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AGLEISON RAMOS OMIDO
MONITORAMENTO DA DEGRADAÇÃO TÉRMICA DE ÓLEO
MINERAL ISOLANTE DE TRANSFORMADOR UTILIZANDO
ESPECTROSCOPIA DE ABSORÇÃO E FLUORESCÊNCIA UV-Vis.
Ilha Solteira – SP
2014
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AGLEISON RAMOS OMIDO
MONITORAMENTO DA DEGRADAÇÃO TÉRMICA DE ÓLEO
MINERAL ISOLANTE DE TRANSFORMADOR UTILIZANDO
ESPECTROSCOPIA DE ABSORÇÃO E FLUORESCÊNCIA UV-Vis.
Ilha Solteira – SP
2014
Trabalho apresentado ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de Engenharia - UNESP - Campus de Ilha Solteira para obtenção do título de doutor em Engenharia Elétrica. Área de conhecimento: Automação.
Orientador: Prof. Dr. Aparecido Augusto de Carvalho
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À minha esposa Telma Eliane Vieira Omido,
A Thais, Mariana e Gabriel,
Ao Clayton e Bill.
Aos meus pais:
Reginaldo Omido
e
Abigail Mazarelo Ramos Omido
Dedico.
Aos meus irmãos:
Agnaldo, Cleidson e Júnior,
À minha família,
Aos meus amigos
Ofereço.
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“Se um dia a razão te pedir para desistir e o
coração te mandar lutar, lute, pois não é a
razão que bate para você viver.”
Cello Menezes
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AGRADECIMENTOS
Agradeço a todos que me apoiaram durante o doutorado. Em primeiro lugar a
DEUS, pois é Dele que tiramos força quando necessitamos.
À minha esposa Telma Eliane Vieira Omido, que durante todo o tempo esteve ao
meu lado e ajudou a formar uma linda família me dando três joias raras: Thais, Mariana e
Gabriel.
Aos meus pais, Reginaldo Omido e Abigail Mazarelo Ramos Omido, de quem
herdei valores que o tempo não apaga.
Ao saudoso professor Mauro Henrique de Paula, orientador durante o mestrado e
parte desse doutorado. Perdi esse amigo com quem muito aprendi de forma prematura, mas
que me uniu a um grupo de pessoas tão valorosas quanto ele. Um cientista, um gênio, uma
dessas pessoas que você encontra poucas vezes na vida.
Ao meu orientador, professor Aparecido Augusto de Carvalho, por acreditar em
mim e ser esse porto seguro que encontrei em Ilha Solteira. Mais que um professor, amigo,
que mesmo com o pouco contato aprendi a respeitar e reconhecer como a pessoa evoluída
que é e que busca sempre uma palavra de incentivo e um gesto de apoio.
Ao professor Samuel Leite Oliveira, responsável direto por este título. No momento
em que tudo parecia perdido, quando o doutorado tornava-se inatingível, sua presença,
orientação e colaboração reacenderam a chama, tornando o sonho novamente possível. Sua
visão, disponibilidade, experiência e conhecimento foram fundamentais para o sucesso
deste trabalho. Agradeço também a sua esposa Luciana, pela convivência, paciência e
desprendimento ao abrir mão da companhia de seu esposo durante todo o tempo em que
necessitei de sua ajuda.
Ao meu irmão Cleidson Ramos Omido, guerreiro, companheiro, e que, com a graça
de Deus e a ajuda de todos os envolvidos em meu trabalho, também termina esta etapa que
iniciamos juntos – ele realmente merece. Viagens, estudos, noites em claro, tudo serviu de
incentivo e fortalecimento da relação. À cunhada Rosa, sua esposa, que também nos
acompanhou desde o tempo de mestrado. São mais de doze anos de acolhida e partilha.
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Ao professor Claudio Kitano, que também foi envolvido em nosso trabalho e cujas
sugestões, palavras de incentivo e auxílio com as equações durante a fase de estudos
especiais foram fundamentais. Uma mente brilhante com quem tive a honra de conviver.
