Funções do óleo isolante para transformador

Os transformadores são máquinas elétricas estáticas constituídas pelos seguintes componentes básicos, do ponto de vista do material:

– Núcleo: Construído com chapas superpostas de liga Aço silício;

– Bobinas: Construídas em fios de cobre, retangulares ou redondos, revestidas pelo material isolante que poderá ser papel, vernizes ou resinas, ou combinações destes materiais;

– Tanque: Construído em aço revestido por sistema de pintura adequado;

– Estrutura de Montagem da Parte Ativa: A parte ativa, constituída pelo núcleo e bobinas, é montada no interior do tanque através do uso de estruturas de madeira, papelão prensado ou mesmo aço.

– Outros Componentes: Além dos materiais citados acima, são empregados outros em menores quantidades para outras funções como soldas à base de estanho, materiais de fixação em resina, papelão prensado, colas e etc.

Nos transformadores, a passagem da corrente elétrica pelas espiras de material condutor da bobina primária induz um campo eletromagnético no núcleo de aço silício, que por sua vez, induz uma corrente elétrica na bobina do secundário. A relação de transformação obtida, será função do número de espiras existentes em cada bobina. Xm, será necessário que não ocorra a passagem de corrente entre as espiras de uma mesma bobina, ou das bobinas para o núcleo e partes aterradas. O isolamento elétrico entre as espiras é feito por meio de papel ou outro isolante sólido, como os vernizes, colocado sobre a superfície do condutor.

A resistência elétrica dos condutores das bobinas causa, quando da passagem da corrente, o seu aquecimento. O calor assim gerado, irá causar a degradação térmica do material isolante e, portanto, é fácil observar que quanto mais eficientemente for removido maior será a vida útil do sistema.

Assim, vemos que a principal função dos isolantes fluidos é a refrigeração das espiras de material condutor. Além disso, é fácil observar que quanto melhores forem as características isolantes do fluido utilizado, mais econômico poderá ser o projeto do sistema pela redução da quantidade do isolante sólido e pela diminuição das distancias entre espiras, entre bobinas e núcleo e entre estes e as partes aterradas.

Portanto, vemos que os líquidos isolantes devem cumprir duas funções principais nos transformadores:

– Refrigeração

– Isolamento Elétrico

CARACTERÍSTICAS E ESTRUTURA

Através do exposto acima, podemos concluir que os óleos para transformadores devem possuir inicialmente 2 características:

– Boa Condutibilidade Térmica

Neste ponto, podemos observar que o material a ser empregado deve atender a duas exigências opostas, isto é, os materiais isolastes elétricos são também isolantes térmicos. Para compensar esta deficiência natural, é necessário que o líquido a ser utilizado tenha uma viscosidade tal que permita a sua rápida circulação entre as fontes de calor e o meio externo.

Assim, obtemos a terceira característica dos óleos isolantes:

– Baixa Viscosidade

Sabendo que a principal função dos fluidos isolantes é a refrigeração das bobinas, é fácil observar que estes materiais não devem sofrer a ação da temperatura.

Temos, então a quarta característica que devem apresentar os óleos isolantes:

Boa Estabilidade Térmica

Durante a operação dos transformadores os isolantes líquidos, por circularem em todo o sistema, estarão em contato com todos os demais materiais presentes nos equipamentos. Estes materiais não devem sofrer ataque químico por parte do líquido isolante de forma a não perder suas propriedades originais e chegamos assim à última característica básica dos óleos isolantes:

– Baixa Reatividade Química

Assim, em resumo, os óleos isolantes para transformadores devem apresentar as seguintes características fundamentais:

– Boa Condutibilidade Térmica;

– Boas Características de Isolamento Elétrico;

– Baixa Viscosidade;

– Boa Estabilidade Térmica;

– Baixa Reatividade Química;

– Resistência ao fogo.

É importante ainda, apontar que os transformadores instalados em locais onde o risco de incêndios e explosões deve ser minimizado, exigem uma propriedade especial do isolante a ser empregado, a propriedade de resistência ao fogo. Assim, os transformadores instalados em locais de circulação de pessoas, como prédios residenciais e comerciais, instalações industriais internas e veículos, devem ter um meio isolante que, além das propriedades básicas já descritas, seja também retardante de chama.

