg, varia conforme a temperatura, a condição e o tipo de óleo. A saturação relativa da água no óleo é a relação entre o teor absoluto de água e a solubilidade da água no óleo, expressa em porcentagem. A partir da saturação relativa, é possível estimar a condição da isolação celulósica em relação ao conteúdo de umidade.
Para uma interpretação correta do teor de umidade, os resultados do teor de água no óleo devem ser ajustados de acordo com a temperatura da amostragem. Essa correção permite que amostras do mesmo transformador, coletadas em diferentes condições de carga e/ou temperatura ambiente, tenham os efeitos da variação de temperatura minimizados nos resultados de determinação do teor de água. Por razões práticas, a temperatura de referência é ajustada para 20 °C. Abaixo desse valor, a taxa de fusão da água é muito lenta para atingir o equilíbrio no equipamento em operação.
2.3 Cor
A cor não é uma característica crítica, porém um aumento rápido na coloração indica contaminação e/ou oxidação do óleo.
2.4 Acidez ou Índice de Neutralização
A acidez mede os contaminantes e/ou constituintes de natureza ácida presentes no óleo. Nos óleos isolantes novos, seu valor é muito baixo, mas aumenta ao longo da vida útil do equipamento devido à oxidação do óleo. A acidez pode causar o aparecimento de borras no transformador.
2.5 Tensão Interfacial
A Tensão Interfacial mede a força necessária para romper a interface entre dois líquidos não miscíveis, como óleo e água. Este é um parâmetro muito sensível à presença de contaminantes no óleo e aos produtos da deterioração oxidativa. Um valor elevado para um óleo mineral isolante novo indica a ausência de contaminantes indesejáveis e ajuda a determinar o momento de regenerar ou substituir o óleo isolante. O processo de refino influencia seu valor inicial, e valores baixos podem causar o aparecimento de borras no transformador.
2.6 Fator de Dissipação ou Fator de Potência
Essa propriedade é extremamente sensível a partículas coloidais condutoras, como o carbono, e aos produtos resultantes do envelhecimento oxidativo do óleo. Um alto fator de dissipação pode afetar o fator de potência ou a resistência de isolamento das bobinas, levando à formação de borras que comprometem o isolamento e a refrigeração da parte ativa do transformador.
Ao receber o óleo isolante no campo, é crucial verificar no certificado de qualidade se todos os testes especificados foram realizados e se os valores estão dentro dos limites estabelecidos pelas normas. Geralmente, para cada lote, o fabricante do óleo fornece um certificado com os resultados dos testes das características físico-químicas do óleo.
2.7 Outros Ensaios Recomendados para o Óleo Isolante Antes do Enchimento
2.7.1 Contagem de partículas
A presença de partículas no óleo isolante em equipamentos elétricos pode ter diversas origens. No caso dos transformadores, pode haver partículas provenientes da fabricação, e o óleo pode conter partículas resultantes do armazenamento e manuseio inadequados, se não for corretamente filtrado. O desgaste e o envelhecimento do óleo e dos materiais também podem gerar partículas durante a vida útil do transformador. Sobreaquecimentos em torno de 500°C podem formar partículas de carbono, e o efeito dessas partículas suspensas no óleo está diretamente relacionado à redução da rigidez dielétrica do óleo isolante.
Análises tradicionais, como a rigidez dielétrica, muitas vezes não são suficientes para identificar o problema. Portanto, métodos de contagem de partículas são recomendados como uma ferramenta de monitoramento, especialmente no enchimento de transformadores de alta tensão.
2.7.2 Teor de Inibidor de Oxidação (DBPC) – ASTM D2668
Ao longo da vida útil de um transformador, o óleo isolante enfrenta diversas condições que aceleram seu envelhecimento, como altas temperaturas, contato com metais, exposição ao oxigênio e presença de água.