Ao amigo doutorando em química Keurison Magalhães, pela ajuda com os
equipamentos no laboratório, análise inicial dos dados e orientação na condução das
medidas executadas na UFGD em Dourados - MS.
Aos professores do Programa de Pós Graduação em Engenharia Elétrica da
Universidade Estadual Paulista “Júlio de Mesquita Filho” – UNESP Campus de Ilha
Solteira, Carlos Roberto Minussi e Ricardo Tokio Higuti pelo período de convivência
durante o programa.
Aos professores Anderson Caires, Herbert e Rozanna da UFGD pela
disponibilização dos equipamentos para medições realizadas na cidade de Dourados - MS.
Aos companheiros de laboratório Ricardo Shiraishi, Silvano, Luis Felipe, Juliete,
Fagner e Thamyres pelo ambiente de trabalho que, mesmo sério, não deixava de apresentar
momentos descontraídos.
Ao técnico William Falco do Departamento de Física da UFGD pela atenção e
companheirismo durante o período em que utilizei os laboratórios desse departamento.
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RESUMO
Neste trabalho verificamos o potencial das técnicas de absorção UV-Vis e de
fluorescência para o monitoramento da degradação do óleo mineral isolante (OMI),
utilizado em transformadores em função do seu aquecimento. Foram realizadas medições e
análise de mapas de contorno (excitação – emissão) de amostras de óleo mineral isolante
novo e regenerado não diluídas e diluídas em hexano após aquecimento sistemático das
mesmas e retorno à temperatura ambiente. Também foram obtidos espectros de absorção
das amostras diluídas. As medições citadas foram realizadas para monitorar a degradação
de amostras não diluídas de óleos minerais isolantes novos e regenerados, de forma a
verificar a aplicabilidade das técnicas sem um preparo inicial das amostras. Os resultados
mostraram que os valores de absorção e fluorescência sofrem mudanças sistemáticas a
partir de cerca de 150°C, temperatura na qual a degradação do óleo se torna mais
pronunciada. Foram observados comportamentos similares de absorção e fluorescência,
tanto para o óleo novo quanto para o regenerado, o que indica que esta técnica óptica
simples pode ser usada para o monitoramento contínuo da qualidade do óleo,
independentemente da sua fonte. Os possíveis mecanismos responsáveis pelas alterações
também são discutidos, tal como o efeito da geometria da configuração experimental das
medições de fluorescência. Os resultados fornecem informações para o desenvolvimento
de dispositivos portáteis, simples e de custo potencialmente baixo, capazes de verificar a
qualidade do óleo mineral isolante em laboratórios e ambientes remotos sem a necessidade
de qualquer preparação prévia da amostra.
Palavras-chave: Óleo Mineral Isolante, Transformadores Elétricos, Absorção UV-Vis,
Fluorescência.
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ABSTRACT
In this study we verify the potential of the UV-Vis absorption and fluorescence
techniques to monitor the degradation of the insulating mineral oil (IMO) used in
transformers depending on their heating. Measurement and analysis of contour maps
(excitation - emission) were taken from samples of new and regenerated insulating mineral
oils diluted and undiluted in hexane after systematically heating and bringing them back to
room temperature. Absorption spectra were also obtained from diluted samples. The
mentioned measurements were performed to monitor the degradation of new and
regenerated insulating mineral oil undiluted samples in order to verify the applicability of
the techniques without prior sample preparation. The results showed that the values of
absorption and fluorescence underwent systematic changes starting at about 150 °C,
temperature at which oil degradation becomes more pronounced. Similar absorption and
fluorescence behaviors for both new and regenerated oils were observed, indicating that
this simple optical approach may be used for continuous monitoring of oil quality,
regardless of its source. The possible mechanisms responsible for the changes are also
discussed, and the effect of the geometry of the experimental setup of the fluorescence
measurements was investigated as well. The results provide the basis for the development
of portable, simple and potentially inexpensive devices, able to check the insulating
mineral oil quality in laboratories and remote environments without the need of any prior
preparation of the sample.
