Um dos métodos mais antigos e ainda eficazes de manutenção preventiva em transformadores à óleo é a análise do fluido isolante. Não como único critério de avaliação, mas como um importante indicador do estado do isolamento do equipamento. E ao definir qual análise deve ser realizada prioritariamente para transformadores em operação, qual é a mais importante?
A físico-química ou a cromatográfica?
A resposta mais correta é que devemos realizar ambas, e confrontar as duas análises é importantíssimo.
Análise físico-química
A primeira citada, a análise físico-química, determina entre outras características a deterioração e degradação do óleo. Através de ensaios específicos realizados em laboratório descritos abaixo – conforme a norma NBR 10576:2017 – a previsão da vida útil do fluido isolante pode ser estimada de acordo com critério específico de empresa especializada na área, aliada às normas vigentes e experiência técnica.
Os ensaios mais comuns para óleo mineral isolante, resumidamente, são:
- Cor e aparência: não é item de rejeição ou de propriedade crítica, mas é um bom comparativo. Com base em padrões de cores específicas, pode se dizer que quanto mais claro o óleo, melhor.
- Rigidez dielétrica: de suma importância para “aguentar” a solicitação elétrica imposta em serviço, é uma medida (normalmente em quilovolts) para determinar a capacidade do óleo em resistir à solicitação elétrica. Água livre e partículas sólidas associadas à água dissolvida no óleo tendem a reduzir a rigidez. Valores baixos, dependendo do nível de tensão em operação, podem transformar o óleo de isolante em condutor elétrico.
- Teor de água: a água é formada basicamente por dois fatores, a entrada de umidade externa e a degradação da celulose e do próprio óleo dentro do transformador. A maior parte desta água fica depositada no papel isolante das bobinas do equipamento, de forma que os processos químicos e térmicos favorecem a migração desta umidade para o óleo.
- Índice de neutralização: conforme descrito na norma, é a medida dos componentes ácidos presentes no óleo. É um dos principais indicadores de envelhecimento do fluido dielétrico.
- Tensão interfacial: ensaio para definir a oxidação e contaminantes polares (resíduos) solubilizados. Em caso de sobrecarga no transformador, pode ser um dos indicadores para deterioração dos materiais isolantes dentro do equipamento ou até possíveis contaminações durante operações envolvendo o óleo.
Fator de perdas dielétricas: medida normalmente nos ensaios de fator de potencia e fator de dissipação a diferentes temperaturas, é inversamente proporcional à resistividade do óleo, e totalmente dependente da temperatura. É particularmente sensível para detecção de contaminantes polares solúveis ou produtos de envelhecimento. Um alto fator de potencia pode afetar negativamente o isolamento de um equipamento elétrico.
Entre os ensaios prescritos em norma, também podemos destacar a teor de inibidor (quantidade de aditivos), a detecção de sedimento e borra, contagem de partículas, o ponto de fulgor (temperatura máxima antes da carbonização), a densidade (define qual o tipo de óleo), a viscosidade (influencia sensivelmente na refrigeração entre os canais das bobinas, muito importante para óleo vegetal) e o enxofre corrosivo e as temidas bifenilas policloradas (também conhecidas como PCB).
Análise cromatográfica
Quanto ao ensaio de gases dissolvidos no óleo isolante (também chamado de cromatografia, análise cromatográfica ou DGA – Dissolved Gas Analysis), detecta principalmente aquecimentos (sobrecargas), descargas elétricas internas e carbonização de contaminantes no óleo.
Usualmente é coletado com seringa específica e basicamente tem nos gases combustíveis sua base de avaliação, se utilizando de métodos para avaliação na comparação destes gases. Os métodos mais utilizados são o gás-chave (amplamente utilizado no Brasil) e o método de Rogers. Exemplificaremos aqui o método de Rogers, que é um método de confirmação ao gás-chave, para compreensão de um dos métodos de avaliação:
Inicialmente, é realizada coleta com seringa apropriada e enviada a um laboratório especializado. Este óleo coletado é ensaiado em um equipamento (cromatógrafo) e assim temos uma quantidade determinada de gases dissolvida no óleo. Tendo os valores em mãos, realizamos a divisão dos gases informados na relação de gases e obtemos uma sequencia de códigos:
Com uma ordem definida de códigos, procuramos a sequencia mais próxima aos diagnósticos pré-definidos na tabela abaixo. O mesmo se aplica ao método do gás-chave, mas como a maioria dos laboratórios o utiliza preferimos mostrar uma espécie de “segunda avaliação” que também seria válida.
Diagnóstico de falhas em mãos, a empresa ou engenheiro responsável determina as ações a serem tomadas a partir deste ponto. Vale ressaltar que a associação das análises físico-químicas e cromatográficas pode determinar com certa precisão o estado de um óleo em serviço, claro que sempre acompanhado de acompanhamentos preditivos ou preventivos, como inspeções termográficas, ensaios elétricos, monitoramentos remotos ou similares.
As últimas inovações a respeito das análises de óleo mineral isolante dizem respeito ao monitoramento on-line dos DGA. Os principais gases combustíveis são analisados em sinais discretos, assim como a umidade presente no fluido isolante. Não é completo como uma análise laboratorial, mas pode traçar metas de manutenção com base em critérios preditivos, diminuindo custos e quantidade de paradas em transformadores de média e alta tensão para manutenções preventivas e corretivas, principalmente.
Referências
- ABNT NBR 10576:2017 – Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos – Diretrizes para supervisão e manutenção.
- ABNT NBR 7274:2012 – Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço.
- ABNT NBR 7070:2006 – Amostragem de gases e óleo mineral isolantes de equipamentos elétricos e análise dos gases livres e dissolvidos.