Conta de energia azul

“Manutenção Preventiva do Transformador”

 

Introdução

Os quatros maiores inimigos do sistema de isolação de um transformador são: água, calor excessivo, oxigênio e contaminação.

Água:

A umidificação da isolação do transformador pode dar-se pela água gerada com a decomposição da celulose e do óleo isolante, e também por sua penetração na interior, devido à falha de vedação ou pela respiração.

A água age como canalizador, acelerando a deteriorização do óleo isolante e da celulose da isolação sólida, alem de enfraquecê-la mecanicamente e dieletricamente.

Um teor de água de 50ppm no óleo do transformador, medido pelo método de Karl Fischer, é uma indicação de que a isolação está muito umidificada.

São considerados limites médios para operação contínua do transformador as seguintes quantidades de umidade no óleo: 35 ppm para tensões de até 69 KV, inclusive: e 25ppm para tensão de 69 a 238Kv.

O teor máximo admissível de umidade do óleo de transformadores de extra alta tensão (EAT) é de 20 ppm.

Calor Excessivo:

A vida útil do óleo reduz-se a aproximadamente á metade para cada 10ºC de temperatura acima de 60Cº.

São consideradas temperaturas críticas da isolação sólida, de 105ºC a 110ºC; e do óleo isolante, de 60ºC na parte superior do tanque.

A vida útil máxima do papel isolante e do óleo pode ser atingida quando a temperatura do óleo isolante, da parte superior do tanque do transformador em serviço, não for maior que 60ºC.

Segundo ASTM, mesmo em transformadores selados e com colchão de nitrogênio há oxigênio em quantidade suficiente para causar a deteriorização da celulósica e do óleo é de 70ºC.

Admite-se que as seguintes relações aproximadas de temperatura de serviço são válidos para o óleo isolante atingir o limite crítico do número de neutralizante de 0,25 mg KOH/g:

Temperatura de serviço (ºC)	Vida útil do óleo isolante
60 70 80 90 100 110	20   Anos 10   Anos 6     Anos 2,5  Anos 1,25Anos 7     Meses

Número de neutralização (NN) e tensão interfacial (TIF)

A experiência de campo, durante quinze anos, indica que os seguintes valores de NN e TIF podem ser atingido:

Tempo de serviço (anos)	NN (máximo) (MG KOH MG)	TIF (mínima) (dina/cm)
De 1 a 5 De 6 a 10	0,05 0,06	35 30-35

Assim que o valor de NN chegar a 0,10 mg KOH/g ou a TIF cair para 30 dina/cm, é recomendável que o óleo seja submetido a tratamento.

Bateria de teste recomendáveis

O intervalo de tempo recomendável entre a realização de teste do óleo do transformador depende da temperatura do óleo da parte superior do tanque do transformador em serviço contínuo.

Os testes recomendáveis do óleo são: Rigidez dielétrica, número de neutralização (NN), Tensão interfacial (TIF), Cor, teor de água em PPM, densidade, aspecto, sedimento, e fator de potência.

Os intervalos de tempo para a realização desses testes, conforme a temperatura do óleo da parte superior do tanque, são:

Temperatura contínua do óleo do topo do tanque (ºC)
	60 a 70	70 a 80	80 a 90	90 a 100
Intervalos	Anual	6 meses	4 meses	Mensalmente

Critério de avaliação dos resultados

A rigidez dielétrica do óleo isolante novo, medida pelo método MB-330,, ASTM d-877 ou ASTM d-1816, deve ser de 30 Kv ou maior.

Valores mínimos admissíveis: método MB-330 ou ASTM D-877, 25 Kv; e método ATM D-1816, 20 KV.

A rigidez dielétrica diminui com a presença de partículas metálicas, fibras e água em suspensão no óleo.

Número de neutralização (NN)

 O numero de neutralizante do óleo novo e em boas condições deve ser 0,03 mg KOH/g (valor Maximo). O valo máximo admissível é 0,1 mg KOH/g para o óleo em serviço. Os métodos recomendados para a determinação do NN do óleo são ABNT/BP MB-101 e ASTM d-974.

O número de neutralizante indica o grau de acidez do óleo: quanto mais baixo, menor a condução elétrica e a corrosão metálica, e mais longa a vida útil da isolação do transformador.

Tensão interfacial (TIF)

Para o óleo novo, a TIF deve ser no mínimo, 40 dina/cm. Uma TIF baixa indica a presença de borra no óleo e de contaminantes indesejáveis. Os métodos para a determinação da TIF são ABNT/IBP 320 e ASTM D-971.

Cor

A cor de óleo novo corresponde a 0,5 da escala- padrão e, nas piores condições, correspondente ao número 8 da escala-padrão. Limite médio para serviço contínuo, 2,7.

Uma mudança acentuada da cor do óleo de um ano para outro indica a existência de anormalidade. Os métodos para a determinação da cor são ABNT/IBP 251 ou ASTM D-1524.

Água

O teor de água do óleo novo não deve ser maior que 25 ppm para transformadores com tensão média e alta; para transformadores de EAT, deve ser menor 20 ppm. O método para a determinação da quantidade de água no óleo é o da ASTM D-1533 (Karl Fischer.).