AplicaçÃo de metodologias de diagnóstico de falhas em transformadores isolados a óleo vegetal a partir da análise de gases dissolvidos



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APLICAÇÃO DE METODOLOGIAS DE DIAGNÓSTICO DE FALHAS EM TRANSFORMADORES ISOLADOS A ÓLEO VEGETAL A PARTIR DA ANÁLISE DE GASES DISSOLVIDOS


N.A.Gómeza, H.M. Wilhelmb, C.C. dos Santosc, G.B. Stoccod

Lactec. Cep: 81531-980. UFPR, Jardim das Américas, Curitiba, Brasil. harvy2g@gmail.com

aUniversidade Federal do Parana, bDiagno, cEletrobras Eletronorte,dLactec
RESUMO
Nos ésteres naturais isolantes (ENI’s), BIOVOLT A (BA), BIOVOLT HW (BHW) e ENVIROTEM FR3 (FR3) com teores de água de 30, 200 e 400 ppm e no óleo mineral isolante (OMI), sob condições de estresse térmico e elétrico controlados em laboratório, foram gerados, identificados e quantificados gases dissolvidos por cromatografia em fase gasosa (obtendo em maior quantidade os gases etileno e acetileno), e aplicadas metodologias de diagnóstico tradicionais desenvolvidas para OMI. Também foram realizadas análises de FTIR nas amostras envelhecidas, para observar diferenças nos principais grupos funcionais do ENI decorrentes da sua degradação. Com a aplicação de uma metodologia de diagnóstico tradicional foi possível obter o diagnóstico simulado nos ensaios de envelhecimento acelerado, porém, a relação de gases formados para o ENI foi diferente da obtida para o OMI. Esses resultados preliminares indicam que é possível a emissão de diagnóstico de falhas em equipamentos isolados com ésteres naturais pela análise de gases dissolvidos.
PALAVRAS-CHAVE: Ester natural isolante, diagnóstico de falhas, análise de gases dissolvidos, cromatografia gasosa.
INTRODUção

A manutenção preditiva no setor elétrico é a metodologia mais aplicada a transformadores, evita intervenções precoces e substituição de equipamentos que ainda apresentem boas condições de funcionamento. A técnica de análise de gases dissolvidos (DGA) por cromatografia em fase gasosa permite acompanhar periodicamente gases chaves como metano, etano, etileno, acetileno e hidrogênio(1) dissolvidos no líquido isolante e que são originários de defeitos no transformador, devido a sobreaquecimento e/ou descargas elétricas de alta ou baixa energia(2). No entanto, na atualidade, as metodologias e interpretações conhecidas e aplicadas em transformadores para determinar a severidade de um defeito ou falha pela análise do seu liquido isolante são feitas para equipamentos elétricos isolados a óleos minerais. Tem sido crescente o interesse por fluidos isolantes alternativos ao OMI, como os ésteres sintéticos ou naturais, que possuem composição química distinta, e por conta disso, metodologias de manutenção de transformadores isolados com esse tipo de fluidos precisam ser avaliadas e validadas. Não existem até o momento procedimentos de manutenção preditiva definidos, nem normas internacionais ou nacionais publicadas para diagnosticar defeitos em equipamentos isolados com ésteres naturais pela análise de gases dissolvidos (DGA), razão pela qual foi desenvolvido este trabalho.



