NBR 10576 - 2006 - Óleo mineral isolante de equipamentos eletricos...

NORMA BRASILEIRA

ABNT NBR

Segunda edição 30.10.2006

Válida a partir de 30.1 1.2006

Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos - Diretrizes para supervisão e manutenção

Mineral insulating oil in electrical equipment - Guide for supervision and maintenance

Palavra-chave: Óleo mineral isolante. Descriptor: /~lineral insulating oil.

ICS 29.040.10

ASSOCIACA~ BRMILEIRA DE NORMAS TÉCNICAS

Número de referência ABNT NBR 10576:2006

29 páginas

OABNT 2006

ABNT NBR 10576:2006

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Sumário Página

Prefácio ........................................................................................................................................................................ v

1 Objetivo .......................................................................................................................................................... 1

2 Referências normativas ................................................................................................................................ 1

Definições ....................................................................................................................................................... 2

Propriedades e deterioração/degradação do óleo ..................................................................................... 3

Ensaios no óleo e seus significados ........................................................................................................... 4 Geral ................................................................................................................................................................ 4 Cor e aparência .............................................................................................................................................. 5 Rigidez dielétrica ........................................................................................................................................... 5 Teor de água .................................................................................................................................................. 5

................................................................................................................................. Indice de neutralização 8 Tensão interfacial .......................................................................................................................................... 8 Fator de perdas dielétricas e resistividade ................................................................................................. 8 Teor de inibidor e estabilidade a oxidação ................................................................................................. 9 . . . . ................................................................................................................................ Estabilidade a oxidação 9

......................................................... Monitoramento dos óleos não inibidos ou parcialmente inibidos 10 Monitoramento dos óleos inibidos ......................................................................................................... 11 Inibidores de corrosão .............................................................................................................................. 11 Sedimento e borra ....................................................................................................................................... 11 Contagem de partículas .............................................................................................................................. 12 Ponto de fulgor ............................................................................................................................................ 12 Compatibilidade de óleos isolantes .......................................................................................................... 12 Ponto de fluidez ........................................................................................................................................... 13 Densidade ..................................................................................................................................................... 13 Viscosidade .................................................................................................................................................. 13 Bifenilas policloradas (PCB) ...................................................................................................................... 13 Enxofre corrosivo ........................................................................................................................................ 13

Amostragem de óleo do equipamento ...................................................................................................... 14

7 Categorias de equipamentos ..................................................................................................................... 14

8 Avaliação do óleo mineral isolante em equipamentos novos ................................................................ 14

Avaliação do óleo em serviço .................................................................................................................... 16 ....................................................................................... Periodicidade das análises de óleo em serviço 16

Procedimentos de ensaios ......................................................................................................................... 17 Geral .............................................................................................................................................................. 17 Ensaios de campo ....................................................................................................................................... 17 Ensaios de laboratório ................................................................................................................................ 17 Classificação da condição de óleos em serviço ...................................................................................... 17 Ação corretiva .............................................................................................................................................. 18

1 O Manuseio e armazenamento ....................................................................................................................... 19

11 Tratamento ................................................................................................................................................... 19 11.1 Recondicionamento .................................................................................................................................... 20 11.1.1 Geral .............................................................................................................................................................. 20 . . 11.1 . 2 Equipamentos de recondicionamento ...................................................................................................... 21 11 . 1 . 3 Aplicação a equipamentos elétricos ......................................................................................................... 22 11.2 Regeneração ................................................................................................................................................ 22 11 . 2.1 Processo de regeneração ........................................................................................................................... 22 11.2.2 Renovação de aditivos ................................................................................................................................ 23 11 . 3 Descontaminação de óleos contendo PCB .............................................................................................. 23

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12 Substituição do óleo em equipamentos elétricos .................................................................................... 23 12.1 Substituição do óleo em transformadores ............................................................................................... 23

......................................... 12.2 Substituição do óleo em equipamentos elétricos contaminados com PCB 23

...................................................................................... Anexo A (normativo) Sedimento e/ou borra precipitável 27 A. l Procedimento ............................................................................................................................................... 27

Anexo B (informativo) Bibliografia .......................................................................................................................... 29

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Prefácio

A Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) é o Fórum Nacional de Normalização. As Normas Brasileiras, cujo conteúdo é de responsabilidade dos Comitês Brasileiros (ABNTICB), dos Organismos de Normalização Setorial (ABNTIONS) e das Comissões de Estudo Especiais Temporárias (ABNTICEET), são elaboradas por Comissões de Estudo (CE), formadas por representantes dos setores envolvidos, delas fazendo parte: produtores, consumidores e neutros (universidades, laboratórios e outros).

A ABNT NBR 10576 foi elaborada no Comitê Brasileiro de Eletricidade (ABNTICB-03), pela Comissão de Estudo de Óleos Minerais Isolantes (CE-03:010.01). O Projeto circulou em Consulta Nacional conforme Edital n"5, de 02.05.2006, com o número de Projeto ABNT NBR 10576.

Esta segunda edição cancela e substitui a edição anterior (ABNT NBR 10576:1988), a qual foi tecnicamente revisada.

Esta Norma contém o anexo A, de caráter normativo, e anexo B, de caráter informativo.

Introdução

Os óleos minerais isolantes são utilizados em equipamentos elétricos empregados na geração, transmissão e distribuição da energia elétrica.

O monitoramento e a manutenção da qualidade do óleo são essenciais para assegurar a operação confiável dos equipamentos elétricos preenchidos com óleo. Procedimentos para esta finalidade foram estabelecidos por agências reguladoras do setor elétrico, concessionárias de energia e indústrias em vários países.

Uma revisão na experiência atual revela ampla variação de procedimentos e critérios. É possível, entretanto, comparar o valor e significado dos ensaios padronizados para o óleo e recomendar critérios uniformes para avaliação dos dados de ensaios.

Se um determinado grau de deterioração for ultrapassado, há inevitavelmente algum prejuízo das margens de segurança e a questão do risco de falha prematura deve ser considerada. Enquanto a quantificação do risco pode ser difícil, um primeiro estágio envolve a identificação dos efeitos potenciais do aumento da deterioração. A filosofia desta Norma é fornecer aos usuários uma base, tão ampla quanto disponível, para a compreensão da deterioração da qualidade do óleo, de modo que possam tomar decisões bem fundamentadas com relação as práticas de inspeção e manutenção.

Os óleos minerais novos, sem contato anterior com o equipamento, são recursos limitados e devem ser manuseados com essa informação em mente. 0 s óleos minerais usados são, pela maioria das legislações, considerados rejeitos controlados. Se ocorrerem derramamentos, isso pode ter impacto negativo sobre o ambiente, especialmente se o óleo estiver contaminado por poluentes orgânicos persistentes, tais como as bifenilas policloradas (PCB).

As orientações fornecidas nesta Norma, ao mesmo tempo tecnicamente recomendáveis, são principalmente direcionadas a servir de base comum para a preparação de procedimentos mais específicos e completos pelos usuários com base nas condições locais. Deve ser empregado um critério bem fundamentado de engenharia na busca do melhor compromisso entre os requisitos técnicos e os fatores econômicos.

Deve-se também consultar as instruções do fabricante do equipamento. Em condições especiais, elas prevalecem sobre as recomendações desta Norma.

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Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos - Diretrizes para supervisão e manutenção

1 Objetivo

Esta Norma fornece orientação sobre a supervisão e manutenção da qualidade do óleo mineral isolante de equipamentos elétricos.

Esta Norma é aplicável a óleos minerais isolantes fornecidos originalmente de acordo com as especificações vigentes da Agência Nacional de Petróleo (ANP) para transformadores, reatores, disjuntores, comutadores e outros equipamentos elétricos nos quais possa ser efetuada a retirada de amostras de óleo e onde as condições normais de operação estabelecidas nas especificações do equipamento se aplicam.

Esta Norma auxilia o operador do equipamento de potência a avaliar as condições do óleo e a mantê-lo em condições de serviço. Esta Norma inclui recomendações sobre ensaios e procedimentos de avaliação e descreve métodos para o recondicionamento, regeneração e a descontaminação do óleo contaminado com bifenila policlorada (PCB).

NOTAS

1 Muitas ações corretivas são normalmente efetuadas por empresas especializadas utilizando equipamentos e técnicas próprias. Descrições completas de tais processos e técnicas estão fora do objetivo desta Norma.

2 O monitoramento das condições do equipamento elétrico, por exemplo, por análise de gases dissolvidos, está fora do objetivo desta Norma; neste caso, consultar as ABNT NBR 7070 e ABNT NBR 7274.

2 Referências normativas

As normas relacionadas a seguir contêm disposições que, ao serem citadas neste texto, constituem prescrições para esta Norma. As edições indicadas estavam em vigor no momento desta publicação. Como toda norma está sujeita a revisão, recomenda-se aqueles que realizam acordos com base nesta que verifiquem a conveniência de se usarem as edições mais recentes das normas citadas a seguir. A ABNT possui a informação das normas em vigor em um dado momento.