Keywords: Insulating Mineral Oil, Power Transformers, UV-Vis Absorption,
Fluorescence.
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LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 1: Comparação das características de transformadores a óleo e a seco. .................. 27
Figura 2: (a) Carcaça do transformador. (b) O óleo isolante. (c) e (d) Isolamento papel
Kraft e Presspahn. .................................................................................................... 28
Figura 3: Esquema de refrigeração do transformador por convecção. ............................... 29
Figura 4: Classificação dos hidrocarbonetos. .................................................................... 37
Figura 5: Variação de propriedades físico-químicas de acordo com o grupo de
hidrocarbonetos. ....................................................................................................... 38
Figura 6: Transição de estado provocada pela absorção de um quantum de energia
(fóton). ..................................................................................................................... 50
Figura 7: Processo de excitação e desexcitação de uma partícula. ..................................... 51
Figura 8: Ente geométrico para determinação da lei de Lambert-Beer. ............................. 52
Figura 9: Representação esquemática de níveis de energia de excitação eletrônica. .......... 56
Figura 10: Exemplos de transição π → π* para ligação dupla isolada, dieno e trieno. ....... 59
Figura 11: Sistemas massa-mola. ..................................................................................... 60
Figura 12: Modos de vibração de uma molécula. .............................................................. 63
Figura 13: Diagrama de blocos de um espectrofotômetro FTIR. ....................................... 64
Figura 14: Esquema de funcionamento do interferômetro de Michelson. .......................... 65
Figura 15: Interferograma obtido para uma radiação policromática. ................................. 66
Figura 16: Esquema de uma célula de Refletância Total Atenuada. .................................. 67
Figura 17: Átomo absorvendo e emitindo radiação eletromagnética. ................................ 68
Figura 18: Spin eletrônico dos estados fundamental, singleto e tripleto. ........................... 69
Figura 19: Diagrama de Jablonski. ................................................................................... 70
Figura 20: Esquema representativo de emissão e espalhamento de radiação em uma
amostra. ................................................................................................................... 72
Figura 21: Exemplo de diagramas gerados a partir de uma matriz de excitação-emissão
com visão tridimensional (inferior) e mapa de contorno (superior). .......................... 72
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Figura 22: Mecanismo correspondente ao efeito de filtro interno. (a) efeito de filtro
interno primário (PIFE) e (b) efeito de filtro interno secundário (SIFE). ................... 75
Figura 23: Representação das formas de desexcitação de uma partícula. .......................... 76
Figura 24: Diagrama de blocos de um fluorímetro. ........................................................... 79
Figura 25: Exemplo de cubeta utilizada nas medições de fluorescência. ........................... 80
Figura 26: Esquema de funcionamento de uma fotomultiplicadora. .................................. 81
Figura 27: Diagrama de blocos com o delineamento experimental. .................................. 82
Figura 28: Diagrama de aquecimento das amostras em função do tempo. ......................... 84
Figura 29: Amostras de óleo novo e regenerado após o tratamento térmico. ..................... 84
Figura 30: (a) Forno. (b) Óleo isolante. (c) Armazenamento das amostras. ....................... 85
Figura 31: Espectrômetro utilizado nas medições de absorção no infravermelho. ............. 85
Figura 32: Acessório para medições com ATR. ................................................................ 86
Figura 33: Espectrofotômetro Cary 50 da Varian.............................................................. 87
Figura 34: (a) Esquema do aparato experimental das medições de absorção. (b) Visão da
cubeta durante a medição. ........................................................................................ 88
Figura 35: (a) Espectrofluorímetro. (b) Suporte da cubeta no aparelho. ............................ 89
Figura 36: (a) Esquema do aparato experimental das medições de fluorescência. (b)