Veremos que este conjunto de propriedades é a base para a avaliação da qualidade e do comportamento em serviço dos óleos isolantes.

PRINCIPAIS ESTRUTURAS:

Neste item vamos apresentar e discutir as estruturas químicas dos óleos isolantes para transformadores mais utilizados até o momento. Será de fundamental importância observar que todas as estruturas apresentadas atendem às características.

De forma a facilitar a apresentação das diversas estruturas e a compreensão de suas aplicações, dividiremos os óleos isolantes em 2 tipos principais:

Óleos de Uso Geral: São os que atendem apenas às características essenciais.

Óleos de Segurança: São aqueles considerados como retardantes de chama.

Óleos de Uso Geral:

São óleos minerais obtidos a partir da refinação do petróleo, constituindo-se basicamente de Hidrocarbonetos. Seu processo de obtenção inicia-se com a destilação do petróleo bruto separando-se a fração de 20 cSt de viscosidade. Esta fração é então refinada removendo-se os compostos não hidrocarbônicos por processos químicos e, em seguida, removendo-se compostos ácidos e insaturados por meio de agentes adsorventes, hidrogenação catalítica ou extração por solventes.

Assim, o produto obtido é constituído quase exclusivamente por Hidrocarbonetos e as propriedades do produto quando em operação, irão seguir as desta classe de compostos químicos. Atualmente, no mercado brasileiro, encontramos 2 tipos de óleos isolantes minerais classificados como Parafínico e naftênicos. Esta classificação diz respeito ao petróleo básico do qual foi refinado. Para fins de manutenção e operação convencional em transformadores podemos considerar igualmente os dois tipos, sem necessidade de diferenciação. A estrutura básica dos Hidrocarbonetos saturados, chamados Alcanos, é dada a seguir e será utilizada para descrever o comportamento em serviço deste produto.

-C-C-C…C-C-CENSAIOS

 Ponto de Anilina:

Este ensaio consiste em misturar uma amostra de óleo isolante com anilina e aquecer sob agitação até que os dois produtos se misturem de forma homogênea. A temperatura em Celsius onde ocorre a mistura é chamada de Ponto de Anilina. A anilina é um composto aromático leve e mistura-se bem aos aromáticos leves presentes no óleo isolante. Assim, quanto maior o teor de aromáticos leves no óleo, menor será a temperatura de mistura e vice-versa. Os compostos aromáticos leves são facilmente oxidados nas condições de operação dos transformadores. O limite inferior procura garantir que o teor destes compostos não seja excessivo para que não ocorra a rápida oxidação da massa de óleo.

Por outro lado, os compostos aromáticos leves atuam como inibidores naturais, quando presentes em pequenas quantidades, por um mecanismo que será discutido mais adiante. Por isso é também estabelecido um limite superior para garantir que o produto possui aromáticos leves capazes de inibir o processo de oxidação dos demais hidrocarbonetos.

Cor:

Este ensaio consiste em comparar a cor de uma amostra do óleo, com uma série de padrões de cores pré definidas. Os hidrocarbonetos que constituem o óleo são incolores. Assim, quanto melhor for o processo de refino, mais clara será a cor do produto final. Os valores adotados na tabela 1, procuram garantir o processo correto de refino.

Pontos de Fulgor e Fluidez

São ensaios simples que informam sobre os extremos da faixa de peso molecular dos hidrocarbonetos existentes no óleo avaliado. O ensaio de Ponto de Fulgor (Vaso Cleveland) consiste em aquecer o óleo isolante e, simultaneamente, expô-lo à ação de uma chama próxima à superfície do produto. Com o aquecimento, os compostos voláteis presentes no óleo irão vaporizar até que inflamarão sob a ação da chama. A temperatura onde ocorre a chama (Flash) é tomada como o ponto de Fulgor.

Assim, podemos concluir que este ensaio é uma determinação indireta da quantidade de compostos voláteis presentes na amostra de óleo. Quanto maior for o teor de voláteis, menor será o Ponto de Fulgor.

É estipulado um valor mínimo como forma de garantir um teor máximo de voláteis.