ABNT NBR 6234:1965 - Óleo-água - Determinação de tensão interfacial

ABNT NBR 6869:1989 - Líquidos isolantes elétricos - Determinação da rigidez dielétrica (eletrodos de disco)

ABNT NBR 7070:2006 - Amostragem de gases e óleo mineral isolante de equipamentos elétricos e análise dos gases livres e dissolvidos

ABNT NBR 7148:2001 - Petróleo e produtos de petróleo - Determinação da massa específica, densidade relativa e "API - Método do densímetro

ABNT NBR 7274:1982 - Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço

ABNT NBR 8371 :2005 - Ascarel para transformadores e capacitores - Características e riscos

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ABNT NBR 8840:1992 - Guia para amostragem de líquidos isolantes - Procedimento

ABNT NBR 10441:2002 - Produtos de petróleo - Líquidos transparentes e opacos - Determinação da viscosidade cinemática e cálculo da viscosidade dinâmica

ABNT NBR 10504:1988 - Óleo mineral isolante - Determinação da estabilidade a oxidação

ABNT NBR 10505:2006 -Óleo mineral isolante - Determinação de enxofre corrosivo

ABNT NBR 10710:2006 - Líquido isolante elétrico - Determinação do teor de água

ABNT NBR 11341:2004 - Derivados de petróleo - Determinação dos pontos de fulgor e de combustão em vaso aberto Cleveland

ABNT NBR 11 349:2005 - Produto de petróleo - Determinação do ponto de fluidez

ABNT NBR 12133:1991 - Líquidos isolantes elétricos - Determinação do fator de perdas dielétricas e da permissividade relativa (constante dielétrica)

ABNT NBR 12134:1991 - Óleo mineral isolante - Determinação do teor de 2,6-di-terciário-butil paracresol

ABNT NBR 13882:2005 - Líquidos isolantes elétricos - Determinação do teor de bifenilas policlordas (PCB)

ABNT NBR 14248:2004 - Produtos de petróleo - Determinação do número de acidez e de basicidade - Método do indicador

ABNT NBR 14274:1999 - Equipamento elétrico - Determinação da compatibilidade de materiais empregados com óleo mineral isolante

ABNT NBR 14275:1999 - Equipamento elétrico - Óleo mineral Isolante - Determinação do conteúdo de partículas

ABNT NBR 14483:2005 - Produtos de petróleo - Determinação da cor - Método do colorímetro ASTM

ABNT NBR IEC 60156:2004 - Líquidos isolantes - Determinação da rigidez dielétrica a freqüência industrial - Método de ensaio

ASTM D-1169:2002 - Specific resistance (resistivityl of electrical insulating liquids - Test method

ASTM D-2112:2001 - Oxidation stability of inhibited mineral insulating oil by rotating bomb - Test method

ASTM D-3487:1993 - Standard specification for Mineral Insulating Oil Used in Electrical Apparatus

3 Definições

Para os efeitos desta Norma, aplicam-se as seguintes definições:

3.1 transformador de distribuição: Transformador normalmente com potência menor que 3 MVA, utilizado por concessionárias de energia para a distribuição de energia elétrica.

3.2 transformador industrial ou estratégico : Transformador que, independentemente da potência e tensão nominais, é utilizado pela indústria em geral e tem papel crítico no funcionamento adequado de tal indústria.

3.3 regulamentação local: Estas regulamentações são definidas pela legislação local ou regional ou mesmo pelo proprietário ou operadora do equipamento. É responsabilidade de cada usuário desta Norma se familiarizar com as regulamentações aplicáveis a sua situação. Pode-se consultar questões operacionais, ambientais ou de saúde e segurança.

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3.4 ensaios de rotina (Grupo 1): Ensaios mínimos exigidos para monitorar o óleo e assegurar que este está adequado para serviço contínuo. Se os resultados obtidos destes ensaios não excederem os limites recomendados, normalmente nenhum ensaio adicional é considerado necessário até a próxima amostragem.

3.5 ensaios complementares (Grupo 2): Ensaios que podem ser utilizados para se obterem informações especificas adicionais sobre a qualidade do óleo e que podem ser utilizados para auxiliar na avaliação para uso contínuo em serviço.

3.6 ensaios especiais (Grupo 3): Ensaios utilizados principalmente para determinar a adequação do óleo para o tipo de equipamento em uso e para assegurar o atendimento as considerações ambientais e operacionais.

3.7 recondicionamento: Processo que elimina contaminantes, por exemplo: água e partículas sólidas, apenas por processos físicos (filtragem e tratamento termo-vácuo).

3.8 regeneração: Processo que elimina contaminantes polares solúveis e insolúveis do óleo por processamento químico e físico.

3.9 descontaminação de PCB: Processo pelo qual a contaminação por PCB pode ser removida do óleo mineral isolante.

3.10 óleo não inibido: Óleo isento da adição de inibidores de oxidação, determinados de acordo com a ABNT NBR 12134.

3.11 óleo parcialmente inibido: Óleo que apresenta adição de até 0,08% de inibidores de oxidação, determinados de acordo com a ABNT NBR 12134.

3.12 óleo inibido: Óleo que apresenta adição acima de 0,08% de inibidores de oxidação, determinados de acordo com a ABNT NBR 12134.

3.13 óleo passivado: Óleo que apresenta adição de agentes químicos passivadores de corrosão, como, por exemplo, derivados de benzotriazol (BTA).

4 Propriedades e deterioraçãoldegradação do óleo

O desempenho confijvel de um óleo mineral isolante num sistema de isolamento depende de certas características básicas do óleo que podem afetar o desempenho geral do equipamento elétrico. No sentido de atender satisfatoriamente seu papel múltiplo de dielétrico, agente de transferência de calor e extinção de arco, o óleo deve possuir certas propriedades básicas, tais como:

- rigidez dielétrica suficiente para suportar as tensões elétricas impostas pelo serviço;

- viscosidade adequada para que sua capacidade de circular e transferir calor não seja prejudicada;

- propriedades adequadas as condições climáticas esperadas no local de instalação;

- resistência a oxidação adequada para assegurar uma vida útil satisfatória.

O óleo mineral isolante em serviço está sujeito a deterioração devido as condições de uso. O óleo em serviço é submetido a reações de oxidação devido a presença de metais elou compostos metálicos, que agem como catalisadores. Como conseqüência, podem ocorrer mudança de cor, formação de compostos ácidos e, num estágio avançado da oxidação, precipitação de borra, que podem prejudicar as propriedades elétricas.

Além dos produtos de oxidação, outros contaminantes, tais como água, partículas sólidas e compostos polares solúveis em Óleo, podem se acumular no óleo durante o serviço e alterar suas propriedades. A deterioração de outros materiais que possam interferir no funcionamento adequado do equipamento elétrico e diminuir sua vida útil pode também ser indicada por mudanças nas propriedades do óleo.

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A presença de tais contaminantes e de qualquer produto de oxidação do óleo é indicada por uma alteração de uma ou mais propriedades, da maneira descrita na tabela 1.

5 Ensaios no óleo e seus significados

5.1 Geral

Um grande número de ensaios pode ser aplicado aos óleos minerais isolantes em equipamentos elétricos. Os ensaios relacionados na tabela 1, classificados como grupo 1, são considerados suficientes para determinar se as condições do óleo são adequadas para operação contínua e sugerir o tipo de ação corretiva necessária, onde aplicável. Os ensaios não estão relacionados em ordem de prioridade.

Tabela 1 - Ensaios para óleo mineral isolante

9ABNT 2006 - Todos os direitos rcscrvados

Propriedade

Cor e aparência

Rigidez dielétrica

Teor de água

índice de neutralização (acidez)

Tensão interfacial

Fator de perdas dielétricas

Resistividade

Teor de inibidor3)

Sedimento e borra

Partículas (coritagem de partículas)

Estabilidade a oxidação1)

Ponto de fulgor2'

~om~at ib i l i dade~)

Ponto de fluidez2)

~ensidade')

~ iscos idade~)

Bifenilas policloradas (PCB)

Enxofre corrosivo')

') Exigido apenas sob circunstâncias especiais;

" ~ ã o essencial, mas pode ser utilizado para estabelecer identificação do tipo.

3, Restrito a óleos inibidos.

4, O Grupo 1 possui ensaios de rotina, o Grupo 2 possui ensaios complementares e o Grupo 3 possui ensaios investigativos especiais.

~ r u p o ~ )

1

1

1

I

1

1

3

2

2

3

3

3

3

3

1

3

3

3

ver a subçeção

Su bseção

6.2

6.3

6.4

6.5

6.6

6.7

6.7

6.8

6.9

6.10

6.8

6.1 1

6.12

6.13

6.14

6.15

6.16

6.17

aplicável.