Vista superior da cubeta durante a medição. ............................................................. 90
Figura 37: Posições A, B, C e D para excitação e coleta da fluorescência. ........................ 90
Figura 38: Espectro de absorção no infravermelho para amostras de óleo mineral
isolante novo sem adição de celulose e água. ............................................................ 93
Figura 39: Espectro de absorção no infravermelho para amostras de óleo mineral
isolante regenerado sem adição de celulose e água. .................................................. 94
Figura 40: Espectro de absorção IR do óleo mineral isolante novo sem adição de
celulose e água. Os detalhes destacam as bandas associadas ao estiramento C ═ C
dos aromáticos. As setas mostram o sentido do crescimento da temperatura de
tratamento. ............................................................................................................... 95
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Figura 41: Espectro de absorção IR do óleo mineral isolante novo sem adição de
celulose e água. Os detalhes destacam as bandas associadas ao estiramento C ─ H
dos compostos alifáticos. As setas indicam o aumento da temperatura de
tratamento térmico. .................................................................................................. 96
Figura 42: Espectro de absorção IR do óleo mineral isolante novo sem adição de
celulose e água: estiramento C ─ O dos alcoóis (~1150 cm-1), estiramento C ═ O
dos ácidos carboxílicos (~ 1310 cm-1) e estiramento C ═ C do anel aromático de
fenóis (~1600 cm-1). As setas mostram o sentido do crescimento da temperatura de
tratamento. ............................................................................................................... 97
Figura 43: Espectro de absorção IR para o óleo regenerado sem adição de celulose e
água destacando as diferentes regiões espectrais. As setas mostram o sentido do
crescimento da temperatura de tratamento. ............................................................... 98
Figura 44: Índice de acidez das amostras de óleo novo e regenerado em função da
temperatura de tratamento térmico.......................................................................... 100
Figura 45: Espectro de absorção do hexano grau HPLC. ................................................ 101
Figura 46: Espectros de absorção de amostras diluídas de óleo mineral isolante novo:
sem adição de celulose e água (a), contendo celulose (b) e contendo celulose e
água (c). As setas mostram o sentido do crescimento da temperatura de
tratamento. ............................................................................................................. 102
Figura 47: Espectros de absorção de amostras diluídas de óleo mineral isolante
regenerado: sem adição de celulose e água (a), contendo celulose (b) e contendo
celulose e água (c). As setas mostram o sentido do crescimento da temperatura de
tratamento. ............................................................................................................. 102
Figura 48: Mapa de contorno de excitação-emissão de amostra não diluída de óleo novo
sem adição de celulose e água. ............................................................................... 104
Figura 49: Mapas de contorno de excitação-emissão do óleo mineral isolante novo sem
adição de celulose e água em função da temperatura............................................... 106
Figura 50: Mapas de contorno de excitação-emissão do óleo mineral isolante novo
contendo celulose em função da temperatura. ......................................................... 107
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Figura 51: Mapas de contorno de excitação-emissão do óleo mineral isolante novo
contendo celulose e água em função da temperatura. .............................................. 108
Figura 52: Espectros de emissão dos óleos novo sem adição de celulose e água (N),
contendo celulose (NC) e contendo celulose e água (NCA), com excitação em 365
nm em função da temperatura de tratamento térmico. As setas mostram o sentido
do crescimento da temperatura de tratamento. ........................................................ 109
Figura 53: Intensidade de fluorescência normalizada com excitação em 365 nm. ........... 110
Figura 54: Razão das intensidades de fluorescência com excitação em 365 nm. ............. 111
Figura 55: Espectros de emissão dos óleos novo sem adição de celulose e água (N),
contendo celulose (NC) e contendo celulose e água (NCA), com excitação em 385