Ponto de Fluidez

O ensaio de Ponto de Fluidez consiste em resfriar uma amostra do óleo isolante até que cesse seu escoamento pela ação da gravidade. A temperatura em Celsius onde isto ocorre é tomada como o Ponto de Fluidez. Os hidrocarbonetos de alto peso molecular e cadeia reta são os mais sensíveis à diminuição da temperatura e, portanto, mais elevado será o Ponto de Fluidez quanto maior for o teor destes compostos na amostra. Observamos portanto, que os dois ensaios em conjunto visam garantir que o produto foi obtido a partir do refino da faixa correta de destilação do petróleo.

Densidade e Viscosidade:

Estes dois ensaios tem o mesmo objetivo dos 2 anteriores. A densidade é a medida da quantidade de massa por volume dos materiais e a Viscosidade é a medida da força necessária para o escoamento de um líquido. Ambas as propriedades são função, nos hidrocarbonetos, do seu peso molecular. O conjunto de ensaios até aqui descrito destina-se, como podemos ver, exclusivamente a avaliação da qualidade de fabricação do produto.

Tensão Interfacial:

Este ensaio é feito colocando-se uma camada de óleo isolante sobre uma camada de água e, em seguida, fazendo-se um anel de platina imerso na água passar para a camada de óleo. A força necessária para fazer com que o anel rompa a superfície da água é tomada como a Tensão Interfacial Óleo/Água. A água é o óxido de hidrogênio, portanto, um material altamente oxigenado e de elevada polaridade molecular. Os hidrocarbonetos, por outro lado, são substancias de muito baixa polaridade em sua molécula e não oxigenadas. Assim, quanto mais puro for o óleo, menor será sua interação com a camada de água e mais alta será o valor obtido para o ensaio. Um valor mínimo garante baixos teores de substancias oxigenadas e polares no produto.

Este ensaio, como veremos adiante, ao contrário dos anteriores é de grande importância na avaliação das condições de operação dos óleos minerais.

Rigidez Dielétrica:

Este ensaio é uma medida da capacidade do isolante de resistir ao impacto elétrico. Consiste em colocar uma amostra de óleo entre 2 eletrodos padrão e submete-la a incrementos constantes de tensão alternada até que ocorra a ruptura do meio isolante e a conseqüente descarga entre os eletrodos. Os hidrocarbonetos que compõem o óleo isolante, por apresentarem polaridade elétrica muito baixa, possuem uma Rigidez Dielétrica “intrínseca” extremamente elevada. Esta resistência ao impacto é sensivelmente diminuída pela presença de impurezas polares, como a água e outros oxigenados, e sólidas, como partículas microscópicas.

Vemos, portanto, que este ensaio objetiva verificar a pureza do produto e, por conseguinte, a qualidade dos processos de fabricação, transporte e manuseio.

Perdas Dielétricas:

Este ensaio consiste na determinação da tangente ou seno do angulo de fase entre tensão e corrente quando se aplica uma tensão a 60 Hz no óleo a analisar. A amostra é colocada entre os 2 eletrodos de um capacitor e, em seguida é aplicada uma tensão constante a uma temperatura fixa. A leitura obtida para os parâmetros acima é tomada como o fator de Perdas Dielétricas. Como no caso anterior, o valor de perdas intrínseco aos hidrocarbonetos é extremamente baixo e é alterado pela presença de impurezas. Neste caso, por ser um ensaio executado em condições de equilíbrio é sensível também às impurezas solúveis, que não interferem na Rigidez Dielétrica.

Estabilidade à Oxidação:

Neste ensaio, a amostra de óleo é submetida a aquecimento a 100 Celsius, com borbulhamento de oxigênio e em presença de catalisador de cobre. Ao final de 164 horas a amostra é retirada do sistema e determina-se o seu teor de borra e índice de acidez. A borra, sobre o que falaremos mais adiante, é um produto da oxidação dos hidrocarbonetos. Também os produtos ácidos determinados pelo índice de acidez são resultantes da sua oxidação. Este ensaio visa, portanto, avaliar a estabilidade química da amostra em estudo. É muito importante observar que este ensaio não guarda nenhuma relação com o processo real de oxidação do isolante no transformador. Trata-se apenas de uma medida da qualidade de fabricação do produto e indica uma tendência à oxidação mais rápida ou mais lenta.