Norma

ABNT NBR 14483

ABNT NBR IEC 60156

ABNT NBR 10710

ABNT NBR 14248

ABNT NBR 6234

ABNT NBR 12133

ASTM D-1169

ABNT NBR 12134

Anexo A

ABNT NBR 14275

ABNT NBR 10504

ASTM D-2112

ABNT NBR 11 341

ABNT NBR 14274

ABNT NBR 11 349

ABNT NBR 7148

ABNT NBR 10441

ABNT NBR 13882

ABNT NBR 10505

ABNT NBR 10576:2006

5.2 Cor e aparência

A cor de um óleo isolante é determinada pela luz transmitida e é expressa por um valor numérico baseado na comparação com uma série de padrões de cores. Não é uma propriedade crítica, mas pode ser útil para avaliação comparativa. Um número de cor que aumenta rapidamente ou é muito alto pode ser uma indicação de deterioração ou contaminação do óleo.

Além da cor, a aparência do óleo pode apresentar turbidez ou sedimentos, que podem indicar a presença de água livre, borra insolúvel, carbono, fibras, sujeira ou outros contaminantes.

5.3 Rigidez dielétrica

A rigidez dielétrica é uma medida da capacidade do óleo resistir a solicitação elétrica.

O óleo seco e limpo apresenta uma rigidez dielétrica inerentemente alta. Água livre e partículas sólidas, particularmente estas últimas em combinação com altos níveis de água dissolvida, tendem a migrar para regiões de alta solicitação elétrica e reduzir drasticamente a rigidez dielétrica. A medida da rigidez dielétrica, portanto, serve principalmente para indicar a presença de contaminantes, tais como água ou partículas. Um valor baixo de rigidez dielétrica pode indicar que um ou mais destes elementos está presente. Entretanto, uma alta rigidez dielétrica não indica necessariamente a ausência de contaminantes.

5.4 Teor deágua

Os transformadores são secos durante o processo de fabricação até que as medições ou procedimentos-padrão resultem em um teor de umidade na isolação celulósica inferior a 0,5%, dependendo dos requisitos do comprador e do fabricante. Após a secagem inicial, o teor de umidade do sistema de isolação cresce continuamente. Há duas causas para o aumento da água na isolação do transformador:

- entrada de umidade proveniente da atmosfera;

- degradação da celulose e óleo.

O óleo serve como um meio de transferência da umidade no interior do transformador. A água está presente no óleo em forma solúvel (dissolvida) e está também presente como hidrato adsorvido por produtos polares de envelhecimento (água de ligação). As partículas, tais como fibras de celulose, podem conter água. O teor de água no óleo é diretamente proporcional a concentração relativa de água (saturação relativa) até o nível de saturação. A dependência, com relação a temperatura, da solubilidade da água no óleo ( Ws), é expressa por:

Onde:

T é a temperatura do óleo no ponto de amostragem, em Kelvin;

W+,e B são constantes similares para vários óleos minerais isolantes, mas podem ser diferentes para alguns produtos, principalmente em razão das diferenças nos teores de aromáticos.

A medida que os óleos tornam-se muito oxidados com quantidades crescentes de subprodutos polares de envelhecimento, sua característica de solubilidade na água também aumenta. A quantidade total de água em óleos muito envelhecidos é normalmente o dobro da água dissolvida medida em óleos novos, como exemplificado na figura 1. Em temperaturas elevadas, alguma quantidade de hidrato pode passar para água dissolvida.

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Quando o óleo em um transformador está em serviço sob uma temperatura constante relativamente elevada por um longo intervalo de tempo, o equilíbrio termodinâmico entre a água absorvida pela celulose e a água dissolvida no óleo é quase alcançado. Este equilíbrio é dependente da temperatura, de modo que, sob temperaturas elevadas, mais água é dissolvida no óleo. Entretanto, se a temperatura do óleo não for suficientemente elevada, tal equilíbrio não e alcançado por causa da taxa inferior de difusão da água da isolação celulósica em relação ao óleo.

Em um transformador, a massa total de água é distribuída entre o papel e o óleo de modo que a maior parte da água está no papel. Pequenas variações na temperatura modificam de maneira significativa o teor de água dissolvida no óleo, mas modifica apenas levemente o teor de agua do papel.

Assim, para a interpretação correta do teor de umidade os resultados do teor de água no óleo devem ser corrigidos em função da temperatura de amostragem. Por razões práticas, a temperatura definida é ajustada em 20°C. Abaixo desta temperatura a taxa de difusão da agua é muito lenta para atingir o equilíbrio no equipamento em operação.

A fórmula de correção, da maneira demonstrada por vários estudos independentes (figura 2), é:

Onde:

f é o fator de correção;

t, é a temperatura da amostra de óleo no momento da coleta, em graus Celsius.


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Figura 1 -Variação da saturaçao de água no óleo em função da temperatura e acidez

Exemplo

Teor medido de água dissolvida 10 mglkg

Temperatura de amostragem 40°C

Fator de correção (da fórmula 2) 0,45

Teor corrigido de água dissolvida (10 x 0,45) 4,5 rnglkg

NOTA Fator de correção válido para temperatura do óleo amostrado, maior que 20°C.

Figura 2 - Fatores de correção típicos

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5.5 índice de neutralização

O índice de neutralização (acidez) do óleo é a medida dos componentes ácidos presentes no óleo.

O índice de neutralização de um óleo usado decorre da formação de produtos da oxidação ácida. Os ácidos e outros produtos de oxidação afetam, em conjunto com a água e contaminantes sólidos, o dielétrico e outras propriedades do óleo. Os ácidos têm um impacto na degradação dos materiais celulósicos e podem também ser responsáveis pela corrosão de peças de metal de um transformador.

A taxa de aumento da acidez de um óleo em serviço é um indicador da taxa de envelhecimento do óleo.

5.6 Tensão interfacial

A tensão interfacial entre o óleo e a água é um ensaio para detectar contaminantes polares solúveis e produtos de oxidação. Esta característica varia com rapidez durante os estágios iniciais de envelhecimento, mas tende a estabilizar quando a deterioração é ainda moderada.

Uma rápida diminuição da tensão interfacial pode também ser uma indicação de problemas de compatibilidade entre o óleo e alguns materiais do transformador (vernizes, gaxetas etc.) ou de contaminação durante o enchimento com óleo.

Com transformadores sobrecarregados a deterioração dos materiais é rápida e a tensão interfacial é uma ferramenta para a detecção da deterioração.

5.7 Fator de perdas dielétricas e resistividade

Estes parâmetros são muito sensíveis a presença de contaminantes polares solúveis, produtos de envelhecimento ou colóides no óleo. As alterações nos níveis de contaminantes podem ser monitoradas pela medição destes parâmetros mesmo quando a contaminação for tão pequena que esteja próxima do limite da detecção química.

A determinação de perdas dielétricas pode ser realizada através da medição do fator de potência ou do fator de dissipação.

Limites aceitáveis para estes parâmetros dependem muito do tipo do equipamento. Entretanto, valores altos do fator de dissipação dielétrica ou valores baixos de resistividade podem afetar prejudicialmente o fator de potência elou a resistência de isolamento do equipamento elétrico.

Há geralmente uma relação entre o fator de perdas dielétricas e a resistividade, com a resistividade decrescendo a medida que o fator de perdas dielétricas aumenta. Normalmente não é necessário realizar ambos os ensaios no mesmo óleo e geralmente o fator de perdas dielétricas é o ensaio mais utilizado. A resistividade e o fator de perdas dielétricas são dependentes da temperatura e a figura 3 exemplifica as alterações típicas de resistividade com a temperatura para óleos isolantes que são aparentemente isentos de contaminação sólida e de água.

Informações úteis adicionais podem ser obtidas pela medição da resistividade ou do fator de perdas dielétricas sob temperatura ambiente e sob uma temperatura maior, tal como 90°C.

No caso de transformadores de instrumento de alta e extra alta tensão, deve-se dar especial atenção ao fator de perdas dielétricas, pois há relatos de que um valor alto de fator de perdas dielétricas pode acarretar o disparo térmico conduzindo o transformador a falha.

Óleos que atendem aos valores-limites, conforme 10.3, têm características similares as curvas A e B na figura 3 e apresentam resultados satisfatórios de ensaios tanto em altas como em baixas temperaturas.

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Óleos que não atendem aos valores-limites, conforme 10.3, têm características similares a curva C e apresentam resultados satisfatórios de ensaios sob 90°C combinado com um valor insatisfatório em baixa temperatura. Isso é uma indicação da presença de água ou de produtos de degradaçãoldeterioração precipitáveis a frio sem qualquer quantidade significativa de degradação química ou contaminação geral. Os resultados insatisfatórios em ambas as temperaturas indicam uma maior extensão de contaminação e que pode não ser possível restaurar o óleo para uma condição satisfatória por recondicionamento.

