A prevenção é muito mais barata que a correção. O monitoramento da condição do óleo isolante do transformador possibilita o diagnóstico de problemas relacionados tanto ao óleo quanto ao transformador. Isto permite reparar o equipamento antes que o mesmo falhe perigosamente produzindo enormes danos à suas instalações.

Oferecemos uma gama de ensaios químicos e físicos que garantem uma ótima avaliação das condições do óleo isolante e de operação dos transformadores, a seguir apresentaremos um breve resumo da cada análise e sua importância no monitoramento de transformadores.

A ACS laboratórios, com o intuito de orientar e esclarecer algumas dúvidas de nossos clientes desenvolveu este material informativo com uma breve explicação a respeito de cada análise e sua importância na manutenção preditiva de transformadores. O monitoramento da qualidade do óleo isolante em serviço com a realização de análises químicas e das condições operativas de um transformador, fornecem informações de grande importância para tomada de decisões relacionadas à manutenção preventiva, e deste modo, minimizando os gastos com manutenção corretiva ou até mesmo com falhas que podem levar a grandes prejuízos.

 

ANÁLISES FÍSICO-QUÍMICAS

 

TEOR DE ÁGUA - NBR 10710    

Água no óleo isolante, mesmo que em pequenas quantidades, é muito prejudicial, pois é atraída para as zonas de maior “stress” elétrico. A água acelera a degradação tanto da isolação celulósica quanto do próprio óleo isolante, liberando mais água neste processo de deterioração. A “rigidez dielétrica” do sistema isolante é uma função direta do conteúdo de água. Num equilíbrio dinâmico, a água migra tanto da isolação sólida para o óleo isolante quanto o inverso, em função das mudanças de temperatura de operação. A técnica utilizada para a análise de água é a titulação Karl Fischer Coulométrica.

 

RIGIDEZ DIELÉTRICA - NBR IEC 60156 e astm d877

A rigidez dielétrica é a medida da capacidade dos óleos isolantes para suportar tensões elétricas sem apresentar ruptura do dielétrico. O teste envolve a aplicação de uma tensão alternada, a uma taxa controlada, a dois eletrodos imersos no fluido isolante, separados por uma distância padrão. Quando da aplicação da tensão, em um determinado momento ocorre a ruptura do dielétrico, neste instante é registrado a tensão de ruptura dielétrica do líquido isolante. Contaminantes, como água, sedimentos e partículas condutoras reduzem a rigidez dielétrica do óleo isolante. A combinação destes contaminantes tende a reduzir a rigidez dielétrica em um grau maior do que os mesmos contaminantes isoladamente.

 

ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO - NBR 14543

Os óleos isolantes podem conter constituintes ácidos na forma de aditivos, ou em maior grau, na forma de produtos de degradação. Dependendo do sistema de conservação do óleo, a concentração destes ácidos aumenta rapidamente. Quando existem altas concentrações de oxigênio dissolvido no óleo e temperaturas de operação elevadas, a velocidade de formação destes ácidos aumenta. O valor de acidez do óleo indica a vida remanescente deste óleo, antes que ele contribua para a degradação de outras partes do transformador, principalmente a isolação celulósica. Se a acidez aumenta significativamente, procedimentos corretivos de manutenção, como a substituição ou regeneração do óleo isolante devem ser tomados a fim de evitar maiores danos à isolação celulósica. A implantação de melhorias nos sistemas de preservação do óleo, evita a entrada de oxigênio, também contribui para diminuir a formação de ácidos e outros produtos de degradação.

 

TENSÃO INTERFACIAL - NBR 6234

A tensão interfacial (IFT) mede a força necessária para romper a interface entre dois líquidos não miscíveis, neste caso óleo e água. O teste é sensível à presença de compostos de oxidação, derivados da degradação do óleo isolante, com características polares como ácidos, ésteres e outros, e contaminantes polares derivados de materiais construtivos ou da degradação dos materiais isolantes sólidos. Medidas de tensão interfacial em óleos isolantes elétricos proporcionam um meio sensível para detectar pequenas quantidades de contaminantes polares solúveis e produtos de oxidação. Um valor elevado para um óleo mineral isolante novo indica a ausência de contaminantes indesejáveis. O teste é frequentemente aplicado aos óleos em serviço como subsidio a uma indicação do grau de deterioração.