Enxofre Corrosivo:

É um ensaio simples que consiste em imergir uma pequena tira de cobre polido na amostra de óleo e, após submeter o conjunto a aquecimento sob atmosfera de Nitrogênio por 16 horas a 140 Celsius, observar o aparecimento de manchas negras de sulfeto de cobre na superfície da tira. Seu objetivo é verificar a eficiência da remoção dos compostos de enxofre durante o processo de refino.

Teor de Aditivo Antioxidante:

O objetivo deste ensaio é apenas o de verificar a presença e teor de aditivo antioxidante na amostra de óleo, por meios químicos. Sua importância reside no fato de que um óleo isolante contendo este tipo de aditivo irá apresentar excelentes resultados no ensaio de Estabilidade à Oxidação, impedindo a verificação da real estabilidade química do produto original. No caso dos óleos adquiridos com este aditivo, é necessário verificar se o teor é aquele especificado por ocasião da compra.

Teor de Água:

Este ensaio consiste na determinação, através de reações químicas, da quantidade de água presente na amostra de óleo sob análise. A água apresenta solubilidade muito baixa nos hidrocarbonetos, contudo em óleos minerais novos, é solúvel até a faixa de 60 a 70 ppm/ Acima destes teores iremos encontrar água em suspensão no óleo isolante. No caso dos óleos novos, este ensaio visa verificar a qualidade dos processos de fabricação e transporte e manuseio do produto.

Índice de Acidez Total:

É uma determinação por via química da quantidade total de todos os compostos capazes de reagir com solução alcoólica de Hidróxido de Potássio. Todos os compostos ácidos, ou que possam dar reação ácida nestas condições, irão ser determinados por este método.

Assim, iremos determinar a presença de compostos oxigenados, sulfurados e outros. Para óleos novos, irá também verificar a qualidade dos processos de refino e fabricação.

Os óleos de origem mineral foram os primeiros produtos desenvolvidos para utilização como fluido refrigerante em transformadores. Portanto, os projetos básicos da maioria dos transformadores isolados a óleo são baseados nas suas propriedades e os fluidos desenvolvidos para aplicações especiais, que estudaremos a seguir, procuram aproximar-se de suas características. Assim, a compreensão das propriedades dos óleos minerais é essencial para o perfeito entendimento dos demais.

MANUTENÇÃO PREVENTIVA DOS TRANSFORMADORES:

a) Conceitos Básicos:

A manutenção preventiva é uma técnica baseada na intervenção em equipamentos, corrigindo preventivamente situações ou componente cuja deterioração ou desgaste é previamente conhecido. Tem como objetivo principal reduzir a ocorrência de falhas, evitando as interrupções de funcionamento e diminuindo os custos da manutenção tradicional corretiva. De uma forma prática, isto se traduz na substituição de partes dos equipamentos mais sujeitas ao desgaste, antes que venham a falhar, com o objetivo de prolongar a vida útil de todo o sistema e evitar a ocorrência de falhas. É também freqüentes a alteração de condições de operação com o objetivo de aumentar a expectativa de vida. Nos transformadores, o componente mais sujeito ao desgaste e deterioração é o sistema papel/óleo isolante. Assim, sua vida útil está diretamente relacionada à vida do isolamento sólido aplicado sobre as espiras. Uma vez perdido este isolamento, a tarefa básica do transformador não mais será executada e o reparo necessário consistirá no reisolamento total das bobinas. Portanto, observamos que a manutenção preventiva destes equipamentos não pode consistir na substituição periódica do papel isolante, devido ao alto custo desta operação.

Nos transformadores elétricos, a manutenção preventiva consiste em minimizar os fatores que aceleram o envelhecimento do papel isolante.

