1

DESCRITORES FÍSICO-QUÍMICOS PARA AÇÃO PREDITIVA DE DI-

ELÉTRICOS LÍQUIDOS EM TRANSFORMADORES DE ENERGIA:

ESTUDO DE CASO DA CPFL PAULISTA

Isabela Nogueira Maisa Maciel Machado Santos

Orientador: Prof. Credson de Salles

Co-Orientador: Álvaro Antônio Alencar de Queiroz Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo - Os transformadores são equipamen-

tos de alto custo e de grande importância no sistema

elétrico. A vida útil do equipamento está relacionada

com as condições de isolação. Durante a operação do

transformador o óleo sofre processo de desgaste e en-

velhecimento, com isso, ocorre a deterioração das suas

propriedades isolantes. Para garantir a eficiência do

equipamento são realizadas análises físico-químicas

que determinam a capacidade de isolação e o estado

de envelhecimento do óleo mineral.

Palavras-Chave: Transformador de distribuição,

óleos de transformadores, isolação, degradação, vida

útil, manutenção preditiva.

I – INTRODUÇÃO

Os óleos isolantes de transformadores (OIT) de-

sempenham um papel importante para manter transfor-

mador operando de forma eficiente. São compostos por

hidrocarbonetos, que podem suportar temperaturas eleva-

das, mantém o arrefecimento e funcionam como um iso-

lante entre os enrolamentos do transformador, entre os

enrolamentos e núcleo e entre carcaça. A formação de

arco elétrico, de descarga corona, sobrecarga e supera-

quecimento no sistema de isolação são alguns dos possí-

veis mecanismos de deterioração e envelhecimento do

OIT. Para evitar a falha do transformador, é essencial a

análise físico-química para diagnosticar a qualidade do

óleo, a fim de aumentar o seu tempo de vida-útil.

A análise de cor é geralmente aceita como um ín-

dice do grau de refino e também da deterioração, o óleo

isolante novo deve ser amarelo pálido e límpido e com

seu uso a cor muda tornando-se mais escura.

Possíveis alterações na estrutura química dos óleos

minerais foram analisadas por espectroscopia no infra-

vermelho com transformada de Fourier (FTIR) com aces-

sório de refletância total atenuada (ATR). Método rápido,

analítico e não destrutivo, os espectros FTIR das amostras

apresentam as bandas de absorção que caracterizem sua

degradação por oxidação.

O ensaio do índice de acidez (IA) consiste na me-

dida dos constituintes ácidos em um óleo. É utilizado

hidróxido de potássio (KOH) para neutralizar a acidez

contida no óleo.

O ensaio de teor de água consiste na averiguação

da presença de partículas de água no óleo isolante. Valo-

res elevados de teor de água podem degradar as proprie-

dades isolantes do óleo, contribuindo para a deterioração

da isolação do papel (celulose).

O ensaio de tensão interfacial faz uma leitura in-

direta da concentração de substâncias polares presentes

no óleo mineral. Estas substâncias prejudicam as proprie-

dades dielétricas do óleo, além de contribuírem para seu

envelhecimento acelerado.

O ensaio de análise termogravimétrica (TGA)

fornece informações sobre as propriedades e composição

do OIT, onde se analisa o quanto a massa se degrada com

o aumento da temperatura em determinada atmosfera.

As amostras são um estudo de caso da CPFL

Paulista, que são amostras de transformadores de

distribuição que foram tirados de operação. Todos os

ensaios foram feitos na Unifei, no Laboratório de Alta

Tensão.

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

OUTUBRO/2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

2

Fig. 1 - Transformador de distribuição trifásico (A) e seu

enrolamento imerso em óleo mineral (B). Fabricante:

Zago, Potência: 112,5 kVA, Tensão baixa: 127/220 V;

Alta: 10,8 kV/11,4 kV/12,0 kV/13,2/13,8 kV. Fonte:

LAT-EFEI

II – SISTEMAS DE ISOLAÇÃO

A isolação de um transformador isolado em óleo

mineral é composta por um sistema de papel, papelão,

vernizes e outros materiais que possuem características

particulares a partir das quais pode-se avaliar o estado do

material.

II.1 CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA DE ISOLAÇÃO

II.1.1 Permissividade dielétrica

A permissividade dielétrica é determinada pela

capacidade de um material polarizar-se em resposta a um

campo elétrico aplicado, cancelando parcialmente o cam-

po dentro do material. [1]

II.1.2 Polarização

Em materiais isolantes a maior parte dos elétrons

está limitada e não livre para movimentar-se. Sob in-

fluência de um campo elétrico aplicado, as forças eletros-

táticas resultantes criam algum nível de polarização, for-

mando dipolos. [1]

II.1.3 Rigidez dielétrica

A rigidez dielétrica é o valor máximo de campo

elétrico que pode ser aplicado a um material dielétrico

sem que este perca suas propriedades isolantes. Depende

fundamentalmente da pureza do material, do tempo e

método de aplicação da tensão e do tipo de solicitação ao

qual o sistema dielétrico é submetido. [1]

II.1.4 Descarga Parcial

Uma descarga parcial é a ação de um pulso elé-

trico ou descarga elétrica que ocorre no interior de um

material isolante sob um campo elétrico. Esta descarga

fecha apenas parcialmente o circuito entre as partes con-

dutoras isoladas, daí o nome descarga parcial. [2]