 

FATOR DE PERDAS E PERMISSIVIDADE RELATIVA - NBR 12133

Fator de dissipação (ou Fator de Potência) - é a medida das perdas dielétricas em um líquido isolante elétrico, quando este é submetido à um campo elétrico em corrente alternada. A análise do fator de dissipação é um instrumento útil no controle de qualidade do óleo sendo indicativo de contaminação do óleo ou a degradação do óleo em serviço.
Resistividade de um líquido é uma medida da propriedade de isolamento elétrico em condições comparáveis às do teste. Uma alta resistividade reflete um baixo teor de íons livres e partículas com carga, e normalmente indica uma baixa concentração de contaminantes. Valor baixo de resistividade é um sinal de que o óleo contém partículas contaminantes e ou produtos de oxidação.

 

DENSIDADE  - NBR 7148

Densidade ou gravidade específica do óleo é a relação entre as massas de um volume igual de óleo e água, em condições específicas de ensaio. A gravidade específica do óleo mineral influência as taxas de transferência de calor. O ensaio de densidade permite diferenciar os tipos comuns de óleo como naftênico, parafínico, silicone, vegetal e outros. Além disso, permite verificar ocorrências de misturas indevidas com solventes.

 

COR  - NBR 14483

Cor de um óleo novo é geralmente aceita como um índice do grau de refinamento. Para óleos em serviço, um aumento na escala de cor ASTM é um indício de contaminação, deterioração, ou ambos.

 

ANÁLISES DE GASES DISSOLVIDOS (DGA) - CROMATOGRAFIA

 

ANÁLISE CROMATOGRÁFICA DE GASES DISSOLVIDOS – NBR 7070 e nbr 7274

A análise dos gases dissolvidos em óleo isolante é o ensaio de monitoramento mais importante aplicado a equipamentos elétricos imersos em óleo. Este ensaio, extremamente sensível, permite obter informações cruciais sobre as condições operativas do transformador podendo indicar, por exemplo, a presença de descargas elétricas internas, sobreaquecimento, pontos quentes e outros defeitos incipientes.

Para isso, é analisada a presença de nove gases, sendo Hidrogênio (H2), Oxigênio (O2), Nitrogênio (N2), Monóxido de Carbono (CO), Dióxido de Carbono (CO2), Metano (CH4), Etileno (C2H4), Etano (C2H6) e Acetileno (C2H2). A concentração destes gases no óleo, a relação entre a concentração destes e a taxa de crescimento em um determinado período, fornecem um diagnóstico preciso do estado operativo do equipamento, permitindo que em casos de defeitos incipientes, sejam adotados procedimentos corretivos adequados.
Esta indicação do defeito antes da falha da unidade ocorrer, permite que seja realizado um reparo eficiente com um tempo mínimo de desligamento programado ou mesmo em situações drásticas a perda do equipamento.

A análise usada para quantificação dos gases gerados no óleo isolante durante seu funcionamento é a cromatografia gasosa, que ao final, gera um cromatograma onde os gases são identificados por picos correspondentes ao seu respectivo tempo de retenção. Baseado neste gráfico e de posse das informações da etiqueta de amostragem, elaboramos o diagnóstico do equipamento conforme os métodos de diagnósticos de Rogers, IEC, NBR e Triângulo de Duval.