A manutenção preventiva visa também otimizar as condições de operação dos transformadores de forma a reduzir a probabilidade de ocorrência de falhas. No caso dos transformadores isto consiste em manter o meio isolante livre de impurezas que possam prejudicar seu desempenho.

b) Prolongamento da Vida Útil:

O papel isolante utilizado em transformadores é produzido a partir da celulose vegetal de fibra longa. Devido à sua utilização, esta celulose deve ser o mais pura possível que eventuais impurezas não prejudiquem suas propriedades isolantes. Assim, o processo de envelhecimento do papel isolante será estudado a partir do comportamento da celulose. A celulose é, do ponto de vista químico, um açúcar polimérico (polissacarídeo) que sofre degradação pela ação do calor e agentes químicos. Entre as reações químicas dos polissacarídeos, a mais importante para o papel isolante é a de hidrólise, isto é, sua decomposição por ação da água. A seguir, ilustramos estes processos.

(1)CELULOSE+CALOR->H20+C02+CELULOSE(2)

Sob a ação do calor, a molécula da celulose (1) parte-se em 2 ou mais pedaços, (celulose 2) menores que a molécula original.

                                     ÁCIDOS

(1)CELULOSE+H20 —————– >CELULOSE(2)+CELULOSE(3)

                                    CALOR

 

Em contato com a água em presença de ácidos e calor, a molécula da celulose hidrolisa-se, resultando em 2 ou mais moléculas de celulose de peso molecular menor que o original. Como em todo polímero, suas propriedades mecânicas e elétricas dependem do peso molecular e, portanto, do tamanho da molécula. A continuidade dos processos descritos acima faz com que o papel isolante perca, ao longo do tempo, suas propriedades de resistências mecânica e elétrica, levando o transformador a falhar.

Podemos concluir agora, que a principal ação de manutenção preventiva para aumento da vida útil de transformadores consiste em proteger o papel isolante da ação do calor, da água e dos compostos ácidos.

c) Prevenção de Falhas:

Durante a operação dos transformadores, seu sistema isolante é constantemente solicitado eletricamente. Para que não ocorram descargas e é necessário que o isolamento esteja sempre em perfeitas condições. Um dos fatores que prejudicam as propriedades isolantes dos materiais é a presença de impurezas misturadas de forma heterogênea.

A existência de descontinuidades nos materiais isolantes deforma o campo elétrico na vizinhança, ocasionando a ocorrência de pequenas descargas parciais. Este processo altera as propriedades isolantes do material, prejudicando o seu desempenho.

No que se refere aos óleos isolantes, estas impurezas consistem principalmente na presença de água e partículas sólidas em suspensão.

Comportamento da Água:

A água pode estar presente nos óleos isolantes em solução ou em suspensão, e a sua interferência nas propriedades do isolante será função da forma em que se encontra. A água será dissolvida, até o limite de sua solubilidade no fluido em questão e nesta forma, por compor uma mistura homogênea com o isolante, não irá interferir significativamente nas suas propriedades elétricas. A quantidade total de água que um fluido será capaz de dissolver é função da quantidade de compostos polares e oxigenados presentes no líquido. Quando em solução, a água irá participar da reação de hidrólise do papel isolante,

diminuindo a sua vida útil. A água em suspensão no líquido isolante irá atuar de maneira idêntica a uma partícula sólida não condutora, alterando o campo elétrico nas proximidades e interferindo negativamente nas propriedades de Rigidez Dielétrica e Perdas Dielétricas.

 – Efeito das Partículas Sólidas:

Os sólidos suspensos nos fluidos isolantes podem ser não condutores e não magnéticos.

O seu efeito é idêntico ao já descrito para a água, devendo ser observado que no caso de partículas condutoras e magnéticas, sua intensidade é extremamente mais elevada. Devemos observar que as partículas em questão são de dimensões microscópicas, na faixa de 0,5 a 200 ?m.

A principal ação de manutenção preventiva para prevenção de falhas em transformadores é a remoção de água e partículas sólidas em suspensão.

MANUTENÇÃO PREDITIVA EM TRANSFORMADORES:

a) Conceitos Básicos:

Esta é a mais moderna técnica de manutenção atualmente em uso e consiste em acompanhar, periodicamente, as características e propriedades dos diversos componentes de um sistema e proceder a uma intervenção quando verificado que se encontra na iminência de falhar. É a metodologia mais rentável do ponto de vista econômico-financeiro, já que além dos benefícios da manutenção preventiva, evita também intervenções precoces e substituição de partes dos equipamentos que ainda apresentem boas condições de funcionamento.