A estabilidade à oxidação refere-se à capacidade do óleo mineral isolante de resistir à oxidação quando submetido a calor, oxigênio e um catalisador de cobre. Para essa análise, utiliza-se a Espectroscopia FTIR, que fornece informações sobre a expectativa de vida do óleo nas condições de serviço do equipamento elétrico. Essa propriedade é definida como a resistência à formação de compostos ácidos e borra.
Os óleos minerais refinados contêm quantidades variáveis de compostos naturais que atuam como inibidores da oxidação. Óleos que possuem apenas inibidores naturais são chamados de não-inibidos.
Para prolongar a vida útil do óleo isolante e do transformador, adiciona-se o antioxidante 2,6-di-terc-butil-para-cresol (DBPC) em uma concentração de 0,3%. Esse antioxidante ajuda a inibir o processo de oxidação, conferindo ao óleo maior resistência aos processos oxidativos e, consequentemente, aumentando sua durabilidade.
2.7.3 Enxofre Corrosivo – NBR 10505
A presença de compostos de enxofre com potencial corrosivo no óleo isolante pode ser extremamente prejudicial ao equipamento elétrico. O problema da corrosividade em óleos isolantes não é novo. Em 2014, falhas ocorreram em reatores de 500 kV novos, com menos de um ano de operação, devido à presença do composto conhecido como DBDS (dibenzildisulfeto), um oxidante para o óleo mineral.
Durante a investigação, foi detectada a presença de sulfeto de cobre (Cu₂S) no papel de isolamento das bobinas. Isso ocorreu devido a uma certa quantidade de óleo que chegou ao Brasil e foi distribuída no mercado. Esse óleo foi aprovado como não corrosivo pelo padrão de teste ASTM vigente na época. Atualmente, o padrão ASTM foi modificado, aumentando o tempo e a temperatura do ensaio.
Esse fornecimento de óleo foi rastreado e, para as empresas que não optaram pela substituição por outro óleo, foi proposta a passivação com derivados do benzotriazol (BTA), mais especificamente com tolutriazol (TTA). É importante notar que o passivador tende a diminuir com o envelhecimento do óleo. Portanto, se o óleo precisou ser passivado em algum momento, é necessário monitorá-lo regularmente para garantir que a concentração de TTA nunca seja inferior a 50 ppm.
A avaliação do potencial corrosivo no óleo permite tomar medidas para minimizar os danos causados por esses compostos.
3 Conclusão
Em conclusão, a análise do óleo isolante é um processo crucial para a manutenção e confiabilidade de transformadores elétricos. Através de ensaios físico-químicos e cromatográficos, sendo possível identificar e monitorar a presença de contaminantes e gases dissolvidos que possam comprometer o desempenho do transformador. A coleta correta de amostras e a execução precisa dos testes garantem uma avaliação detalhada das condições do óleo, permitindo ações preventivas e corretivas que asseguram a vida útil do transformador. Dessa forma, o monitoramento contínuo e o tratamento adequado do óleo são essenciais para evitar falhas, prolongar a durabilidade dos equipamentos e garantir a eficiência operacional do sistema elétrico.
4 Referências
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- ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. (2017). NBR 10505:2017 – Líquidos isolantes elétricos – Determinação de enxofre corrosivo. Rio de Janeiro. ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. (2017). NBR 16518:2017 – Óleo vetegal isolante para equipamentos elétricos – Diretrizes para supervisão e manutenção. Rio de Janeiro.
- ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS. (2017). NBR 10576:2017 – Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos – Diretrizes para supervisão e manutenção. Rio de Janeiro.
- Oil Filled Power Transformers, Regulators, and Reactors. Clause t.3.12 Pages 37, 38 and 39. (19) Griffin P.J.
- Doble Engineering Company: “Testing of Electrical Insulating Oil” – (A Review of Practices), Minutes of the Fifty-Eight Annual International Conference of Doble Clients, 1991, Section 10–3.1/3.4
- IEEE IEEE Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers – Std C57.12.90-2015 (Revision of IEEE Std C57.12.90-2010) IEEE C57.106-2000 Standard: “Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in Equipment”, Subitem 4.4, Páginas 16 e 17.