A medição da resistividade pode ser útil para o monitoramento dos óleos em serviço, pois se mostrou razoavelmente proporcional aos ácidos de oxidação e é afetada pelos contaminantes indesejáveis, tais como sais metálicos e água. Outros compostos presentes em óleos usados, que podem afetar a resistividade, incluem aldeídos, cetonas e álcoois. Um aumento da temperatura reduz a resistividade, assim como acontece com a água quando precipitada em baixas temperaturas, uma vez que atingiu o ponto de saturação.

NOTA Foi observado nos transformadores de instrumentos que alguns tipos de Óleo podem experimentar um grande aumento no fator de perdas dielétricas, após um tempo de oxidação muito pequeno, conduzindo a falha do equipamento.

5.8 Teor de inibidor e estabilidade a oxidação

5.8.1 Estabilidade a oxidação

A capacidade do óleo mineral isolante de suportar a oxidação sob solicitação térmica e na presença de oxigênio e um catalisador de cobre é chamada de estabilidade a oxidação. Esta fornece informações gerais sobre a expectativa de vida do óleo sob as condições de serviço no equipamento elétrico. A propriedade é definida como resistência a formação de compostos ácidos, borra e compostos que exercem influência no fator de perdas dielétricas sob determinadas condições. Os limites de desempenho aceitáveis devem estar de acordo com as especificações vigentes da ANP.

A propriedade depende principalmente do processo de refino e de como é aplicado a uma determinada matéria-prima. Os óleos minerais refinados contêm, em quantidades variáveis, compostos naturais que agem como inibidores da oxidação. Estes são conhecidos como inibidores naturais. Os óleos que contêm somente inibidores naturais são designados como óleos não inibidos.

0 s inibidores de oxidação sintéticos podem ser adicionados para aprimorar a estabilidade a oxidação. Em óleos para transformadores é utilizado principalmente o tipo fenólico; o composto geralmente usado é o 2,6-diterc-butil-paracresol (DBPC). A eficiência dos inibidores adicionados varia com a composiçáo quimica do óleo básico.


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Temperatura do óleo ('C)

Linha A: Óleo seco com resistividade de 60 GQ.m a 20°C

Linha 8: Óleo seco com resistividade de 200 GQ.m a 20°C

Linha C: Óleo úmido, com 100% de saturação a uma temperatura de 35°C

Figura 3 -Variação de resistividade com a temperatura para óleos isolantes

5.8.2 Monitoramento dos óleos não inibidos ou parcialmente inibidos

O envelhecimento dos óleos não inibidos ou parcialmente inibidos é normalmente monitorado pela formação de compostos de oxidação identificados pelo aumento na acidez, no fator de perdas dielétricas e na redução da tensão interfacial (ver 6.5, 6.6 e 6.7).

Em estágio avançado de oxidação, borra solúvel e insolúvel também podem ser determinadas de acordo com o anexo A.

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5.8.3 Monitoramento dos óleos inibidos

Os óleos inibidos têm um comportamento diferente de oxidação, comparados aos óleos não inibidos. No inicio o inibidor sintético é consumido com pouca formação de produtos de oxidação. Isso é conhecido como período de indução. Após o inibidor ser consumido, a taxa de oxidação é determinada principalmente pela estabilidade a oxidação do óleo básico.

O monitoramento do consumo de inibidor é feito através da medição do teor de DBPC.

O teor de inibidor deve ser monitorado em intervalos regulares, cuja freqüência depende da temperatura operacional e dos níveis de carga. Quando o teor do inibidor for inferior ao indicado na tabela 5, existem duas opções, descritas a seguir:

a) reinibição do óleo para o valor original da concentração do inibidor, se outros parâmetros indicarem um baixo grau de oxidação;

b) se o óleo apresentar grau elevado de oxidação, regenerar e inibir até a concentração original.

NOTA Para determinar o desempenho do óleo após reinibição, podem ser utilizados os ensaios de estabilidade a oxidação. Como estes ensaios são destinados a óleos novos, a interpretação dos resultados de ensaio pode ser difícil. Embora não amplamente utilizada, a ASTM D-2112 pode ser benéfica na determinação do período de indução remanescente para óleos inibidos.

5.8.4 Inibidores de corrosão

Os óleos minerais naftênicos, que foram produzidos com elevados teores de enxofre e conteúdo de carbono aromáticos, com a finalidade de apresentarem tendência a evolução de gases negativa e elevada estabilidade a oxidação, sem a necessidade de aditivos antioxidantes, podem apresentar potencial corrosivo em determinadas condições de operação.

A presença de inibidores de corrosão, normalmente derivados de benzotriazol (BTA), pode ocorrer nestes óleos. Neste caso, o ensaio de estabilidade a oxidação e de enxofre corrosivo tem seus resultados influenciados.

Recomenda-se a verificação da presença de inibidores de corrosão, através de metodologia cromatográfica, ou através de solicitação de certificado ao fornecedor do óleo mineral isolante.

5.0 Sedimento e borra

Este ensaio distingue entre sedimento e borra.

Sedimento é material insolúvel presente no óleo.

Sedimento inclui:

- produtos de oxidação ou degradação insolúveis de materiais isolantes sólidos ou Iíquidos;

- produtos sólidos decorrentes das condições de serviço do equipamento; carbono, metal, óxidos metálicos;

- fibras, outros materiais estranhos de diversas origens.

A borra é um produto de degradação polimerizado de materiais isolantes sólidos e Iíquidos. A borra é solúvel em óleo até um determinado limite, dependendo das características de solubilidade e da temperatura do óleo. Com níveis de borra superiores a este, a borra é precipitada, contribuindo como um componente adicional ao sedimento.

A presença de sedimento elou borra pode alterar as propriedades elétricas do óleo e, além disso, os depósitos podem impedir a troca de calor, favorecendo assim a degradação térmica dos materiais isolantes.

O sedimento e a borra devem ser medidos de acordo com o método descrito no anexo A.

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5.10 Contagem de partículas

A presença de particulas 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 e o envelhecimento do óleo e dos materiais sólidos podem produzir particulas 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. Uma fonte típica de partículas metálicas é o desgaste de rolamentos das bombas.

O efeito de partículas suspensas na rigidez dielétrica do óleo isolante depende do tipo de partícula (metálica, fibras, borra etc.) e do seu teor de água.

Historicamente, algumas falhas em transformadores de alta tensão foram associadas a contaminação por particulas. 0 s ensaios tradicionais de rigidez dielétrica não são suficientes para identificar o problema e os métodos de contagem de particulas foram recomendados como uma ferramenta de monitoramento (ver B.2 e 8.3).

5.1 1 Ponto de fulgor

Descargas elétricas no óleo ou exposição prolongada a temperaturas muito altas podem produzir quantidades suficientes de hidrocarbonetos de baixa massa molecular, causando a diminuição do ponto de fulgor do óleo.

Um ponto de fulgor baixo pode ser uma indicação da presença de produtos combustiveis voláteis no óleo. Isto pode resultar da contaminação por um solvente, mas, em alguns casos, observou-se que a causa era devida a descargas com centelhamento intensivo.

5.12 Compatibilidade de óleos isolantes

Os óleos que atendem as especificações vigentes da ANP, quando novos, podem ser utilizados para complementação de nível em equipamentos elétricos, embora a mistura de óleos isolantes de diferentes fabricantes implique a perda de rastreabilidade do produto.

Os óleos que não contenham aditivos são considerados compatíveis entre si e podem ser misturados em qualquer proporção. A experiência de campo indica que nenhum problema foi encontrado quando óleo novo foi adicionado em pequenas porcentagens, ou seja, menos de 5 %, a óleos usados classificados como "bons" (ver 10.3), embora adições maiores a óleos muito envelhecidos possam provocar a precipitação de borra.

Os ensaios de compatibilidade podem ser necessários para a determinação da viabilidade de mistura de óleos novos de tipos e origens diferentes com o óleo em serviço. As características principais da mistura, tais como o fator de dissipação dielétrica, a acidez, o ponto de fluidez e a estabilidade a oxidação, não devem ser inferiores aquelas do pior óleo individual. Recomenda-se consultar o fornecedor do óleo se surgir qualquer dúvida a respeito de compatibilidade.

As características principais, incluindo estabilidade a oxidação e fator de perdas dielétricas, após o envelhecimento, são determinadas em uma mistura dos óleos componentes (amostra composta). 0 s óleos devem ser misturados na mesma proporção, da maneira esperada no campo. Se, entretanto, esta proporção não for conhecida, então devem ser misturados na relação 1:l . Após a mistura, os óleos devem ser ensaiados de acordo com a ABNT NBR 10504. 0 s resultados obtidos na amostra composta não devem ser menos favoráveis do que aqueles do pior óleo individual. Os ensaios mínimos considerados necessários para caracterizar as misturas de óleo são:

- fator de perdas dielétricas;

- acidez; e


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- estabilidade a oxidação.