nm em função da temperatura de tratamento térmico. As setas mostram o sentido
do crescimento da temperatura de tratamento. ........................................................ 112
Figura 56: Intensidade de fluorescência normalizada com excitação em 385 nm. ........... 113
Figura 57: Razão das intensidades de fluorescência normalizadas em 425 nm/415 nm
com excitação em 385 nm. ..................................................................................... 113
Figura 58: Mapas de contorno de excitação-emissão para as amostras de óleo mineral
isolante novo sem adição de celulose e água não degradadas e a 210 ºC para região
de excitação entre 440 e 500 nm. ............................................................................ 114
Figura 59: Espectros de emissão dos óleos novo sem adição de celulose e água (N),
contendo celulose (NC) e contendo celulose e água (NCA), com excitação em 450
nm em função da temperatura de tratamento térmico. As setas mostram o sentido
do crescimento da temperatura de tratamento. ........................................................ 115
Figura 60: Intensidade de fluorescência normalizada com excitação em 450 nm. ........... 115
Figura 61: Razão das intensidades de fluorescência normalizadas em 456 nm/490 nm
com excitação em 450 nm. ..................................................................................... 116
Figura 62: Espectros de fluorescência das amostras de óleos novos sem adição de
celulose e água (N), contendo celulose (NC) e contendo celulose e água (NCA)
com comprimento de onda de excitação igual a 380 nm. As setas mostram o
sentido do crescimento da temperatura de tratamento. ............................................ 117
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Figura 63: Intensidade de fluorescência do óleo novo em 405 nm (a), 425 nm (b) e razão
entre essas intensidades (c) com comprimento de onda de excitação igual a 380
nm. ......................................................................................................................... 118
Figura 64: Mapa de contorno de excitação-emissão para amostra não diluída de óleo
regenerado sem adição de celulose e água. ............................................................. 119
Figura 65: Mapas de contorno de excitação-emissão do óleo mineral isolante regenerado
sem adição de celulose e água em função da temperatura. ...................................... 121
Figura 66: Mapas de contorno de excitação-emissão do óleo mineral isolante regenerado
contendo celulose em função da temperatura. ......................................................... 122
Figura 67: Mapas de contorno de excitação-emissão do óleo mineral isolante regenerado
contendo celulose e água em função da temperatura. .............................................. 123
Figura 68: Espectros de fluorescência do óleo regenerado sem adição de celulose e água
em função da temperatura de degradação, com excitação em 390 nm e 455nm. As
setas mostram o sentido do crescimento da temperatura de tratamento. .................. 124
Figura 69: Intensidade de fluorescência em (a) 415 nm e (b) 450nm em função da
temperatura de tratamento das amostras de óleo regenerado com excitação em 390
nm. ......................................................................................................................... 125
Figura 70: Intensidade de fluorescência em (a) 460 nm e (b) 490 nm em função da
temperatura de tratamento das amostras de óleo regenerado com excitação em 450
nm. ......................................................................................................................... 125
Figura 71: Espectros de fluorescência para amostras de óleos regenerados sem adição de
celulose e água (R), contendo celulose (RC) e contendo celulose e água (RCA)
com comprimento de excitação em 380 nm. As setas mostram o sentido do
crescimento da temperatura de tratamento. ............................................................. 126
Figura 72: Intensidades de fluorescência normalizadas dos óleos regenerado com
comprimento de onda de emissão em 456 nm (a) e 468 nm (b) e razão entre essas
intensidades (c) obtidas com comprimento de excitação igual a 380 nm. ................ 127
Figura 73: Mapa de contorno de excitação-emissão do hexano grau HPLC. ................... 128
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Figura 74: Mapa de contorno de excitação-emissão de amostra de óleo novo diluído sem
adição de celulose e água........................................................................................ 129