PARTE EXPERIMENTAL
Os ésteres naturais isolantes (ENI´s) BIOVOLT A (BA) e BIOVOLT HW (BHW) foram adquiridos da empresa Mineraltec e o ENVIROTEMP FR3 (FR3) foi adquirido da Cooper Power System. O óleo mineral isolante (OMI) tipo AV-60 foi adquirido da Petrobras. Na primeira etapa da execução da pesquisa, os três diferentes tipos de ENI’s e o OMI foram caracterizados de acordo com as normas vigentes, ABNT NBR 15422(3) e Resolução N. 36 da ANP (2008), respectivamente. A secagem dos óleos foi realizada com sílica (4-8 mm). A sílica utilizada foi seca em estufa por 24 horas a 100 °C para eliminar o excesso de umidade. Depois, foi pré-aquecida num IV 2002-Analisador de umidade por infravermelho marca GEHAKA por 30 minutos e acondicionada num dessecador. Essa sílica seca foi utilizada na secagem dos óleos, pela adição de 10% de sílica para cada 100 mL de óleo, sob agitação constante em recipiente fechado. O aumento no teor de água dos EVI’s foi obtido pela exposição dos mesmos à umidade do ambiente até o óleo atingir a umidade desejada (Tab. I). O controle de umidade foi realizado pelo acompanhamento por Karl Fisher de acordo com a norma ABNT NBR 10710 - Método B
Tab. I. Teor de água dos ENI’s utilizados nos ensaios.

TEOR DE ÁGUA (PPM)

OBSERVAÇÃO

30

Teor de água geralmente encontrado no óleo no enchimento do transformador.

200

Teor de água máximo admitido no óleo em equipamento novos, após contato e antes da energização.

400

Teor de água máximo admitido no óleo para provocar uma investigação no transformador em serviço.

Para avaliar o efeito do sobreaquecimento dos ENI’s na formação de gases dissolvidos foram realizados dois experimentos: um em frascos abertos e outro em frascos fechados. A quantidade de ENI utilizada nos frascos abertos foi de 2 L. No caso dos ensaios em frascos fechados, os volumes usados foram de 200 mL em cada recipiente, sendo estes fechados com tampa esmerilada. As amostras dos ENI’s foram mantidas em estufa a uma temperatura de 150 °C, por 550 horas. Em intervalos regulares de tempo foi retirado um frasco da estufa para avaliar a formação dos gases gerados nos óleos pela ação do estresse térmico. A análise de gases dissolvidos foi realizada por cromatografia em fase gasosa, de acordo com o procedimento descrito na norma ASTM D3612. Nos ensaios de stress elétrico foram utilizados os ENI’s com teores de água descritos na Tab I. No caso do OMI o teor de água usado no ensaio térmico foi de 17 ppm. A amostra de óleo foi submetida ao estresse elétrico pela aplicação de descargas parciais, em concordância com a norma ABNT NBR 6869. Após a aplicação das descargas foi coletada uma amostra de óleo para análise dos gases dissolvidos por cromatografia em fase gasosa.


RESULTADOS E DISCUSSÃO
A Tab. II mostra as propriedades relevantes dos óleos usados na pesquisa. Os dados obtidos mostraram que apenas o teor de água dos óleos BA e FR3 está fora do valor limite máximo permitido, correção que pode ser facilmente realizada pela adoção de um processo de secagem adequado. Uma das características importantes observadas na caracterização físico-química dos ENI’s em relação ao OMI é a diferença no teor de água, justificado pela natureza polar dos grupamentos ésteres. Por outro lado, o maior valor no ponto de fulgor dos ENI’s em comparação ao OMI, permite que estes sejam usados como fluidos de segurança, propriedade importante na utilização dos equipamentos elétricos em ambientes fechados.
Tab II. Propriedades relevantes dos óleos analisados.

Propriedade

Unidade

Método

Tipo de óleo

BA

BHW

FR3

OMI

Teor de água

ppm

ASTM D 1533-88/B

258

98

335

17

Fator de potência a 20 °C

(%)

ASTM D 924-92

0,03

0,02

0,12

0,03

Fator de potência a 100 °C

(%)

ASTM D 924-93

1,60

0,77

1,90

0,08

Ponto de fulgor

°C

ASTM D 9290

308

308

314

138

Ponto de combustão

°C

ASTM D 9291

342

338

338

148

Rigidez dielétrica

(kV) eletrodo CALOTA

ABNT NBR IEC 60156

79,1

85

76

70

(kV) eletrodo DISCO

ASTM D 877-87

50

50

48

57

Período de indução (RANCIMAT, a 130 0C)

h

EN14112

15,8

26,1

3,3

-

Visando simular defeitos de sobreaquecimento (pontos quentes por mau contato, sobreaquecimento generalizado devido ao excessivo envelhecimento do papel, etc.) nos óleos sob investigação, os ENI’s e o OMI foram aquecidos em estufa a 150 °C, e analisados os gases dissolvidos formados. Para o ensaio realizado em frascos abertos, a partir dos resultados obtidos, foram gerados para os ENI’s os gráficos apresentados na Fig.1.