II.1.5 Resistências da isolação

A resistência determinada para cada transforma-

dor é referente ao estado da isolação antes de se submeter

o transformador aos ensaios dielétricos, embora sujeita a

grandes variações devido à temperatura, umidade e quali-

dade do óleo empregado. [3]

II.2 SISTEMAS PARA ISOLAÇÃO DE TRANFORMA-

DOR II.2.1 Dielétricos Sólidos

O dielétrico sólido mais utilizado é o papel, de-

vido à sua grande flexibilidade, capacidade de obtenção

em espessuras pequenas, preço geralmente razoável, es-

tabilidade térmica em torno de 100 ºC e elevada resistên-

cia mecânica, tanto ao longo da fibra quanto transversal-

mente.

Possui elevada higroscopia e é facilmente im-

pregnado com algum isolante adequado. Sua degradação

é irreversível, não sendo recomendada a sua substituição

[4].

II.2.2 Dielétricos Líquidos

Os isolantes líquidos desempenham várias fun-

ções no transformador. Na refrigeração, o isolante líquido

retira o calor das partes condutoras e o transmite ao radi-

ador ou para as paredes do tanque, mantendo assim níveis

admissíveis de temperatura interna, isolação das partes

condutoras, capacidade de preencher os espaços vazios da

isolação, ajudando assim a preservar o conjunto núcleo e

enrolamento, e minimizar o contato do oxigênio com a

celulose e outros materiais susceptíveis à oxidação. [4]

II.2.3 Dielétricos gasosos

O isolante gasoso em maior utilização é o ar,

porém em situações especiais utiliza-se o SF6. Os moti-

vos principais para utilizar o SF6 ao invés de um isolante

líquido são: não é tóxico, inflamável e explosivo; não

reage com outros componentes do transformador; apre-

senta estabilidade na faixa de operação e preço aceitável.

[4]

II.2.4. Sistemas híbridos (papel-óleo)

A maior parte dos sistemas isolantes utilizados

em transformadores imersos em óleo consiste na utiliza-

ção de papel cartão impregnado ao redor dos enrolamen-

tos de alta e baixa tensão e suportados pelos núcleos

magnéticos. As finas lâminas de óleo dentro da estrutura

estratificada do papel cartão resultam em elevada rigidez

dielétrica, a qual aumenta com a densidade do papel car-

tão. Além disso, o óleo que flui entre as estruturas de

papel cartão favorece a dissipação de calor de forma que

se alcance o desempenho térmico e dielétrico desejado.

[1]

3

II.3 MANUTENÇÃO PREDITIVA DE TRANSFOMA-

DORES COM ISOLAMENTO LÍQUIDO

II.3.1 Importância da manutenção preditiva de transfor-

madores

Permite reajustar as previsões de manutenção

por meio da análise da tendência evolutiva do funciona-

mento não adequado detectado no equipamento e da es-

timativa do tempo possível de continuar a utilizá-lo antes

de uma falha. Esta estimativa ocorre a partir da análise

periódica do estado do equipamento pelos métodos de

‘manutenção preditiva’ [5].

II.3.2. Descritores físico-químicos para a manutenção

preditiva II.3.2.1 Tensão Interfacial A tensão interfacial entre um óleo isolante e

água é uma medida da força de atração molecular entre

suas diferentes moléculas situadas na interface. Este en-

saio estabelece um meio de detectar contaminantes solú-

veis polares e deterioração que, em geral, diminuem seu

valor. [5]

II.3.2.2. Teor de Água

O ensaio consiste na averiguação da presença de

partículas de água no óleo isolante. Este teor é de grande

importância na análise físico-química do óleo, uma vez

que a umidade elevada colabora significativamente para a

redução da rigidez dielétrica. O teor de água é medido em

partes por milhão (ppm). [5]

II.3.2.3 Índice de Acidez

O ensaio consiste na medida dos constituintes

ácidos em um óleo, em miligramas de hidróxido de po-

tássio (KOH) necessárias para neutralizar a acidez conti-

da em um grama de óleo. Quanto maior o seu valor, mai-

or a deterioração. [5]

II.3.2.4 Rigidez Dielétrica

A rigidez dielétrica de um óleo é o gradiente

médio da tensão para o qual uma falha ocorre entre dois

eletrodos metálicos nele imersos. Este ensaio está entre os

mais cruciais para a análise de operacionalidade de um

óleo isolante, e previne a aplicação de óleos potencial-

mente perigosos em equipamentos elétricos de alta ten-

são.

Este ensaio pode despertar as suspeitas de con-

taminação e instigar a análise mais profunda do óleo atra-

vés de outros ensaios físico-químicos ou cromatográficos,

que expliquem o comprometimento de sua característica

dielétrica. [5]

II.3.2.5 Espectro no infravermelho (FTIR/ATR)

É um método rápido, analítico e não destrutivo,

para a avaliação das propriedade físicas e químicas dos

óleos. É feita análise para determinações qualitativas e

quantitativas de traços de elementos. Isto é possível por-

que os átomos que formam as moléculas possuem fre-

quências específicas de vibração, que variam de acordo

com a estrutura, composição e o modo de vibração da

amostra. [6]

II.3.2.6 Análise Termogravimétrica (TGA)

O TGA fornece informações sobre as

propriedades da amostra e a sua composição. A

composição de um material pode ser determinada por

análise das temperaturas e as massas individuais de cada

amostra. Se a amostra se decompõe com resultado de

uma reação química, a massa da amostra muda muitas

vezes ao longo do processo. A temperatura que a

decomposição ocorre caracteriza a estabilidade do

material utilizado numa certa atmosfera. [7]

III – METODOLOGIA

III.1.1. Materiais e método dos ensaios A metodologia de coleta de dados é completa-

mente prática/experimental, os ensaios seguem os proce-

dimentos prescritos em normas.