Nos transformadores elétricos isolados a óleo a inspeção direta de seus componentes não é possível sem a retirada de operação dos equipamentos. Já que isto é exatamente o que se procura evitar através da manutenção, será necessário um procedimento indireto.

Durante a operação dos transformadores, o líquido isolante estará circulando em seu interior, em contato com todos os demais componentes do equipamento. Assim, quando da ocorrência de falha em qualquer de suas partes, algumas das propriedades do liquido isolante serão alteradas.

A manutenção preditiva nos transformadores, portanto, baseia-se no acompanhamento periódico e sistemático das propriedades do seu líquido isolante. Qualquer variação destas propriedades que não seja conseqüência do envelhecimento normal do produto será uma indicação da existência de falha incipiente no transformador.

b) Falhas em Transformadores:

Nos transformadores, iremos observar dois tipos principais de falha: Falhas de Material e Falhas Elétricas. As falhas de material consistem na degradação precoce dos materiais existentes nos transformadores, sendo as mais comuns à oxidação do aço do tanque ou núcleo, a deterioração dos materiais de soldas, o desfibramento do papel e a deterioração dos demais isolantes sólidos. Nestes casos, ocorrerá a contaminação do líquido isolante pelos materiais degradados na forma de partículas sólidas ou de seus constituintes solúveis, alterando as propriedades do óleo. As falhas elétricas são aquelas conseqüentes das anteriores, isto é, a ocorrência de pontos quentes por mau contato ou degradação do papel, sobreaquecimento generalizado devido ao excessivo envelhecimento do óleo ou papel, e descargas elétricas de alta ou baixa energia devidas à falhas do isolamento. Em todos estes casos ocorrerá a elevação da temperatura do ponto onde ocorre a falha e, conseqüentemente, a pirólise de diminutas quantidades do material isolante. Os produtos desta pirólise podem, em muitos casos, ser detectados por meio de ensaios simples.

COMPORTAMENTO EM SERVIÇO DOS ÓLEOS ISOLANTES:

ÓLEOS MINERAIS DE USO GERAL:

Estes óleos, que chamaremos apenas de Óleos Minerais Isolantes, apresentam reação de oxidação durante sua operação normal em transformadores e os procedimentos de manutenção devem levar em conta esta característica. A seguir, veremos esses comportamentos

.a) Processo Oxidativo dos Óleos Minerais Isolantes:

Como visto anteriormente, os óleos minerais isolantes são constituídos basicamente por compostos químicos da classe dos Hidrocarbonetos. Portanto, o seu comportamento com relação à oxidação será determinado por estes compostos.

Os Hidrocarbonetos, sob a ação do calor, reagem com o oxigênio dissolvido no óleo conforme a seguir:

1)…C-C-C- + 02 -> …C-C-C. (RADICAL LIVRE) + H20

2) …C-C-C. + 02-’ …C-C-C-O-O. (RADICAL PERÓXIDO)

3)…C-C-C-O-O. + -C-C… -’ .C-C- (RADICAL LIVRE) + …C-C-C-O-H (HIDROPERÓXIDO)

4) …C-C-C-O-O-H + 02 -> ..C-C-C-O-O. (RADICAL PERÓXIDO) + OH

Como podemos observar, as etapas 2, 3 e 4 formam uma reação em cadeia isto é, repete-se indefinidamente com velocidade crescente ao longo do tempo. A etapa lenta da reação é a primeira, a reação do hidrocarboneto com o oxigênio. Por isso, os aditivos anti-oxidantes devem ser substancias que atuem nesta primeira etapa, reagindo com os radicais livres formados sem dar origem a novos radicais livres. Este comportamento é observado nos compostos aromáticos leves, que constituem a maioria dos anti-oxidantes para óleos minerais.

O. desenvolvimento da reação ao longo do tempo, pode ser. Representado por um grafico: Comportamento Tempo de Operação x Envelhecimento.

Observar neste gráfico uma inflexão acentuada, representando o momento em que as concentrações de produtos de oxidação torna-se significativa e, portanto quando a manutenção preventiva deve realizar-se.