Fig 1. Gases gerados nos ENI’s pelo estresse térmico, em recipientes abertos.
Os gases chaves obtidos em maior concentração nos ENI’s foram etano e hidrogênio para óleos FR3 e BA, mas no caso do BHW o metano foi gerado em maior concentração. A análise das amostras ensaiadas em frascos fechados foi realizada a partir da comparação dos gases gerados nas amostras dos ENI’s e OMI em função do teor de água de cada amostra (Fig. 2).

Fig 2. Gases dissolvidos gerados pelo estresse térmico nos óleos FR3 e BA, com teor de água controlado, e no OMI.

É possível observar nos gráficos que o etano, metano e hidrogênio são os gases gerados em maior concentração pelo estresse térmico dos óleos (Fig. 2). As bandas apresentadas na Tab. IV foram obtidas dos espectros de IFTR das amostras de FR3 sobreaquecidas (Fig. 3) e são características de estruturas que contém cadeias de ácidos graxos(4).


Tab IV. Principais bandas de FTIR para o óleo FR3 após sobreaquecimento em estufa.


Comprimento de onda (cm-1) e grupo funcional correspondente

3009

(=C-H)


1747

(C=O)


1650

(C=C)


1163

(C-O-C)


722

(C-H) deformação






Fig 3. FTIR do óleo FR3 novo e sobreaquecido.


Esperava-se que com o envelhecimento térmico ocorresse uma diminuição significativa na intensidade das bandas relacionadas com as duplas ligações da estrutura do triacilglicerol e/ou o aparecimento de novas bandas (Fig. 3). Como isso não ocorreu, pode-se afirmar que não é possível correlacionar diretamente dados de FTIR com a geração de gases pela decomposição térmica do ENI.

No caso do envelhecimento elétrico, o objetivo do ensaio foi determinar os gases gerados pela aplicação de descargas parciais de baixa energia nos óleos, simulando um defeito elétrico no transformador em campo. A Fig. 4 mostra as concentrações dos gases gerados pela aplicação das descargas parciais às amostras de ENI’I com diferentes teores de água. O ensaio mostrou que sob estresse elétrico prevalece a geração dos gases chaves acetileno e o hidrogênio e que o teor de água afeta ligeiramente a quantidade de acetileno e hidrogênio gerado nas amostras de ENI’s com baixo nível de umidade.



Fig 4. Gases dissolvidos gerados pelo estresse elétrico (descargas parciais) nos ENI’s contendo 30, 200 e 400 ppm de agua.

Com a aplicação do método de análise e de diagnóstico da IEC 60599 aos resultados de gases dissolvidos obtidos para os óleos isolantes testados, foi possível fazer uma correlação do tipo de defeito que foi simulado no estresse térmico e elétrico (Tab V e VI). Esta análise mostrou que o diagnóstico obtido pela aplicação da metodologia da IEC está em coerência com o tipo de estresse simulado (térmico e elétrico), mas em alguns óleos não foi possível determinar o tipo de falha pela aplicação do método IEC 60599. Para os ensaios de sobreaquecimento foi obtido o diagnóstico de falha térmica (Tab V), enquanto que para os ensaios de aplicação das descargas elétricas foi obtido o diagnóstico de ocorrência de descargas parciais de baixa energia (Tab VI). Como o método da IEC foi criado a partir de um levantamento estatístico, o acerto do método no diagnóstico é de 80%. Por conta disso, em algumas situações foi obtido o diagnostico de “Não definido”.