NOTA Se no mínimo um dos óleos da mistura for inibido, então o procedimento para o ensaio de estabilidade a oxidação para óleo inibido deve ser utilizado.

5.13 Ponto de fluidez

O ponto de fluidez é uma medida da capacidade do óleo fluir sob baixas temperaturas. Não há evidências de que esta propriedade seja afetada pela deterioração normal do óleo. Alterações no ponto de fluidez podem normalmente ser interpretadas como o resultado da complementação com tipos diferentes de óleo.

5.14 Densidade

A densidade é usada para identificação do tipo de óleo. Em climas frios, a densidade do óleo pode ser importante na determinação de sua adequabilidade para uso. Por exemplo, cristais de gelo formados a partir de água separada podem flutuar no óleo de alta densidade e conduzir a abertura de arco elétrico na fusão posterior. Não há evidência de que a densidade seja afetada pela deterioração normal do óleo.

5.15 Viscosidade

A viscosidade é um fator de controle importante na dissipação de calor. A viscosidade é também afetada pela temperatura. O envelhecimento e a oxidação normal do óleo não afetam de maneira significativa a sua viscosidade.

5.16 Bifenilas policioradas (PCB)

As bifenilas policloradas (PCB) são uma família de hidrocarbonetos aromáticos clorados sintéticos, com boas propriedades térmicas e elétricas. Estas propriedades combinadas com a excelente estabilidade química tornaram-nas úteis em numerosas aplicações comerciais. Entretanto, sua estabilidade química e resistência a biodegradação deram oriçem a preocupação relacionada com a poluição ambiental, higiene e segurança do trabalho.

NOTA A preocupação crescente sobre o impacto arnbiental dos PCB restringiu progressivamente o seu uso desde o início dos anos 70 e seu uso em novas instalações e equipanientos foi banido por acordo internacional em 1986.

O teor de PCB do óleo em equipamentos novos deve ser medido para confirmar se o óleo está isento de PCB. Daí em diante, sempre que houver um risco de contaminação potencial (tratamento de óleo, reparos em transformador etc.) o óleo deve ser analisado, de acordo com a ABNT NBR 13882. Se o teor de PCB exceder limites definidos, devem ser adotadas medidas conforme indicado na ABNT NBR 8371.

5.17 Enxofre corrosivo

O enxofre está presente em óleos minerais isolantes, dependendo do seu grau de refino. Na produção de óleos isolantes, aqueles compostos que apresentam potencial de corrosão (os de cadeia curta) são removidos durante o processo de refinação.

Os compostos de enxofre de cadeia longa permanecem na formulação do óleo, pois têm um efeito positivo na sua estabilidade a oxidação.

A presença de compostos reativos resulta na deterioração de metais presentes na construção de equipamentos elétricos, principalmente equipamentos selados e sujeitos a temperaturas elevadas.


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6 Amostragem de óleo do equipamento

As amostras devem ser representativas do óleo isolante contido no equipamento. Procedimentos de amostragem sem os devidos cuidados ou contaminação no recipiente da amostra conduzem a conclusões errôneas a respeito da qualidade do óleo e conduzem a perdas de tempo, de esforços e despesas decorrentes da obtenção, transporte e ensaios da amostra.

Para amostragem do óleo isolante em equipamento, proceder de acordo com a ABNT NBR 8840. A amostragem para análise de gases dissolvidos deve ser feita de acordo com a ABNT NBR 7274.

Quando disponível, as instruções do fabricante devem ser seguidas.

7 Categorias de equipamentos

Os equipamentos foram divididos, independentemente do tipo, em classes de tensão, sendo:

a) menor ou igual a 72,5 kV;

b) maior que 72,5 kV e menor ou igual a 242 kV;

c) maior que 242 kV.

8 Avaliação do óleo mineral isolante em equipamentos novos

Parte dos equipamentos elétricos é fornecida ao usuário final já preenchida com óleo mineral. Em tais casos, como o óleo já entrou em contato com o isolante e outros materiais, ele não pode mais ser considerado um "óleo novo" da maneira definida nas especificações vigentes da ANP. Portanto, suas propriedades têm que ser consideradas da mesma maneira que aquelas aplicáveis ao "óleo usado", mesmo que o próprio equipamento elétrico não tenha sido energizado.

As propriedades podem variar com o tipo de equipamento devido aos diferentes tipos de material e relações entre a isolaçáo líquida e sólida, contemplando os limites da tabela 2.

Como as características do óleo no equipamento novo são uma parte integral do projeto daquele equipamento, o usuário pode exigir que estas características sejam melhores que os padrões mínimos sugeridos na tabela 2, que são baseadas na experiência de muitos anos de prática de operação.


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Tabela 2 -Valores de referência') para início de controle de óleos isolantes em equipamentos novos


~aracter íst icas~'

Aparência

Cor máxima

índice de neutralização, mg KOHIg, máximo

Tensão interfacial a 25"C, mNlm, mín.

Teor de água, ppm, máxima4'

Rigidez dielétrica, kV, mínimo

- Eletrodo calota

Fator de perdas dielétricas. %, máxima5)

a 25°C

a 90°C

a 100°C

Contagem de partículas (maior que 2V-n)

Antes enchimento:

Após enchimento:

" Estes valores dc rcfcrência enchimento do equipamento, antes da energização.

'' Além das mencionadas acima, outras características podem ser determinadas nos casos de necessidade de identificação do tipo de óleo ou de mais informações sobre ele.

3, Para óleos de tanque de comutador, os valores de referência são os mesmos do óleo do equipamento, respeitando a classe de tensão.

4, Para equipamentos novos não é necessário corrigir o teor de água do óleo em função da temperatura de amostragem, devido ao tempo de contato do óleo com a isolação celulósica ser insuficiente para atingir o equilíbrio.

5, Valores para fator de perdas dielétricas acima dos recomendados podem indicar excessiva contaminação ou aplicação indevida de materiais sólidos na mdnuiaturd do equipamento e devem ser investiyados.

Método de ensaio

Visual

ABNT NBR 14483

ABNT NBR 14248

ABNT NBR 6234

ABNT NBR 10710

ABNT NBR IEC 60156

ABNT NBR 12133

ABNT NBR 14275

são aplicados a ensaios

172,5

kV

Claro e isento de material em suspensão

1 ,o

0,03

40

15

6 0

0,05

0,70

O, 90

1 000 partículasll0 m L

2 500 particulasll0 rnL

realizados cm amostras antes

Categoria de equipamento3'

> 72,5 1 2 4 2

kV


1 ,o

0,03

40

15

70

0,05

0,50

0,60

1 000 partículas11 0 mL

2 000 partículasi10 rnL

do enchimento. retiradas

> 242

kV


1 ,o

0,03

40

1 O

80

0,05

0,50

0,60

1 000 partículasll0 mL

1 500 particulasll0 mL

após 24 h e até 30 dias do

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9 Avaliação do óleo em serviço

O Óleo isolante em serviço é submetido a temperatura, oxigênio, água e outros catalisadores, todos prejudiciais as propriedades do Óleo. Para manter a qualidade do óleo em serviço, devem ser realizadas amostragens e análises regulares.

Em alguns casos, o primeiro sinal da deterioração do Óleo pode ser obtido pela observação direta da cor e limpidez do óleo através do visor do conservador. Do ponto de vista ambiental, esta inspeção simples e fácil pode ser também utilizada para monitorar vazamentos e derramamentos de óleo para o solo local.

A interpretação dos resultados, em relação a deterioração funcional do óleo, deve ser efetuada por pessoal experiente, com base nos seguintes elementos de gerenciamento de risco e análise do ciclo de vida:

- valores característicos para o tipo e família de óleos e equipamentos desenvolvidos por método estatísticos;

- avaliação de tendência e a taxa de variação dos valores para uma determinada propriedade do óleo;

- valores normais ou típicos para o tipo e família apropriados do equipamento.

No caso de óleo contaminado com PCB, o impacto ambiental é um fator crítico a ser considerado assim como as regulamentações locais. Se houver suspeita de que o óleo tenha sido contaminado com PCB, devem ser realizadas analises específicas e a interpretação dos resultados deve ser utilizada na avaliação do risco para serem consideradas a prevenção e a mitigação dos danos potenciais ao ambiente e para evitar riscos desnecessários a equipe e ao público.

9.1 Periodicidade das análises de óleo em serviço

Não é possível determinar uma regra geral para periodicidade das analises do óleo em serviço, que possa ser aplicada a todas as situações encontradas.

9.1.1 A periodicidade depende do tipo, função, categoria (classe de tensão) e condições de serviço do equipamento e do óleo, devendo levar em consideração ainda a importância relativa do equipamento para o processo produtivo do usuário.