 

ENSAIOS ESPECIAIS

 

TEOR DE PCB (ASCAREL) – NBR 13882 E IEC 61619

Esta análise determina a presença de bifenilas policloradas (PCB), conhecidas comercialmente por ascarel. Estas substâncias são perigosas para a saúde dos trabalhadores que manipulam o óleo e para o meio ambiente, não ocorrem naturalmente no meio ambiente, mas frequentemente são encontradas em óleo isolante de equipamentos elétricos, oriundas de contaminação pelo antigo ascarel. O ascarel que deixou de ser usado na década de 70 como líquido isolante de equipamentos elétricos, contudo, após a extinção do seu uso e a substituição por óleo mineral isolante, ocorreram contaminações cruzadas. A legislação atual estabelece que equipamentos que possuam teor de PCB acima de 50 mg/kg, sejam identificados e monitorados. Portanto é uma análise essencial para qualquer óleo isolante.

 

TEOR 2-FURFURAL E DERIVADOS – NBR 15349

 

Com o envelhecimento do papel isolante do transformador, são produzidos compostos de degradação da isolação sólida que são solúveis no óleo isolante, denominados compostos furânicos. Altas concentrações de 2-furfural, o composto de maior predominância no óleo isolante, é uma indicação clara da degradação da celulose.

A determinação dos compostos furânicos deve ser realizada inicialmente para todos os transformadores de potência para obtenção de uma concentração de referência. Devem-se analisar também os transformadores importantes ao sistema e os mais antigos, que tenham alta taxa de formação monóxido e dióxido de carbono, detectados por cromatografia gasosa, ou quando outros testes indicam envelhecimento acelerado.

Utilizando a técnica de cromatografia líquida de alto desempenho HPLC, esta análise fornece subsídios para avaliação do estado de envelhecimento da isolação celulósica dos transformadores, permitindo tomada de decisões quanto à substituição da unidade ou estudos de confiabilidade e sobrecarga de sistemas de potência e até mesmo.

 

TEOR DE DIBENZIL DISSULFETO (DBDS) – NBR 16412

A presença de DBDS em óleo isolante é extremamente prejudicial aos equipamentos elétricos, sendo considerado um dos componentes causadores da corrosividade do óleo isolante. O DBDS reage fortemente com o cobre dos enrolamentos provocando a formação de sulfeto de cobre sobre o papel causando a falha dos equipamentos, sendo a maior ocorrência de falhas constatadas em transformadores e reatores. A presença deste contaminante no óleo isolante se deu por falhas no processo de refino e produção de alguns lotes de óleo isolante de um dos maiores fabricante do mundo. Deste modo, é de suma importância a avaliação do nível de contaminação, pois se ela se confirmar é necessária a adição de um passivador, Irgamet 39, que evita a corrosão do cobre. Depois do óleo analisado e constatada a contaminação, um estudo deve ser realizado para avaliação do custo/benefício da substituição do óleo ou passivação com Irgamet 39.

 

TEOR DE PASSIVADOR (TTA E BTA) – NBR 16270

Com a finalidade de mitigar o problema de corrosividade de óleos isolantes que contém DBDS, são adicionados aditivos ao óleo que tem a propriedade de inibir a formação de sulfeto de cobre nos enrolamentos e cabos dos transformadores. O principal passivador utilizado é o Irgamet39 ou TTA (tolutriazol).
A concentração ideal de TTA no óleo é de 100 mg/Kg de óleo. Em óleos que contem DBDS é importante determinar a concentração do passivador para que este se mantenha numa concentração mínima de 40 mg/Kg, e seja reposto quando alcançar este limite.

 

TEOR DE INIBIDOR DE OXIDAÇÃO (DBPC) – ASTM D2668

Durante a vida de um transformador seu óleo isolante é submetido a uma série de condições que tendem a acelerar seu envelhecimento, por exemplo, elevada temperatura, contato com metais, exposição ao oxigênio e presença de água. Este envelhecimento por sua vez confere ao óleo isolante uma coloração escura e a elevação do seu índice de neutralização, ou seja, o óleo fica ácido, deste modo os compostos ácido gerados pela oxidação passam a agredir a isolação celulósica diminuindo suas propriedades e consequentemente a expectativa de vida do transformador. Para uma maior vida útil do óleo isolante e do transformador, é adicionado o antioxidante 2,6 diterciario butil paracresol (DBPC) a uma concentração de 0,3%, que atua na inibição do processo de oxidação, conferindo ao óleo uma maior resistência aos processos oxidativos e aumentando sua vida útil. A técnica usada para esta análise é a Espectroscopia FTIR.