Figura 75: Mapas de contorno de excitação-emissão para amostras de óleo novo sem
adição de celulose e água diluídas em hexano grau HPLC. ..................................... 130
Figura 76: Mapas de contorno de excitação-emissão para amostras de óleo novo
contendo celulose diluídas em hexano grau HPLC. ................................................ 131
Figura 77: Mapas de contorno de excitação-emissão para amostras de óleo novo
contendo celulose e água diluídas em hexano grau HPLC. ...................................... 132
Figura 78: Espectros de fluorescência com comprimento de onda de excitação em 280
nm para amostras diluídas de óleos novo sem adição de celulose e água (N),
contendo celulose (NC) e contendo celulose e água (NCA). As setas mostram o
sentido do crescimento da temperatura de tratamento. ............................................ 133
Figura 79: Intensidade de fluorescência de amostras diluídas de óleo novo sem adição
de celulose e água, com comprimento de onda de emissão em 315 nm (a), em 325
nm (b) e razão entre as intensidades (c), utilizando comprimento de excitação de
280 nm. .................................................................................................................. 134
Figura 80: Mapa de contorno de excitação-emissão do óleo regenerado sem adição de
celulose e água diluído em hexano grau HPLC. ...................................................... 135
Figura 81: Mapa de contorno de excitação-emissão: das amostras de óleos novo sem
diluição (a) e diluída (b); das amostras de óleos regenerados sem diluição (c) e
diluída (d) não submetidas ao tratamento térmico. .................................................. 136
Figura 82: Mapas de contorno de excitação-emissão para amostras diluídas em hexano
grau HPLC de óleo regenerado sem adição de celulose e água. ............................... 137
Figura 83: Mapas de contorno de excitação-emissão para amostras diluídas em hexano
grau HPLC de óleo regenerado contendo celulose. ................................................. 138
Figura 84: Mapas de contorno de excitação-emissão para amostras diluídas em hexano
grau HPLC de óleo regenerado contendo celulose e água. ...................................... 139
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Figura 85: Espectros de fluorescência para amostras de óleos regenerados sem adição de
celulose e água diluídas (R), contendo celulose (RC) e contendo celulose e água
(RCA), com excitação em 280 nm. As setas mostram o sentido do crescimento da
temperatura de tratamento. ..................................................................................... 140
Figura 86: Intensidade de fluorescência do óleo regenerado com comprimento de onda
de emissão em 315 nm (a), intensidade de fluorescência com comprimento de onda
de emissão em 325 nm (b) e razão entre as intensidades de fluorescência (c), com
comprimento de excitação igual a 280 nm. ............................................................. 141
Figura 87: Espectro de absorção óleo novo não diluído, sem adição de celulose e água
(a) e gráfico da absorbância em 380 nm em função da temperatura de aquecimento
(b). A seta indica a direção de aumento da temperatura de aquecimento. ................ 142
Figura 88: Espectro de absorção óleo regenerado não diluído, sem adição de celulose e
água (a) e gráfico da absorbância em 380 nm em função da temperatura de
aquecimento (b). A seta indica a direção de aumento da temperatura de
aquecimento. .......................................................................................................... 143
Figura 89: Esquema de análise do efeito do filtro interno nas medições de fluorescência.144
Figura 90: Espectros de fluorescência do óleo novo sem adição de celulose e água
obtidos: (a) com excitação no centro e coleta de fluorescência no centro da cubeta ,
(b) com excitação no centro e coleta de fluorescência na borda da cubeta, (c) com
excitação na borda e coleta de fluorescência no centro da cubeta e (d) com
excitação a borda e coleta de fluorescência na borda da cubeta. As setas indicam o
sentido do aumento da temperatura de aquecimento. .............................................. 146
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Figura 91: Razão das intensidades de fluorescência em 438 e 490 nm do óleo novo
como uma função da temperatura de aquecimento: (a) com excitação no centro e
coleta de fluorescência no centro da cubeta, (b) com excitação no centro e coleta de
fluorescência na borda da cubeta, (c) com excitação na borda e coleta de