III.1.2. Tensão Interfacial

Este ensaio, feito segundo a norma ABNT NBR

10576 [8], estabelece um meio de detectar contaminantes

solúveis polares e deterioração que, em geral, diminuem

seu valor. Os resultados obtidos serão analisados de acor-

do com os valores estabelecidos pela ABNT NBR 10576

[8] como:

Maior que 40 dina/cm (0,04 N/m) – Óleo novo e

livre de aditivos a 25°C

Maior que 32 dina/cm (0,032N/m) – Óleo após

contato com equipamentos a 25°C

III.1.3. Teor de Água

Este ensaio foi realizado, com o auxílio de uma

pipeta e um becker. Primeiro, foi medido em uma balança

8 [mg] de cada amostra de óleo, e colocado em um titula-

dor Karl Fischer da marca Mettler Toledo.

A titulação consiste em uma amostra diluída

tipicamente em metanol, com o reagente Karl Fischer,

que é uma solução contendo iodo, dióxido de enxofre e

uma amina. Com a presença de água, o iodo ou dióxido

de enxofre são consumidos rapidamente. O ponto final da

titulação pode ser detectado visualmente pela mudança de

cor provocada pelo iodo. Este teor é de grande importân-

cia na análise físico-química do óleo, uma vez que a umi-

4

dade elevada colabora significativamente para a redução

da rigidez dielétrica.

O ensaio foi realizado de acordo com a norma

(ABNT NBR-5755, 1984) [9]. Segundo a norma ABNT

NBR 10576 (2006) [8]. Possui valor estabelecido de 35

ppm.

III.1.4. Índice de Acidez

O óleo foi misturado com 10,0 ml de metanol e

3 gotas do indicador colorimétrico fenolftaleína, para

facilitar a visualização. O procedimento foi adicionar o

(KOH) lentamente na solução contendo a amostra de

óleo, com agitamento constante da mesma até que hou-

vesse a mudança da cor e chegasse em um rosa fraco.

Então anotou-se o valor do (KOH) usado para que acon-

tecesse essa reação.

O ensaio foi realizado, segundo a norma ASTM

D 974/ABNT-NBR 14248/IEC 62021-1 (2003-06) [10],

cujos limites aceitáveis são:

0,2 mg KOH/g – Para óleo em serviço (trans-

formador em operação)

0,03 mg KOH/g – Para óleo novo

III.1.5. Espectro no infravermelho (FTIR/ATR)

Foi feita uma varredura entre 600 e 4500

[ ], que é o número de onda, a qual permite saber

quanto de luz a amostra absorve. O programa gerou um

gráfico da transmitância em função de cada número de

onda. A análise do gráfico nos permite saber qual ligação

intramolecular que compõe cada amostra de óleo em aná-

lise.

III.1.6. Análise Termogravimétrica (TGA)

Para realizar esta análise foi colocado cerca de

5,0 [mg] de amostra do óleo no cadinho, em seguida es-

tabeleceu-se a temperatura de início 25°C, temperatura de

fim 700°C e a taxa de aquecimento 10, 20, 30 [°C/min] a

qual a amostra seria submetida no aparelho TGA 50 da

marca Shimadzu.

Com este ensaio foi possível conhecer quanto a

massa varia em relação a temperatura. Analisando o grá-

fico gerado sabe-se que até 100°C existe perda de água

depois o gráfico tende a zero o que significa que está ha-

vendo degradação.

A partir destes dados foi possível calcular a

energia de ativação pelo método de Ozawa e Kissinger a

partir das respectivas equações:

(1)

Onde, energia de ativação E, pode ser obtida

através do gráfico do por .

Por Kissinger, vem:

Onde a energia de ativação é determinada atra-

vés do gráfico de por .

A partir dos gráficos plotados para cada método,

com o auxílio do programa Origin, calculou-se o Slope

dos gráficos. Com este valor foi possível obter a Energia

de Ativação para cada amostra por ambos os métodos.

IV. RESULTADOS E DISCUSSÕES

IV.1. Análise da Cor

A cor do óleo isolante pode ser analisada segundo

a ASTM D1500 [11]. A Figura 2 mostra uma fotografia

dos óleos analisados nesse projeto. A Tabela 1 mostra as

características das amostras.

Fig. 2 - Análise dos óleos isolantes de fonte petroquí-

mica (minerais).

Item Material do

enrolamento

Potência do

transformador de

distribuição

(KVA)

Ano

Fabricação

1 AL 45 2013

2 AL 30 2009

3 CU 15 2011

4 CU 15 2011

5 AL 75 2012

6 CU 30 1998

7 CU 45 1993

8 CU 15 1992

9 CU 112,5 1993

10 CU 75 2008

Tabela 1 – Características das amostras

5

A cor ideal de uma amostra de óleo mineral

antes do início de sua operação como isolante segundo a

escala ASTM seria 0,80.