Os mecanismos de terminação da reação de oxidação são os seguintes:

I) RAD.PERÓXIDO + RAD. PERÓXIDO -> ÁLCOOIS

2) HIDROPERÓXtDOS + 02 -> ÁCIDOS

3) ÁCIDOS + ÁLCOOIS -> ÉSTERES POLIMÉRICOS (BORRA)

4) RAD. LIVRE + RAD. LIVRE ->HIDROCARB. POLIMÉRICOS (BORRA)

Estes produtos finais de oxidação são compostos oxigenados com polaridade elétrica na molécula e, portanto maus isolantes elétricos. Além disso, observamos a presença de ácidos que são aceleradores da degradação do papel isolante. Os produtos poliméricos formados na última etapa da reação, são extremamente prejudiciais, já que pelo seu alto peso molecular são sólidos que se depositam sobre as espiras do transformador impedindo a transmissão do calor. Por serem oxigenados, irão também acumular água, acelerando ainda mais a degradação do papel.

b) Degradação Térmica dos Óleos Minerais:

Os hidrocarbonetos sofrem pirólise gerando outros hidrocarbonetos de menor peso molecular. lsto é, sob a ação do calor suas moléculas “quebram” em pedaços de vários tamanhos, incluindo compostos de muito baixo peso molecular e, portanto, gasosos.

Esta reação, obedece a leis termodinâmicas predeterminadas e assim, os produtos gerados pela pirólise serão função da temperatura a que o óleo for submetido. As reações de pirólise mais importantes para a manutenção são as seguintes:

I) …C-C-C-C-C- + CALOR -> …C-C-C-C=C- + H2 (HIDROGÊNIO)

2) …C-C-C-C-C-+ CALOR -’ …C-C-C=C- + CH4 (METANO)

3) …C-C-C-C-C-+ CALOR — …C-C=C- + C2H6 (ETANO)

4) …C-C-C-C-C-+ CALOR -> …C-C=C- + C2H4 (ETILENO)

5) ..C-C-C-C-C-+ CALOR-> …C-C=C- + C2H2 (ACETILENO)

As reações 1 e 3 ocorrem a baixas temperaturas, em seguida, temos as reações 2, 4 e 5 em ordem crescente de temperatura.

c) Manutenção Preventiva:

– Extensão da Vida Útil:

Como vimos anteriormente, a extensão da vida útil dos transformadores isolados a óleo mineral consiste em proteger o papel isolante do ataque da água e compostos ácidos. Os melhores resultados serão obtidos quando a intervenção da manutenção for realizada antes que a reação de oxidação chegue às últimas etapas.

Caso seja formada grande quantidade de Borra e compostos ácidos, a troca, secagem, ou regeneração do óleo será ineficiente, já que os produtos sólidos de oxidação permanecerão depositados sobre o papel isolante. Sua remoção só é possível com a abertura da unidade, lavagem da parte ativa e posterior secagem.

Para atingir este objetivo, devemos proceder periódica e sistematicamente aos ensaios que são sensíveis à água, ácidos e materiais oxigenados, isto é, Teor de Água, Índice de Acidez e Tensão Interfacial. A combinação dos ensaios de acidez e tensão interfacial é que nos permite determinar o ponto de inflexão da curva de envelhecimento dos óleos minerais. O ensaio de acidez determina os compostos ácidos já formados e o de tensãointerfacial é sensível aos produtos intermediários de oxidação.

Prevenção de Falhas:

Como para os outros óleos isolantes, o objetivo de prevenção de falhas é alcançado pelo acompanhamento das propriedades sensíveis à presença de impurezas insolúveis:

Rigidez Dielétrica e Perdas Dielétricas.

No caso dos óleos minerais, entretanto, por serem oxidados ao longo do tempo de operação, os valores para avaliação desses parâmetros serão dependentes do grau de oxidação do óleo e, portanto, do seu nível de acidez e tensão interfacial.