fluorescência no centro da cubeta e (d) com excitação a borda e coleta de
fluorescência na borda da cubeta. ........................................................................... 148
Figura 92: Espectros de fluorescência do óleo regenerado sem adição de celulose e água
obtidos: (a) com excitação no centro e coleta de fluorescência no centro da cubeta,
(b) com excitação no centro e coleta de fluorescência na borda da cubeta, (c) com
excitação na borda e coleta de fluorescência no centro da cubeta e (d) com
excitação na borda e coleta de fluorescência na borda da cubeta. As setas indicam o
sentido do aumento da temperatura de aquecimento. .............................................. 150
Figura 93: Razão das intensidades de fluorescência em 438 e 490 nm do óleo
regenerado como uma função da temperatura de aquecimento: (a) com excitação
no centro e coleta de fluorescência no centro da cubeta, (b) com excitação no
centro e coleta de fluorescência na borda da cubeta, (c) com excitação na borda e
coleta de fluorescência no centro da cubeta e (d) com excitação na borda e coleta
de fluorescência na borda da cubeta. ....................................................................... 150
Figura 94: (a) Espectros de fluorescência do óleo isolante novo sem adição de celulose e
água sob excitação de 380 nm e com excitação e coleta de fluorescência no centro
da cubeta. (b) Razão das intensidades de fluorescência de 438 e 490 nm como uma
função da temperatura de aquecimento. A seta indica a direção de aumento da
temperatura de aquecimento. .................................................................................. 153
Figura 95: Espectros de fluorescência do óleo isolante novo contendo celulose (a) e óleo
novo contendo celulose e água (b), sob excitação em 380 nm e excitação e coleta
de fluorescência no centro da cubeta. ...................................................................... 155
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Figura 96: (a) Espectros de fluorescência do óleo isolante regenerado sem adição de
celulose e água com excitação de 380 nm e excitação e coleta de fluorescência no
centro da cubeta. (b) Razão das intensidades de fluorescência de 438 e 490 nm
como uma função da temperatura de aquecimento. A seta indica a direção de
aumento da temperatura de aquecimento. ............................................................... 156
Figura 97: Componentes básicos de um protótipo de dispositivo para monitoramento da
degradação térmica do óleo mineral isolante utilizado em transformadores. ............ 159
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LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Reação em cadeia da degradação do óleo mineral isolante. ............................... 40
Tabela 2: Hidroperóxido de origem e produtos de oxidação. ............................................ 41
Tabela 3: Métodos espectroscópicos e sua faixa de operação. ........................................... 49
Tabela 4: Ilustração de transições eletrônicas envolvendo elétrons n, σ e π. ...................... 58
Tabela 5: Escala de tempo dos processos envolvidos na transição de elétrons. ................. 71
Tabela 6: Solventes comuns e seus comprimentos de onda limite. .................................... 73
Tabela 7: Valores do índice de acidez para amostras de óleo mineral novo e regenerado
sem adição de celulose e água submetidas ao tratamento térmico. ............................ 99
Tabela 8: Identificação e função dos componentes do protótipo do dispositivo de
monitoramento do óleo mineral isolante utilizado em transformadores. .................. 159
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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas
ANP Agência Nacional de Petróleo
ASTM American Society for Testing and Materials
ATR Refletância Total Atenuada
cps Ciclos por Segundo
DBPC 2-6 Diterciário Butil Para Cresol
ddp Diferença de Potencial
DGA Análise de Gases Dissolvidos
EC Conversão Externa
EEM Matriz de Excitação-Emissão
f.e.m. Força Eletromotriz
FER Taxa de Fluorescência Intrínseca
FIR Infravermelho Longínquo
FTIR Espectroscopia de Absorção por Transformada de Fourier
HOMO Orbital Molecular Mais Alto Ocupado
HPLC Cromatografia a Líquido de Alto Desempenho
IC Conversão Interna
ICP-OES Espectroscopia de Emissão Atômica por Plasma Acoplado Indutivamente
IEC Comissão Eletrotécnica Internacional
IFE Efeito de Filtro Interno
ISC Cruzamento Entre Sistemas
IV Infravermelho
KBr Brometo de Potássio
KOH Hidróxido de Potássio