Observa-se que as amostras T1 e T10

apresentam coloração clara e límpida em condições ainda

de serviço uma vez que não se apresentam oxidadas. Os

resultados da cor ASTM são apresentados na Figura 3.

Fig. 3 - Análise da cor dos óleos isolantes analisados. A

linha vermelha tracejada indica o limite máximo

permitido pela norma (ASTM D1500) [11].

A oxidação é o agente primário na degradação dos

óleos minerais utilizados em transformadores de distri-

buição.

A reação inicia quando o oxigênio dissolvido no

óleo ou livre no ar entra em contato com os hidrocarbone-

tos instáveis. A cadeia de reações de oxidação do óleo

mineral começa com a quebra da ligação carbono-

hidrogênio, gerando radicais livres. Compostos instáveis

podem reagir diretamente com o oxigênio devido a gradi-

entes de temperatura ou descargas parciais no óleo o que

gera também radicais livres.

A etapa de iniciação acontece praticamente em to-

dos os óleos. Se os inibidores de oxidação adicionados ao

óleo mineral não estabilizarem os radicais formados, a

reação se propaga rapidamente. No estágio de propaga-

ção, o inibidor já foi totalmente consumido e tem-se a

quantidade necessária de radicais, que reagem com os

hidrocarbonetos ou oxigênio para formar hidroperóxidos

e radicais peróxidos.

Considerando que a coloração do óleo é proporci-

onal ao porcentual de oxidação, de acordo com a lei de

Lambert-Beer, calculou-se o porcentual de oxidação rela-

tivo de cada óleo considerando-se as amostra T1 e T10

como padrão. Os resultados obtidos são apresentados na

Figura 4. Observa-se a seguinte sequência de estabilidade

dos óleos minerais analisados.

Fig. 4 - Índice de oxidação relativo (IOXREL) das

amostras de óleo mineral. O IOXREL foi calculado to-

mando-se como padrão as amostras T1 e T10.

IV.2. Análise FTIR

Os espectros de FTIR das amostras de óleo mine-

ral estão apresentados nas Figuras 5 e 6. Os espectros

FTIR das amostras T1-T5 apresentam as bandas de ab-

sorção características de um óleo mineral padrão não in-

dicando bandas de absorção que caracterizem sua degra-

dação por oxidação.

Na figura 5, temos a curva característica do óleo

T1, como as demais amostras (T1-T5) obtiveram o mes-

mo resultado, não será representado suas curvas.

Fig. 5 - Espectro FTIR da amostra de óleo mineral T1.

A Figura 6 apresenta os espectros FTIR da amos-

tra de óleo mineral T10. Como as amostras (T6-T10)

apresentaram a mesma curva característica na amostra

T10 não será representado suas curvas.

Percebe-se na figura 6, o surgimento de bandas re-

lativas à vibração da carbonila (C=O) em torno de 1620

cm-1 e entre 3600 e 3300cm-1 que pode ser atribuída à

vibração do grupo OH de ácidos. A existência dessas

6

bandas de absorção pode ser atribuída a reações de oxida-

ção sofrida pelo óleo por descargas parciais formando

compostos carbonilados, como ácidos carboxílicos, ceto-

nas e aldeídos. [12]

Fig. 6- Espectro FTIR da amostra de óleo mineral

T10.

IV.3. Índice de Acidez (ou Neutralização)

O índice de acidez (IA) de um óleo mineral é a

medida dos constituintes ácidos gerados no óleo devido à

decomposição de hidroperóxidos primários (A) e/ou hi-

droperóxidos secundários (B) resultantes da oxidação

durante o serviço do equipamento:

(A)

(B)

O valor do IA aumenta à medida que o óleo sofre

oxidação e pode ser utilizado como referência para a

substituição/regeneração do óleo. O IA das amostras foi

analisado de acordo com a ASTM D974 e foi calculado

com base na Equação (3):

(3)

Sendo:

VA = Volume em mL de KOH utilizado na titula-

ção da amostra;

VB = Volume em mL de KOH utilizado na titula-

ção do “branco”;

f = Fator de correção da solução de KOH (deter-

minado por padronização da solução);

Eq = Equivalente em grama do KOH (56,1);

N = Concentração Normal do KOH e mom a massa

do óleo mineral.

A Figura 7 ilustra o índice de acidez para as amos-

tras de óleo mineral analisadas segundo a norma ASTM

D 974/ABNT-NBR 14248/IEC 62021-1 (2003-06) [13].

Das amostras analisadas apenas as amostras T1 e T5

apresentaram índice de acidez inferior ao do limite esta-

belecido pela IEC 62021-1 (2003-06)[13] (limite máximo

de 0,03 mgKOH/g).

Para o óleo em uso, o índice de neutralização é

uma medida indireta do grau de oxidação do óleo. O limi-

te máximo permitido no recebimento de OIT novo é de

0,03 mg KOH/g tanto para os óleos parafínicos quanto

naftênicos.