 

GRAU DE POLIMERIZAÇÃO DE PEPEL ISOLANTE – NBR/IEC 6045

O principal sistema isolante em transformadores elétricos consiste de um papel (isolante sólido) impregnado com óleo mineral (isolante líquido). O envelhecimento e a degradação da isolação sólida determina a vida útil do transformador. À medida que o equipamento é submetido a variáveis que promovem seu envelhecimento, o papel isolante perde as suas propriedades mecânicas e torna-se vulnerável à ruptura. O papel isolante é composto por longas fibras de celulose, sendo que o comprimento médio das moléculas de celulose pode ser estimado por seu Grau de Polimerização (GP), que determina o número médio de unidades de glicose para cada cadeia de celulose. Conceitualmente considera-se que um transformador chega ao seu fim de vida, quando a resistência do papel se reduz à metade do valor do papel kraft novo, isto significa que valores de GP menores que 200 caracteriza o fim da vida útil de um transformador.

 

VISCOSIDADE CINEMÉTICA – NBR 14065

A viscosidade é uma propriedade muito importante na dissipação do calor gerado no núcleo do transformador, uma vez que a funções do óleo são de isolante e refrigerante, e para isto, ele deve fluir de forma estável e rápida sem a formação de bolhas, para assim transportar o calor para os radiadores. A viscosidade cinemática do óleo isolante é determinada com o uso do viscosímetro com temperatura rigorosamente controlada.

 

ENXOFRE CORROSIVO – NBR 10505

A presença de enxofre corrosivo no óleo isolante de transformadores e reatores é bastante preocupante, uma vez que a extensão dos danos decorrentes da reação com o cobre é severa, a ponto de provocar falhas de grande monta. O enxofre reage com o cobre e os outros metais utilizados na fabricação do equipamento formando um precipitado de cor grafite que pode ser identificado na figura ao lado. A análise de enxofre corrosivo é realizada com amostras de cobre imersas no óleo isolante sob condições e tempo específicos, ao final deste prazo as placas de cobre são comparadas com uma escala ASTM padrão, para avaliação do nível de contaminação.

 

CONTAGEM DE PARTÍCULAS – NBR 14275

 

A presença de partículas no óleo isolante em equipamentos elétricos pode ter um grande número de fontes possíveis. O próprio equipamento pode conter partículas provenientes da fabricação e o óleo pode conter partículas decorrentes do armazenamento e manuseio, se não for corretamente filtrado. O desgaste, o envelhecimento do óleo e dos materiais sólidos podem produzir partículas durante a vida em serviço do equipamento. Sobreaquecimentos situados em torno de 500°C podem formar partículas de carbono. As partículas de carbono, produzidas no comando elétrico do comutador de derivações sob carga, podem migrar por vazamento para o compartimento de grande volume de óleo e contaminar as peças imersas no óleo do transformador.

O efeito de partículas suspensas no óleo é diretamente ligado a redução da rigidez dielétrica do óleo isolante.

Historicamente algumas falhas em transformadores de alta tensão foram associadas à contaminação por partículas. Análises tradicionais como a rigidez dielétrica em muitos casos não são suficiente para identificar o problema. Os métodos de contagem de partículas são recomendados como uma ferramenta de monitoramento, principalmente em enchimento de transformadores de altas tensões.

 

COMPROMISSO COM A QUALIDADE

    

 

A ACS Laboratórios possui acreditação pela Coordenação Geral de Acreditação CGCRE do  INMETRO conforme a Norma ABNT NBR ISO/IEC 17025:2017 para a grande maioria de nossas análises . Para consultar nosso escopo técnico de análises acreditadas utilize o link: http://www.inmetro.gov.br/laboratorios/rble/docs/CRL0976.pdf

 

 

 

 

 

­