9.1.2 Sugere-se a seguinte periodicidade de análises, para as diversas categorias de transformadores e reatores:

a) antes da energização;

b) 24 h a 72 h após a energização;

c) um mês após energização;

d) um mês antes do término da garantia;

e) posteriormente, a cada dois anos para análise completa e anualmente para os ensaios de rigidez dielétrica e teor de água.

9.1.3 Outros critérios devem ser seguidos em condições especiais, como, por exemplo:

a) transformadores em sobrecarga requerem análises mais frequentes;

b) equipamentos em que algumas propriedades significativas do óleo se aproximam do limite recomendado para a continuação em serviço requerem análises mais frequentes.


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9.2 Procedimentos d e ensaios

9.2.1 Geral

O local, o número e o tipo de ensaio que pode ser realizado em uma dada amostra de óleo podem variar dependendo das circunstâncias locais e de considerações econômicas.

O óleo em serviço tende a variar amplamente na extensão da degradação e no grau de contaminação. Em geral, um tipo único de ensaio não é suficiente para avaliar a condição do óleo em questão.

O diagnóstico deve ser preferencialmente baseado nas características significativas determinadas em laboratórios adequadamente qualificados e corretamente equipados. Entretanto, atguns usuários consideram vantajosa a realização de ensaios de triagem no campo.

9.2.2 Ensaios de campo

Ensaios de óleo mineral isolante indicados na tabela 1 são escolhidos para:

- obter uma estimativa rápida da condição do óleo;

- estabelecer a classificação de óleos envelhecidos em serviço (ver 10.3);

- eliminar qualquer alteração das propriedades da amostra de óleo em razão do transporte para um laboratório elou armazenamento de amostras de óleo; e

- a presença de instrumentos no local e on-line com uma exatidão comparável a instrumentos de ensaios de laboratório.

Os seguintes ensaios podem ser utilizados como ensaios de campo:

- inspeção visual (cor e aparência);

- rigidez dielétrica;

- teor de água (valor absoluto ou relativo);

- acidez.

A experiência tem mostrado que os ensaios de rigidez dielétrica e teor de água realizados no campo podem produzir resultados confiáveis e podem ser utilizados como ensaios de aceitação.

9.2.3 Ensaios de laboratório

Uma avaliação completa inclui todos os ensaios relacionados na tabela 1. Entretanto, estes ensaios podem ser subdivididos em três grupos. Os ensaios aplicáveis a um ou mais grupos podem ser exigidos de acordo com os requisitos específicos (tabelas 1 e 2).

9.3 Classif icação da condição d e ó leos em serviço

É complexo estabelecer-se regras rigorosas e rápidas para a avaliação do óleo em serviço ou limites recomendados de ensaios para todas as aplicações possíveis do óleo isolante em serviço. A classificação e qualquer ação corretiva conseqüente devem apenas ser adotadas após a devida consideração dos resultados de todos os ensaios. A tendência de tais resultados ao longo de um intervalo de tempo é considerada informação essencial para se chegar a uma decisão final.


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De acordo com a experiência atual, os óleos em serviço podem ser classificados como "atendem aos valores- limites" ou "não atendem aos valores-limites" com base na avaliação de suas propriedades.

As tabelas 5, 6, 7, 8 e 9 indicam valores-limites para ação corretiva.

9.4 Ação corretiva

Em geral, dois tipos de contaminação/deterioração do óleo podem ser consideradas: física e química. Cada uma requer uma ação corretiva de acordo com a tabela 3.

As seguintes recomendações devem também ser observadas:

a) quando um resultado de ensaio estiver fora dos limites recomendados nas tabelas 5, 6, 7, 8 e 9, ele deve ser comparado com resultados anteriores. No caso de resultados discrepantes com o histórico, uma nova amostra deve ser retirada para confirmação antes que qualquer outra ação seja adotada;

b) se forem observadas alterações significativas nas características do óleo, ensaios mais frequentes devem ser realizados e a ação corretiva apropriada deve ser adotada. Pode ser desejável consultar o fabricante do equipamento.

Tabela 3 - Ações corretivas


Causa da troca do óleo

Física

Química

PCB

NOTA Em alguns casos, se a substituição do óleo. Um ensaio de viabilidade de regeneração é recomendável.

Sintomas

- Teor elevado de água

- Valor baixo de rigidez dielétrica

- Teor elevado de partículas

- Turvamento (não claro)

- Valor elevado de cor

- Baixa tensão interfacial

- Valor elevado de acidez

- Valor elevado do fator de perdas

- Presença de sedimentos ou borra ou ambos

Contaminação detectável de PCB

contaminação química for extremamente

Ações corretivas

- Recondicionamento (ver 12.1)

Regeneração (ver 12.2)

- ou troca de óleo

- Conforme ABNT NBR 8371

elevada, pode ser mais econômica a

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10 Manuseio e armazenamento

O máximo cuidado no manuseio do óleo é essencial. Os tambores devem ser identificados claramente, de forma a indicar se são para Óleo limpo ou sujo e devem ser reservados para o tipo indicado. Nenhum tipo de produto, exceto óleo mineral isolante, deve ser colocado previamente em tambores ou caminhões-tanque utilizados para destinação do óleo.

Os tambores devem ser armazenados horizontalmente e colocados em posição tal que haja uma pressão do óleo na tampa ou no bujão. Preferencialmente, devem ser armazenados em local abrigado e ventilado.

Não é recomendado o abrigo sob lonas plásticas.

Durante o transporte, os tambores devem estar na posição vertical.

Na prática pode-se encontrar dificuldade para manter a qualidade do óleo quando este é transferido de um recipiente para outro em função de uma possível contaminação. Recomenda-se que este procedimento siga as regras de controle de qualidade em vigor.

O armazenamento do óleo em tambores danificados nem sempre é conveniente e a transferência do óleo de tais recipientes para o equipamento elétrico deve ser efetuada por meio de uma instalação adequada de tratamento para a remoção de água e gases dissolvidos.

Em locais com equipamentos de tratamento de óleo fixos, a tubulação que sai dos tanques de óleo limpo para o equipanlento eletrico deve ser mantida limpa e isenta de água. Respiradores com desumidificadores devern ser regularmente inspecionados. Onde unidades móveis de tratamento são utilizadas, as tubulações flexíveis e as bombas manuais devem ser cuidadosamente inspecionadas para assegurar que estejam isentas de sujeira e água, e devem ser lavadas com óleo limpo antes do uso. Se o óleo limpo for proveniente de tambores, ele deve ter sido ensaiado recentemente e os orifícios de enchimento dos tambores devem estar limpos.

As mangueiras utilizadas para óleo limpo e as mangueiras utilizadas para óleo sujo devem ser claramente identificadas e equipadas com plugues para o fechamento das extremidades quando fora de uso. As mangueiras devem ser compatíveis com o óleo. Se mangueiras blindadas com malha de aço forem utilizadas, elas devem ser interligadas eletricamente e devidamente aterradas para impedir o crescimento de cargas estáticas.

11 Tratamento

O tratamento de óleos usados deve ser efetuado com cuidado. Todas as medidas de segurança devem ser adotadas para minimizar qualquer risco aos trabalhadores, a saúde pública e ao meio ambiente. O tratamento do óleo deve ser realizado por pessoal qualificado e rigorosamente de acordo com as regulamentações locais.

Deve-se exercer rigoroso controle para que seja evitada contaminação do sistema de tratamento com óleo mineral isolante contaminado com PCB.

Deve-se exercer rigoroso controle para evitar derramamento acidental no meio ambiente. Tubulações, bonibas e mangueiras devem ser cuidadosamente inspecionadas quanto a estanqueidade.

Como os tratamentos de óleo são normalmente efetuados sob vácuo, deve-se prestar atenção especial para se evitar emissões para a atmosfera.

0 s tratamentos de óleo produzem resíduos, tais como filtros sujos, absorventes de óleo contaminado etc. É, portanto, necessário escolher a melhor tecnologia disponível para minimizar a geração de resíduos ou materiais sujos e para descartar os resíduos de acordo com as regulamentações locais.

Se o tratamento for realizado em equipamento energizado, medidas de segurança rígidas devem ser adotadas para se evitar risco aos trabalhadores e ao equipamento.

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Deve-se tomar o devido cuidado ao manusear óleo aquecido. Os trabalhadores devem usar os equipamentos de proteção individual adequados de acordo com as regulamentações locais e a avaliação de risco.

11.1 Recondicionamento

11.1.1 Geral

O recondicionamento é um processo que elimina ou reduz a contaminação física por meio de processos físicos (filtração, desumidificação, desgaseificação etc.)

O recondicionamento é realizado na instalação do usuário, empregando-se meios físicos somente para remover contaminantes do óleo.

O recondicionamento reduz o teor de partículas e de agua do óleo. O processo pode também remover alguns gases dissolvidos e outros componentes, tais como compostos furânicos. Após a intervenção, os parâmetros de acompanhamento podem sofrer alterações e os novos valores devem ser utilizados para avaliação do desempenho do óleo no equipamento.