Fig. 7 - Índice de acidez das amostras de óleo mineral

analisadas. A linha vermelha tracejada indica o limite

máximo permitido pela norma (ASTM D 974/ ABNT-

NBR 14248/ IEC 62021-1 (2003-06)) [12].

IV.4. Teor de água

Em sistemas de isolação elétrico uma baixa

quantidade de água é necessária para que se obtenham

valores aceitáveis de rigidez dielétrica e fator de dissipa-

ção (fator de potência). Valores elevados de teor de água

podem degradar as propriedades isolantes do óleo, con-

tribuindo para a deterioração da isolação do papel (celu-

lose).

A quantidade máxima de umidade permitida é

de 35 ppm para o óleo mineral novo. Para o óleo mineral

em uso, o teor de umidade elevado pode ser indicativo de

problemas com a vedação dos equipamentos (ABNT

NBR-5755, 1984). Segundo a norma ABNT NBR 10576

(2006) [14], o OIT é submetido a um tratamento termo-

vácuo antes de ser colocado no transformador, para que o

teor de água seja igual ou inferior ao valor limite aceitá-

vel.

7

As causas mais comuns, responsáveis pelo au-

mento do teor de água na isolação são a umidade prove-

niente da atmosfera e a degradação da celulose e do óleo.

Como as moléculas de água participam da degradação da

isolação celulósico, haverá, consequentemente, uma di-

minuição na vida útil do equipamento, com o aumento da

concentração de água no óleo.

Analisando a Figura 8 observa-se que as amos-

tras T1, T5, T9 e T10 apresentam um limite aceitável de

umidade.

Fig. 8- Teor de água nas amostras de óleo mineral T1-

T10. A linha vermelha tracejada indica o limite acei-

tável de água em um óleo mineral em uso.

IV.5. Tensão Interfacial

A tensão interfacial no sistema água-óleo visa exa-

tamente inferir sobre a quantidade de substâncias polares

presentes no óleo, uma vez que tais substâncias tendem a

concentrar-se na interface do sistema. Quanto maior a

concentração de substâncias polares, menor o valor da

tensão interfacial do óleo mineral.

A medida sistemática da tensão interfacial dos

óleos em uso, também se torna uma forma de acompa-

nhar o envelhecimento, pois o processo oxidativo está

diretamente relacionado com o aumento da polaridade do

meio (ABNT NBR-6234) [15]. Segundo a norma ABNT

NBR 10576 [8], a tensão interfacial entre o óleo e a água

é um ensaio para detecção de contaminantes polares so-

lúveis e produtos de oxidação.

Em transformadores sobrecarregados a deteriora-

ção dos materiais é rápida, tornando-se a tensão interfaci-

al uma ferramenta importante na detecção da deterioração

do óleo mineral.

O valor limite mínimo para a tensão interfacial a

25 °C para um óleo mineral novo é de 40 mN/m. A Figu-

ra 9 mostra que todas as amostras de óleo mineral anali-

sadas apresentam tensão interfacial inadequada para uso

em transformadores de distribuição.

Fig. 9- Análise da tensão interfacial das amostras de

óleo mineral isolante T1-T10. A linha vermelha trace-

jada indica o limite mínimo de tensão interfacial exi-

gida para óleos minerais em condições de uso em

transformadores de potência.

Frequentemente se observa no óleo mineral oriun-

do de transformadores em operação a presença de partí-

culas como ferro, alumínio, cobre e outros elementos

constituintes dos componentes do transformador. Entre-

tanto, por sua natureza condutiva tais micropartículas

representam uma ameaça de falha ao equipamento.

A contagem de partículas das amostras de óleo

mineral T1-T10 é apresentado na Figura 10.

Considerou-se apenas a contagem de partículas

com tamanho > 2 m/10 mL de acordo com a norma

ABNT-NBR 14275 [16]. Observa-se que apenas as amos-

tras T1 e T10 apresentam número de partículas em con-

cordância com a norma ABNT-NBR citada.

Fig. 10 - Contagem do número de partículas em óleo

isolante de acordo com a norma ABNT-NBR 14275

[16].

IV.5. Análise Termogravimétrica (TGA)

8

A Figura 11 mostra a curva TGA do OIT T10.

Nas curvas TG, a perda de massa (expressa no eixo verti-

cal em percentagem) é caracterizada por duas temperatu-

ras, a temperatura de onset (Tonset) e a temperatura de pico

(Tmax). Tonset corresponde ao ponto onde a amostra deixou

de ser estável termicamente e iniciou a liberação de subs-

tâncias voláteis. Já Tmax corresponde ao ponto de inflexão

da curva TG e representa o momento na qual a massa da

amostra varia mais rapidamente.

De acordo com os dados extraídos das curvas

TG observa-se apenas uma única etapa de decomposição

que se inicia a aproximadamente 150 ºC apresentando

uma temperatura máxima de decomposição ao redor de

250 ºC. Através das curvas TG são obtidos os dados do

pico de decomposição (Tmax) nas respectivas velocidades

de aquecimento (), gerando os dados apresentados na

Tabela 2.

Fig. 11 – Análise termogravimétrica (TGA) do óleo

mineral T-10 em atmosfera de N2

Através das curvas TG são obtidos os dados do

pico de decomposição (Tmax) nas respectivas velocidades

de aquecimento (), gerando os dados apresentados na

Tabela 2.