– As indicações de contaminação por água e partículas detectadas nos ensaios de Rigidez e Perdas Dielétricas devem ser verificadas pelo ensaio de Teor de Água e, se necessário, ensaios específicos para determinar a quantidade e natureza das partículas presentes.

d) Manutenção Preditiva:

A manutenção preditiva é realizada determinando-se periodicamente, por Cromatografia da Fase Gasosa, os teores dos gases (conforme descrito na seção b) dissolvidos no óleo.

É importante assinalar que este método de ensaio é sensível a quantidades extremamente pequenas de gases e, portanto, permite detectar falhas elétricas em estágio muito incipiente. Na prática, toma- se uma amostra de cerca de 50ml de óleo isolante que é, em laboratório , submetida a vácuo para extrair os gases dissolvidos. Uma pequena alíquota destes gases é então analisada e os resultados obtidos são avaliados de acordo com métodos pré estabelecidos, baseados na temperatura de formação de cada gás. O critério mais simples de diagnóstico é o chamado método dos “Gases Chave” que mostramos abaixo:

 

                                                     MÉTODO DO GÁS CHAVE

              GÁS CHAVE                      FALHA CARACTERÍSTICA
HIDROGÊNIO (H2) – METANO ( CH4 )            DESCARGAS PARCIAIS NO ÓLEO
ACETILENO (C2H2)                        ARCO ELÉTRICO NO ÓLEO
ETILENO ( C2H4)             SOBREAQUECIMENTO NO ÓLEO
MONÓXIDO DE CARBONO                 DESCARGAS PARCIAIS NO PAPEL
MONÓXIDO E DIÓXIDO DECARBONO           SOBREAQUECIMENTO NO PAPEL

 Esta tabela, relaciona o gás que predomina na mistura com a falha que Ihe deu origem.

A próxima tabela, mostra o chamado Método IEC, ou método de Rogers para diagnóstico. A exemplo do anterior, está baseado na temperatura de formação dos gases, porém, considera as relações entre os seus teores ao invés de cada gás em separado.

Este é o método atualmente normalizado pela ABNT, para Diagnóstico de Análises de Gases Dissolvidos em Óleos Isolantes.

MÉTODO ABNT PARA DIAGNÓSTICO DE FALHAS

1) Obter as relações a seguir e classifica-las, de acordo com o valor obtido:

acetileno/etileno: até 0,1 -> código 0

0,1 a 1 -> código I

de 1 a 3 -> código 1

3 ou acima -> código 2

metano/hidrogênio: até 0,1 -> código 1

de 0,1 a 1 -> código 0

de 1 a 3 -> código 2

3 ou acima -> código 2

etileno/etano: até 0,1 -> código 0

de 0,1 a 1 -> código 0

de 1 a 3 -> código 1

3 ou acima -> código 2

2) Ordenar os códigos obtidos na seqüência apresentada acima e obter o Código de Falha.

3) Aplicar o código de falha encontrado na tabela abaixo para obter o diagnóstico:

   FALHA CARACTERÍSTICA                               CÓDIGO 
OPERAÇÃO NORMAL                                     0 0 0 
DESCARGAS PARCIAIS DE BAIXA ENERGIA                                  0 1 0 
DESCARGAS PARCIAIS DE ALTA ENERGIA                                     1 1 0
ARCO DE BAIXA ENERGIA                                 1-2 / 0 / 1-2
ARCO DE ALTA ENERGIA                                    1 0 2
FALHA TÉRMICA LEVE                                     0 0 1
FALHA TÉRMICA DE BAIXA TEMPERATURA                                  0 2 0
FALHA TÉRMICA DE MEDIATEMPERATURA                                     0 2 1
FALHA TÉRMICA DE ALTATEMPERATURA                                  0 2 2

É ainda de fundamental importância para a manutenção preditiva, a periodicidade regular na execução das análises. Esta periodicidade é definida de acordo com os diagnósticos obtidos.

Para transformadores em operação a seguinte periodicidade, em casos de operação normal, pode ser considerada satisfatória:

– Primeira Análise

– Três meses após

– Periodicidade Anual.

A tecnologia resumida de forma breve neste trabalho, constitui uma ferramenta inigualável da moderna Engenharia de Manutenção. Possibilita obter o melhor desempenho possível por maior tempo dos Transformadores Elétricos.