Os meios físicos utilizados para a remoção de agua e partículas do óleo incluem vários tipos de filtração, centrifugação e técnicas de tratamento termo-vácuo.

Se o tratamento sob vácuo não for empregado, é recomendável limitar a temperatura a 30°C. Se o tratamento sob vácuo for utilizado, uma temperatura mais elevada pode ser vantajosa. Entretanto, sob o vácuo utilizado, o ponto de ebulição inicial do óleo sob tratamento não deve ser ultrapassado para evitar a perda indevida de frações mais leves. Se esta informação não estiver disponível, é recomendável que o óleo não seja tratado sob vácuo a temperaturas superiores a 85°C.

NOTA 1 O processamento de óleo mineral isolante inibido sob vácuo e sob temperaturas elevadas pode causar perda parcial de inibidores de oxidação. 0s inibidores comuns (2,6-ditert-butll-paracresol e 2,6-ditert-butll fenol) são mais voláteis que o óleo mineral isolante. A seletividade para a remoção da água e ar em vez da perda de inibidor e óleo é aprimorada pelo uso de baixa temperatura de processamento.

Se for desejável reduzir partículas sólidas e água livre, a filtragem sob temperatura ambiente e pressão atmosférica pode ser apropriada. Esse processo não é adequado para grandes quantidades de agua livre, onde este excesso deve ser removido antes da filtração do óleo.

NOTA 2 Os filtros utilizados para o tratamento dos óleos sujeitos ao risco de contaminação por carbono (por exemplo, de comutadores de derivações) não devem ser utilizados para o tratamento de outros óleos.

Para evitar a perda de aditivos, as condições que se apresentaram como satisfatórias para a maior parte do processamento de óleo mineral inibido são mostradas na tabela 4.

Os separadores centrífugos são, em geral, satisfatórios para a remoção de água livre do óleo e podem também remover impureza sólida.

Se o óleo for purificado a quente, sua viscosidade é reduzida e a vazão com certos tipos de purificador é maior. Por outro lado, a borra e a água livre são mais solúveis no óleo quente, portanto, as partículas e a água livre são mais eficazmente removidas pelo tratamento a temperatura ambiente. A água dissolvida, a emulsionada e os gases dissolvidos são eficazmente removidos pelo tratamento aquecido sob vácuo.

Se o óleo contiver material particulado, é recomendável passá-lo através de filtro antes do processamento sob

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Tabela 4 -Condições para o processamento de óleos minerais isolantes inibidos

11.1.2 Equipamentos de recondicionamento

Temperatura

O C

40

50

6 0

7 O

80

85

11.1.2.1 Filtros

Pressão mínima

Pa

8

15

3 O

80

200

280

O equipamento de filtração normalmente força a passagem do óleo sob pressão através de material absorvente tal como papel ou outro meio filtrante. Os filtros deste tipo são normalmente utilizados para remover contaminantes em suspensão (o meio filtrante deve ser capaz de remover partículas maiores de 10 pm, embora regulamentações locais possam prescrever um valor inferior, por exemplo 5 pm). Tal equipamento não desgaseifica o óleo.

A capacidade de um filtro para remover a agua é dependente da condição de secagem e da quantidade do meio filtrante. Ao se filtrar óleo que contenha água, o teor de água do meio filtrante rapidamente entra em equilíbrio com o teor de água do óleo. Uma indicação contínua do teor de agua do óleo tratado é útil para monitorar a eficiência do processo.

Deve-se tomar o cuidado para se assegurar que os filtros de papel sejam do grau correto, de modo que não soltem fibras.

Durante o serviço os filtros contaminam-se com o óleo usado e com partículas sólidas, portanto o seu descarte deve estar de acordo com as regulamentações locais. Os filtros que provavelmente foram contaminados com PCB devem ser descartados de acordo com os procedimentos recomendados na ABNT NBR 8371.

11.1.2.2 Centrífugas

Em geral, uma centrífuga pode tratar uma concentração muito maior de contaminantes do que um filtro convencional, mas não pode remover alguns contaminantes sólidos com a eficiência de um filtro.

Conseqüentemente, a centrífuga é, em geral, usada para limpeza grosseira, onde grandes quantidades de óleo contaminado devem ser tratadas.

11 .I .2.3 Tratamento termo-vácuo

O processo de tratamento sob vácuo é um meio eficiente para a redução do teor de gás e água de um óleo mineral isolante para valores muito baixos (para remover o excesso de água de sistemas de isolação de papel, o tratamento termo-vácuo não é um processo eficiente. Neste caso, técnicas especiais podem ser necessárias).

Existem dois tipos de sistemas de tratamento termo-vácuo; ambos funcionam com temperatura elevada. Em um método, o tratamento é realizado por meio da pulverização do óleo em uma câmara de vácuo; no outro, o óleo flui em finas camadas sobre um conjunto de defletores dentro de uma câmara de vácuo. Em ambos os tipos, o objetivo é expor a máxima superfície e a mínima espessura de óleo ao vácuo.

Além da remoção de água, o tratamento termo-vácuo desgaseificará o óleo e pode remover alguns ácidos mais voláteis e derivados de furanos.

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11.1.3 Aplicação a equipamentos elétricos

11.1.3.1 Purificação direta

O óleo é passado através de um purificador e depois armazenado em recipientes limpos e adequados. Quando o equipamento elétrico deve ser preenchido novamente, o óleo é passado através do purificador novamente e então diretamente para o equipamento. Este método pode ser utilizado para conjuntos de manobra. É adequado também para transformadores menores, mas deve-se tomar cuidado para assegurar que o núcleo, os enrolamentos, o interior do tanque e outros compartimentos que contenham óleo sejam completamente limpos. Os compartimentos que contêm óleo, de todos os equipamentos, devem ser também bem limpos, por meio do óleo do purificador.

11.1.3.2 Purificação por circulação

O óleo é circulado através do purificador, sendo retirado do fundo do tanque do equipamento elétrico e reintroduzido pelo topo. A reintrodução deve ser efetuada suave e horizontalmente no ou próximo ao nível superior do óleo, para evitar, tanto quanto possível, a mistura de óleo limpo com óleo que ainda não passou através do purificador. O método de circulação é particularmente Útil para a remoção de contaminantes suspensos, mas todos os contaminantes aderentes não são necessariamente removidos.

A experiência tem mostrado que geralmente é necessário passar o volume total de óleo através do purificador não menos de três vezes e o equipamento com uma capacidade apropriada deve ser escolhido com isso em mente. O número final de ciclos depende do grau de contaminação e é essencial que o processo seja continuado até que uma amostra, retirada do fundo do equipamento elétrico, após o óleo ter sido deixado assentar por algumas poucas horas, seja aprovada no ensaio de rigidez dielétrica.

Recomenda-se que a circulação seja efetuada com o equipamento elétrico desligado da fonte de energia. Em todos os casos o óleo deve ser deixado em repouso por algum tempo de acordo com as instruções do fabricante antes do equipamento ser reenergizado.

NOTA É prática efetuar-se este processo com o transformador energizado, mas isso deve ser feito apenas após uma avaliação completa do risco.

Outra técnica é as vezes utilizada para transformadores nos quais o óleo é continuamente circulado durante o serviço nornlal através de um material adsorvente tal como uma peneira moleculdr, mantendo assim tanto o óleo como os enrolamentos secos e removendo muitos produtos de oxidação. Este é um método especializado não mais considerado nesta Norma.

11.1.3.3 Transformadores de instrumentos selados

Para evitar o risco de introdução de ar no transformador, que pode conduzir a falha prematura, o recondicionamento do óleo deve ser efetuado rigorosamente de acordo com as instruções pertinentes do fabricante no momento do recondicionamento.

11.2 Regeneração

11.2.1 Processo de regeneração

Os processos normalmente utilizados para a regeneração são os de percolação e de contato. Estes processos eliminam ou reduzem contaminantes polares solúveis e insolúveis do óleo por meio de processamento químico e físico. 0 s processos de regeneração exigem competência, equipamento e experiência. O produto resultante deve ser analisado quanto aos parâmetros críticos para se obterem informações sobre a eficiência do processo.


ABNT NBR 10576:2006

Estes processos podem resultar em um óleo que atenda as especificações vigentes da ANP para óleo inibido, com exceção do ensaio de estabilidade a oxidação, onde deve ser atendido o especificado na ASTM D-3847 com relação a ASTM D-2112.

Os procedimentos de operação são indicados pelos fabricantes das máquinas de regeneração.

11.2.2 Renovação de aditivos

Como a regeneração do óleo é realizada após o óleo envelhecer, é inevitável que os inibidores naturais do óleo tenham sido consumidos. É portanto recomendável que o óleo após o processo de regeneração seja inibido. Os aditivos antioxidantes mais utilizados são o 2,6-ditert-butil-paracresol e 2,6ditert-butil-fenol, e sua concentração recomendada é 0,3% em peso.