Tab V. Diagnóstico de defeito obtido pela aplicação da metodologia da IEC 60599 aos gases dissolvidos determinados nos ENI’s e OMI após ensaios de estresse térmico (150 0C), realizados em frascos fechados.



Tipo de óleo

Diagnóstico obtido para os óleos com:

~ 17 ppm de água

~ 30 ppm de água

~ 200 ppm de água

~ 400 ppm de água

FR3

nr

Não definido

Não definido

Não definido

BA

nr

Falha térmica, <300 °C

Falha térmica, <300 °C

Não definido

BHW

nr

nr

nr

nr

OMI

Falha térmica, <300 °C(*)

nr

nr

nr

*nr = não realizado

Tab VI. Diagnóstico de defeito obtido pela aplicação da metodologia da IEC 60599 aos gases dissolvidos determinados nos ENI’s e OMI após ensaios de estresse elétrico



Tipo de óleo

Diagnóstico obtido para os óleos com:

~ 30 ppm de água

~ 200 ppm de água

~ 400 ppm de água

FR3

Descarga parcial

Descarga (baixa energia)

Descarga (baixa energia)

BA

Não definido

Descarga parcial

Descarga parcial

BHW

Não definido

Descarga parcial

Descarga parcial

CONCLUSão

De uma forma geral, com a aplicação da metodologia descrita na IEC 60599 foi possível obter o diagnóstico de sobreaquecimento e de descarga parcial simulados nos ensaios de envelhecimento acelerado, porém, a relação de gases formados para os ENI’s foi diferente da relação obtida para o OMI. Esses resultados preliminares indicam que é possível a emissão de diagnóstico de defeitos em equipamentos isolados a ENI pela análise de gases dissolvidos. Em etapas futuras serão avaliadas diferentes metodologias de emissão de diagnóstico a partir da análise de gases dissolvidos obtidos em transformadores de distribuição propositalmente danificados para essa finalidade.


BIBLIOGRAFIA
[1] C57.104.1991, IEEE Guide for Interpretation of Gases Generated in Oil-Immersed Transformer,, E. The Institute of Electrical and Electronic Engineers, Editor. 1992, The Institute of Electrical and Electronic Engineers, Inc p. 27.

[2] N.A. Muhamad, B.T. Phung, T.R Blackburn. Dissolved gás analysis for common transformer faults in soy seed-based oil. IET Electric Power applications. Vol 5, Iss 1, pp 133-142. 2011.


[3] CIGRE Report 436¨Experiences in service with new insulating liquids¨, Working Group A2.35, PP.84, 2010.
[4] ] N. Gómez; R. Abonia; H. Cadavid; I. Vargas. “chemical and spectroscopic characterization of a vegetable oil used as dielectric coolant in distribution transformers”. journal of the brazilian chemical society. Vol 22. n. 12, pp. 2292-2303. 2011.


APLICATION OF FILLED DIAGNOSTIC METHODOLOGIES IN INSULATING ESTERS NATURAL USED IN TRANSFORMER FOR DISSOLVED GAS ANALYSIS
ABSTRACT

In natural esters insulating (NEI's) BIOVOLT A (BA), BIOVOLT HW (BHW) and ENVIROTEM FR3 (FR3), with moisture contents of 30, 200 and 400 ppm, and in insulating mineral oil (IMO), under conditions of heat stress and electric-controlled laboratory tests, were generated, identified and quantified gases dissolved by gas chromatography (giving a greater amount of ethylene and acetylene gases), and applied traditional diagnostic methods developed for IMO. Also FTIR analyzes were performed on aged samples, to observe differences in key functional groups of NEI resulting from its degradation. With the application of a traditional methods of diagnosis was possible to obtain the diagnosis simulated in accelerated aging tests, however, the ratio of gases formed for ENI was different from that obtained for the IMO. These preliminary results indicate that it is possible to diagnosing faults in equipment insulated with natural ester by dissolved gases analysis.


Keywords: Insulating natural ester, diagnostic methodologies, dissolved gas analysis, gas chromatography

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