Amostra (°C.min-1) Tmax (°C)

T1

10 258,357

20 279,0765

30 277,4851

T2

10 256,6157

20 290,9521

30 300,6885

T3

10 251,1973

20 273,1421

30 282,058

T4

10 264,4571

20 272,989

30 281,8349

Amostra (°C.min-1) Tmax (°C)

T5

10 258,1033

20 259,0461

30 307,1616

T6

10 268,7296

20 288,3655

30 290,2797

T7

10 270,5605

20 286,5223

30 294,0935

T8

10 248,1765

20 282,1758

30 302,8288

T9

10 255,4392

20 283,8684

30 305,032

T10

10 253,3721

20 280,7369

30 274,5272

Tabela 2. Dados obtidos a partir das curvas termogravimé-

tricas, TG.

A partir dos resultados apresentados na Tabela 2,

obtidos a partir das curvas TG não-isotérmicas, foram

feitos os tratamentos para a obtenção dos dados cinéticos

correspondentes aos OIT analisados (T1-T10). A deter-

minação dos parâmetros cinéticos foi realizada, com o

auxílio de programa computacional Excel e Origin, atra-

vés de métodos diferenciais não isotérmicos de Kissinger

e Ozawa, com taxas de aquecimento de 10, 20 e 30 °C /

min e intervalo de fração decomposta (α) de 0,10 a 0,90.

O método não isotérmico diferencial de Ozawa

requer três ou mais análises em diferentes taxas de aque-

cimento e considera que a energia de ativação de um ma-

terial em uma determinada perda de massa (conversão) é

proporcional ao coeficiente d/d(1/T), em que uma de-

pendência linear é observada entre o inverso da tempera-

tura absoluta em uma determinada porcentagem de perda

de massa, 1/T, em relação ao logaritmo da razão de aque-

cimento, ϕ, aplicada. [12]

A taxa correspondente à decomposição térmica

do OIT pode ser descrita em termos do produto entre du-

as funções, uma dependente da temperatura, k(T) e, outra,

dependente de uma função de perda de massa, f(α)

(Equação 4):

9

Sendo:

Temperatura absoluta;

Fração de massa perdida;

Velocidade da perda de massa.

A fração de massa perdida, , é definida por:

No qual , e são as massas inicial, na

temperatura T e final da amostra, respectivamente.

Uma vez que a degradação do OIT está relacio-

nada com a temperatura, k(T) pode ser descrito pela rela-

ção de Arrhenius [17]:

Sendo:

Energia de ativação;

Fator pré-exponencial;

R= Constante universal dos gases.

Reescrevendo a Equação (1), obtém-se:

Introduzindo a taxa de aquecimento definida

como na Equação (4), obtém-se a equação para a

degradação do OIT em função da temperatura de acordo

com a Equação (4):

A função depende da quantidade de OIT e

da temperatura, separadamente. Integrando a Eq. (8), a

partir da temperatura inicial To correspondente à conver-

são αo, até a temperatura de inflexão, Tmáx e α=αmáx , ob-

tém-se:

Em função da complexidade da reação de degra-

dação do OIT, a forma da função pode ser bastante

complexa. Logo, considerando que a reação de degrada-

ção do OIT segue uma decomposição de ordem n [18]:

Logo, a Eq. (9) pode ser reescrita como:

Diferentes aproximações são utilizadas para a

resolução da integral de f(). Dentre os métodos inte-

grais, esse trabalho utiliza os métodos de Ozawa e Kis-

singer [16-17]. A aproximação de Ozawa, aplicando o

logaritmo fornece a Equação (12):

Sendo:

= Fração da amostra decomposta;

T = Temperatura (K);

A = Fator de frequência;

R = constante dos gases (8,314 J K-1 mol-1);

EA = energia de ativação (J.mol-1);

= razão de aquecimento (°C.min-1);

Tmax a temperatura de pico.

Portanto, considerando a mesma conversão, a

inclinação do gráfico log em função de possuirá a in-

clinação igual a -0,4567. .

Utilizando a curva termogravimétrica derivada

(DTG), Kissinger desenvolveu em 1956 um método ciné-

tico para análise de um processo de decomposição para

n=1. Nesse caso, considerando que A é uma constante

independente da taxa de aquecimento e na tem-

peratura de pico na curva DTA, obtém-se a equação ciné-

tica geral do método de Kissinger dada pela Equação

(13).

A Eq. (13) é válida para qualquer valor de T,

desde que e T sejam medidos no mesmo instante.

Construindo o gráfico em função de a conver-

são constante, a inclinação será igual a .

O valor da energia de ativação (EA) para cada

amostra de OIT foi obtido a partir do cálculo do coefici-

ente angular das retas e os resultados estão apresentados

na Figura 12.

10

Fig. 12 - Energia de ativação para os OIT´s calcu-

ladas a partir dos gráficos de Kissinger (■) e Ozawa () a

partir das curvas TG´s.

Conforme observado na Figura 12, os métodos

de Kissinger e Ozawa apresentaram resultados de EA

próximos e com bons coeficientes de correlação (0,95 a

0,99), indicando alta confiabilidade nos resultados obti-

dos para os coeficientes da equação de Arrhenius. Além

disso, mostram também que a decomposição do OIT é

regida majoritariamente por processos de primeira ordem.