11.3 Descontaminação de óleos contendo PCB

Há vários processos e técnicas disponíveis para descontaminação no campo e fora do campo de óleos contaminados com PCB. Estes processos são baseados em reações químicas entre os PCB e o reagente, para remover o cloro presente. Todos os métodos para a descontaminação por PCB tanto fora do campo como no campo devem ser aplicados por empresas especializadas que atendam plenamente as regulamentações locais.

As técnicas para a descontaminação fora do campo são limitadas por considerações quanto ao transporte seguro do equipamento e líquidos contaminados para uma instalação de processamento de óleo autorizada e estão sujeitas as regulamentações locais.

0 s processos mais utilizados são:

- processos de desalogenização que utilizam derivados de sódio e Iítio;

- processo de desalogenização utilizando o polietilenoglicol e hidróxido de potássio (KPEG);

- desalogenização pelo processo de circuito fechado.

12 Substituição do óleo e m equipamentos elétricos

12.1 Substituição do óleo em transformadores

O processo de substituição deve ser realizado utilizando técnicas adequadas, que evitem a contaminação do equipamento e do óleo mineral isolante por materiais estranhos a eles, e principalmente a penetração de umidade. Estes processos exigem competência, equipamentos e experiência. As especificidades do projeto devem ser levadas em consideração.

12.2 Substituição do óleo em equipamentos elétricos contaminados com PCB

Conforme ABNT NBR 8371


ABNT NB R 10576:2006

Tabela 5 -Transformadores e reatores


>72,5 1 242

kV

Claro, isento de materiais em suspensão

50

15

0,s

15

0 3

20

0,15

22

Decr6scimo m5ximo de 10°C

Nenhum sedimento ou

borra precipitável deve ser

detectado. Resultados

inferiores a 0,02% em massa devem ser desprezados

quando o valor atingir

1 723

kV


40

25

0,s

15

0,s

2 O

0,15

22

Decréscimo máximo de 10°C

Nenhum sedimento ou

borra precipitáve' deve ser

detectado. Resultados inferiores a

0,02% em massa devem ser

desprezados

Reinibir

Característica

Aparência

Rigidez dielétrica, kV Eletrodo calota, mínimo

Teor de água, ppm, máximo

(corrigido para 20°C)

Fator de dissipação, %, máximo

a 25°C

a 90°C

Fator de potência, %, máximo

a 25°C

a 100°C

índice de neutralização mg KOHlg, máximo

Tensão interfacial, a 25"C, mNim, mínima

Ponto de fulgor, "C

Sedimentos

Inibidor (DBPC)

> 242

kV


60

10

12

- 15

0,15

25

Decréscimo máximo de 10°C

Nenhum sedimento ou

borra precipitável deve ser

detectado. Resultados

inferiores a 0,02% em massa devem ser desprezados

0,09%

Método de ensaio

Visual

ABNT NBR IEC 60156

ABNT NBR 10710

ABNT NBR 12133

ABNT NBR 12133

ABNT NBR 14248

ABNT NBR 6234

ABNT NBR

Ver anexo A

ABNT NBR 12134

Contagem de partículas

ABNT NBR 14275 - Conforme tabela 6

ABNT NBR 10576:2006

Tabela 6 - Valores máximos recomendados para contagem de partículas

Tabela 7 -Transformadores de instrumentos

Classificação da contaminação

Sem contaminação

Baixa

Normal

Marginal

Partículas/100 mL


NOTAS

1 E recomendada a realização do ensaio de contagem de partículas quando o resultado da rigidez dieletrica apresentar valores incompatíveis com o resultado do ensaio de teor de água.

2 Para identificação das partículas, recomenda-se utilizar a ASTM D-5185 (BI).

3 Fonte: (82) - CIGRÉ WG 12.17 - Brochure 157 - JUN 2000 - Effect of Particles on Transformer Dielectric Strenfh.

5 1Jm

250

1 O00

32 000

130 O00

Característica

Aparência

Rigidez dielétrica, kV

Eletrodo calota, mínima

Fator de dissipação, % máxima

a 25°C

a 90°C

Fator de potência, % máxima

a 25°C

a 100°C

Teor de água, ppm, máximo

(corrigido para 20°C)

15 pm

32

130

4 O00

16 O00

Método de ensaio

Visual

ABNT NBR IEC 60156

ABNT NBR 12133

ABNT NBR 12133

ABNT NBR 10710

5 145 kV


60

0 3

4,O

0 3

5,O

15

> 145 kV


6 0

-

4,O

-

5,O

1 O

ABNT NB R 10576:2006

Tabela 8 - Disjuntores

Tabela 9 - Comutadores

Todas as classes de tensão

20

30

Característica


Eletrodo de disco, mínima


Eletrodo calota, mínima

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NOTA Para buchas e recomendado utilizar as instruções e os valores-limites indicados pelos fabricantes.

Método de ensaio

ABNT NBR 6869

ABNT NBR IEC 60156

Característica


Eletrodo de calota, mínima

Teor de água

ppm, máximo

') Para uso no neutro dos enrolamentos.

') Para uso em qualquer posição que não seja o neutro dos enrolarnentos.

Comutador de neutro')

25

30

Método de ensaio

ABNT NBR IEC 601 56

ABNT NBR 10710

Comutador de linha2)

4 O

25

ABNT NBR 10576:2006

Anexo A (normativo)

Sedimento elou borra precipitável

Este método determina a presença de sedimento e borra precipitável em óleos isolantes usados.

NOTAS

1 Para os efeitos desta Norma, sedimento é qualquer substância que é insolúvel depois da diluição do óleo com n-heptano, e que é insolúvel na mistura de solventes mencionada em A.1.6.

2 Para os efeitos desta Norma, borra precipitável é o produto de deterioração do óleo elou contaminantes que são insolúveis depois da diluição do óleo com n-heptano nas condições prescritas, mas que são solúveis na mistura de solventes mencionada em A.1.6.

3 Todos os reagentes mencionados devem ser de grau P.A.

A . l Procedimento

A . l . l Agitar completamente a amostra de óleo usado, no recipiente de amostragem, até qualquer sedimento ficar homogeneamente suspenso no óleo.

A.1.2 Pesar (10 + 0,l) g de óleo em um frasco de Erlenmeyer com tampa e introduzir 100 mL de n-heptano.

A.1.3 Homogeneizar a amostra e o solvente e deixar a mistura no escuro por um período de 18 h a 24 h.

A.1.4 Se um depósito sólido for observado, filtrar a solução através de um cadinho sinterizado, tarado, de porosidade entre 5 pm e 15 pm, com a ajuda de vácuo. Limpar o frasco com n-heptano para assegurar a completa transferência do precipitado para o cadinho. Lavar o cadinho e o precipitado com n-heptano, até retirada total do óleo.

NOTA A porosidade do cadinho deve ser determinada conforme o anexo da ABNT NBR 10504:1992.

A.1.5 Deixar o n-heptano evaporar e então secar o cadinho numa estufa a (100 f 5)"C, por 1 h. Esfriar o cadinho em um dessecador e a seguir pesá-lo. Calcular o total de material insolúvel (sedimento e borra precipitável), através da equação a seguir:

(C, - G)IMó,,, x 100 = % total (sedimento + borra precipitável)

Onde:

Gr é a massa do cadinho tarado, em gramas;

CA é a massa do cadinho + sedimento e borra precipitável, em gramas;

M6,,, é a massa de óleo, em gramas.

A.1.6 Dissolver a borra do cadinho através de um tratamento com uma quantidade mínima de uma mistura de partes iguais de tolueno, acetona e álcool (etanol ou isopropanol), a aproximadamente 5OoC, até que toda borra se dissolva, restando somente sedimentos.


ABNT NBR 10576:2006

A.1.7 Secar em estufa a (1 05 + 5)"C até massa constante, esfriando o cadinho sempre em dessecador.

A.1.8 Calcular a quantidade de sedimento através da seguinte equação:

(CB - CT)lMÓieo x 100 = % sedimento

Onde:

Ce é a massa do cadinho + sedimentos, em gramas;

CT é a massa do cadinho tarado, em gramas;

Móleo é a massa de óleo, em gramas.

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ABNT NBR 10576:2006

Anexo B (informativo)

Bibliografia

ASTM D-5185:2005 - Standard Test Method for Determination of Additive Elements, Wear Metais, and Contaminants in Used Lubricating Oils and Determination of Selected Elements in Base Oils by Inductively Coupled Plasma Atomic Emission Spectrometry (ICP-AES).

CIGRÉ, Brochura Técnica 157:2000 - Effect of particles on transformer dielectric strength

CIGRÉ WG 12.18. Projeto: "Guia para as técnicas de gerenciamento da vida para transformadores de potência"; Paris.


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