Quanto ao ensaio de estabilidade química do

OIT, ressalta-se que seu envelhecimento no Transforma-

dor de distribuição (TD) se refere a qualquer processo

físico ou químico produzido pela interação entre esse

fluído isolante e seu ambiente físico (TD) a exemplo de

gradientes de temperatura, presença de umidade, oxigênio

ou descargas parciais.

O oxigênio está disponível, moléculas do OIT

começarão a ser oxidadas devido à baixa energia de ati-

vação requerida para a oxidação. Se há carência de oxi-

gênio no sistema, a decomposição térmica (pirólise) ocor-

re. Esta reação gera produtos mais leves, que são facil-

mente volatilizados, e os produtos de reação mais pesados

são formados via reações de polimerização e condensa-

ção. Estes produtos pesados usualmente constituem uma

fração insolúvel e diminuem a eficiência do OIT.[12]

Em nível molecular o OIT pode ter sua estrutura

química modificada através de um processo oxidativo.

Tais mudanças implicam num nível macroscópico em

diferentes efeitos tais como alteração nas suas proprieda-

des térmicas. Portanto, o envelhecimento de OIT é sinô-

nimo de degradação que implica na diminuição do tempo

de vida útil do fluido isolante.

Observa-se que os perfis das curvas TG´s das

amostras de OIT a diferentes razões de aquecimento man-

tiveram-se semelhantes (Fig. 12), havendo apenas um

pequeno deslocamento nos valores das temperaturas de

decomposição térmica das amostras analisadas à razão de

aquecimento maior. Provavelmente, o aumento na razão

de aquecimento provoca uma não uniformidade no aque-

cimento, acarretando em temperaturas de onset mais ele-

vadas.

Deve ser observado que EA pode ser utilizada

como parâmetro de avaliação da qualidade do OIT, ou

seja, quanto maior a EA do processo termodegradativo,

melhor o desempenho do OIT e consequentemente do

transformador de potência.

Os valores obtidos para a EA dos fluidos isolan-

tes estudados nesse trabalho estão muito próximos dos

valores observados na literatura para o OIT não envelhe-

cido [19]. Portanto, estes resultados demonstram que os

grupos de OIT analisados continuam estáveis e seguros

para serem utilizados como fluidos isolantes em TD após

um período de até 24 anos de envelhecimento natural.

V. CONCLUSÃO

Este trabalho apresentou ensaios para avaliação

do nível de degradação da isolação de um transformador.

A análise química do óleo é uma forma segura e confiá-

vel de se determinar o quanto este material se degradou.

Observa-se que a amostra T1, T5 e T10, que

estão entre os transformador mais novos, passaram na

maioria dos testes, o que indica a princípio serem os me-

nos degradados. Porém não podemos afirmar que as de-

mais amostras não estão em bom estado de conservação.

O único ensaio que avalia as ligações intramole-

culares das amostras é o FTIR e apesar de alguns óleos

apresentarem bandas que caracterizam o processo de oxi-

dação, elas não possuem intensidade suficiente para dizer

que os óleos não estão em condições de uso.

O ensaio do TGA também analisa as proprieda-

des da amostra, a partir dos resultados da EA pode-se

afirmar que os grupos de OIT analisados continuam está-

veis e seguros para serem utilizados como fluidos isolan-

tes em TD mesmo após um período de até 24 anos de

envelhecimento natural. Contudo este ensaio é usado para

prever a vida útil óleo, o que torna mais interessante rea-

lizá-lo em óleos novos que estão sendo colocados no

transformador.

Desta forma, a explicação do aparecimento de

partículas de água, elevados índices de oxidação e outras

impurezas encontradas nos demais testes são provenien-

tes da degradação de outros materiais que compõe o

transformador, como o papel e enrolamento. Indicando,

que os fabricantes dos TD em análise não tiveram o devi-

do cuidado na hora de escolher estes materiais, compro-

metendo a isolação do mesmo.

Como isso pode-se concluir que os OIT analisa-

dos podem ser reaproveitados e que a melhor forma de se

preservar a vida útil dos transformadores e evitar a sua

falha, é realizar ensaios nos materiais de isolação.

11

VI. AGRADECIMENTOS

A elaboração deste trabalho não teria sido possí-

vel sem a colaboração, estímulo e empenho de diversas

pessoas. Gostaríamos de expressar nossa gratidão e apre-

ço a todos aqueles que, direta ou indiretamente, contribuí-

ram para a execução deste trabalho.

Em primeiro lugar, agradecemos ao Professor

Credson de Salles, pela sua orientação, cordialidade com

que sempre nos recebeu, pela liberdade de ação que nos

permitiu desenvolver habilidades.

Ao Professor Álvaro Antônio Alencar de Quei-

roz, pela transmissão de experiências, na criação e solidi-

ficação de saberes, sem sua forma exigente, crítica e cria-

tiva de agir as ideias apresentadas não alcançaríamos os

objetivos propostos neste artigo.

Aos pós graduandos Thiago, Tessa e Alexandre,

agradecemos o modo como se disponibilizaram a nos

auxiliar nos experimentos, pela paciência, colaboração e

ajuda durante todo trabalho.

Por fim agradecemos aos nossos familiares e

amigos que sempre nos incentivaram e apoiaram durante

toda graduação

VII. REFERÊNCIAS

[1] SPRESSOLA, Flavio Eduardo. Avaliação do compor-

tamento térmico de transformadores de corrente de extra-

alta tensão isolados a papel e óleo. Itajubá, Janeiro de

2011. Tese de Mestrado, na Universidade Federal de Ita-

jubá.

[2] VELOSO, Giscard Francimeire Cintra. Identificação

de Padrões de Contaminação em Óleo de Transformador

Através da Monitoração Acústica das Descargas Parciais.

Itajubá, MG, Julho de 2011. Tese de Pós-graduação em

Engenharia Elétrica, na Universidade Federal de Itajubá.

[3] CARDOSO, Bruno Pereira. Eficiência de transforma-

dores de média tensão. Itajubá, setembro de 2005. Tese

de Pós-graduação em Engenharia Elétrica, na Universi-

dade Federal de Itajubá

[4] GARCIA, Rafael de Almeida. Aplicação de nanoflui-

dos no isolamento elétrico de transformadores – Determi-

nação da suportabilidade dielétrica de um ferrofluido a

impulso atmosférico. Rio de Janeiro, agosto de 2014. TFG apresentado ao curso de Engenharia Elétrica da Es-

cola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro.

[5] SCHUWENCK LIGEIRO, Igor. Análise de Condi-

ções de Operação de Equipamentos Elétricos de Alta

Tensão em uma Subestação Abaixadora Através de Téc-

nicas Preditivas. Rio de Janeiro, abril de 2013. TFG apre-

sentado ao curso de Engenharia Elétrica da Escola Poli-

técnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro.

[6] MIHALCOVA, J. Study of Degradation of Mineral

Oils Products by FTIR Method. 16 October 2002.

[7] METTER, TOLEDO. Advanced Thermal Analysis.

Applied to Petroleum Products. Thermal Analysis Appli-

cation.

[8] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉC-

NICAS. NBR 10576: guia para acompanhamento de óleo

mineral isolante de equipamentos elétricos. Rio de Janei-

ro: ABNT, 2006.

[9] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS TÉC-

NICAS. NBR 5755, 1984: Determinação de água em

líquidos isolantes (Método Karl Fischer).

[10] AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MA-

TERIALS. ASTM D 974: Standard Test Method for Acid

and Base Number by Color-Indicator Titration.

[11] AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MA-

TERIALS. ASTM D 1500: Standard Test Method for

ASTM Color of Petroleum Products (ASTM Color

Scale).

[12] I. NOGUEIRA, M. M. M. SANTOS, T. A. NO-

GUEIRA, E. T. W. NETO, C de SALLES, T. M. CAR-

VALHO, A. A. A. de QUEIROZ. The evaluation of qual-

ity of transformer oil by FTIR/ATR spectroscopy and

thermogravimectric analysis. CBECIMAT, 2016

[13] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS

TÉCNICAS. ABNT-NBR 14248: Produtos de petróleo-

Determinação do número de acidez e de basicidade - Mé-

todo do indicador

[14] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS

TÉCNICAS. ABNT NBR 10576: Óleo mineral isolante

de equipamentos elétricos - Diretrizes para supervisão e

manutenção. ABNT, 2006.

[15] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS

TÉCNICAS. ABNT NBR-6234: Óleo mineral isolante -

Determinação da tensão interfacial de óleo-água pelo

método do anel - Método de ensaio. ABNT, 2015.

[16] ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE NORMAS

TÉCNICAS. ABNT-NBR 14275: Equipamento elétrico -

Líquido isolante - Determinação do conteúdo de

partículas. ABNT, 2013.

[17] I. Tronstad, E. A. Blekkan, and M. H. G. Ese, Iso-

thermal microcalorimetry as a tool for studying oxidation

stability of insulating liquids, IEEE Transactions in Die-

lectrics and Electrical Insulation, 19: 1528-1536, 2012.

[18] FOGLER H.S. Elements of chemical reaction engi-

neering. New York (EUA), Prentice Hall, 2005.

12

[19] BIAGINI E.; LIPPI F.; PETARCA L.; TOGNOTTI

L. Devolatilization rate of biomasses and coal biomass

blends: an experimental investigation. Fuel, 81: 1041-

1050, 2002.

BIOGRAFIA:

Isabela Nogueira

Nasceu em Itajubá- MG, em 1993.

Graduanda em Engenharia Elétrica

com ênfase em Sistemas de Potência

na Universidade Federal de Itajubá.

Participou de um Cursinho Assisten-

cial, como professora voluntária. Par-

ticipou em 2015 da semana de em-

preendedorismo da UNIFEI e ganhou

o prêmio de melhor projeto na cate-

goria “mão na massa”.

Maisa Maciel Machado Santos Nasceu em Guaratinguetá-SP, em

1993, formou-se em 2011 no Colégio

Técnico Industrial de Guaratinguetá -

UNESP como melhor aluna do Curso

de Eletroeletrônica. Graduanda em

Engenharia Elétrica na Universidade

Federal de Itajubá, executou diversos

trabalhos sociais durante a gradua-

ção, no ano de 2013 participou da semana de empreende-

dorismo UNIFEI e ganhou o prêmio de 2° melhor projeto

na categoria de criatividade.