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LaFeO3 Ferrita de Lantânio
LED Diodo Emissor de Luz
LUMO Orbital Molecular Mais Baixo Ocupado
MIR Infravermelho Médio
m/m Massa/massa
m/V Massa/Volume
ML/SPA Regressão Linear Múltipla com Sucessiva Projeção de Algoritmo
N Amostra de Óleo Novo Sem Adição de Celulose e Água
NBR Denominação de Norma da Associação Brasileira de Normas Técnicas
NC Amostra de Óleo Novo Contendo Celulose
NCA Amostra de Óleo Novo Contendo Celulose e Água
NIR Infravermelho Próximo
OMI Óleo Mineral Isolante
PA-ACS Para Análise – American Chemical Society
PIFE Efeito de Filtro Interno Primário
R Amostra de Óleo Regenerado Sem Adição de Celulose e Água
RC Amostra de Óleo Regenerado Contendo Celulose
RCA Amostra de Óleo Regenerado Contendo Celulose e Água
SIFE Efeito de Filtro Interno Secundário
UV-Vis Ultravioleta e Visível
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LISTA DE SÍMBOLOS
� Força eletromotriz induzida � Número de partículas
� Número de espiras da bobina �� Superfície infinitesimal
∆Ф Variação de fluxo magnético �� Intensidade infinitesimal de radiação
∆� Intervalo de tempo �� Número infinitesimal de partículas
� Tensão elétrica � Volume
� Corrente elétrica � Concentração
� Relação de transformação ℰ Coeficiente de absorção molar
� Potência aparente � Absorbância
c Velocidade da radiação luz � Força
� Comprimento de onda � Massa
ν Frequência � Aceleração
ν� Número de onda � Constante elástica
�� Energia do estado � � Deslocamento
ℎ Constante de Planck � Massa reduzida
� Intensidade da radiação � Ângulo de incidência
� Espessura da amostra �� Rendimento quântico de fluorescência
� Área de secção transversal �.�. Índice de acidez
�� Espessura infinitesimal � Fator de correção da solução de NaOH
-
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO GERAL ................................................................................................ 27
1.1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 27
1.2 ESTADO DA ARTE ............................................................................................... 29
1.3 OBJETIVOS .......................................................................................................... 33
1.3.1 Objetivo geral .................................................................................................. 33
1.3.2 Objetivos específicos ....................................................................................... 33
1.4 ORGANIZAÇÃO DOS CAPÍTULOS .................................................................... 34
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA .................................................................................. 35
2.1 TRANSFORMADORES ELÉTRICOS .................................................................. 35
2.2 ISOLAMENTO ELÉTRICO E DISSIPAÇÃO TÉRMICA ...................................... 36
2.3 ÓLEO MINERAL ISOLANTE ............................................................................... 36
2.3.1 Composição ..................................................................................................... 36
2.3.2 Características do óleo mineral isolante ........................................................... 37
2.3.3 Mecanismos de oxidação do óleo mineral isolante ........................................... 39
2.3.4 Recondicionamento e regeneração do óleo mineral isolante ............................. 41
2.3.5 Ensaios para o óleo mineral isolante (ARAÚJO, 1999; GUIMARÃES, 2006;
COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010) ............................ 43
2.4. ESPECTROSCOPIA MOLECULAR .................................................................... 48
2.4.1 Introdução ....................................................................................................... 48
2.4.2 Absorção de radiação eletromagnética. ............................................................ 49
2.4.3 Princípios da espectroscopia de absorção – Lei de Lambert-Beer ..................... 51
2.4.4 Fatores que influenciam as transições eletrônicas ............................................. 55
2.4.5 A importância da conjugação ........................................................................... 57
2.5 ESPECTROSCOPIA DE ABSORÇÃO NO INFRAVERMELHO .......................... 59
2.5.1 Introdução ....................................................................................................... 59
2.5.2 Lei de Hooke e a absorção de radiação: ........................................................... 60
-
2.5.3 Modos de vibração molecular. ......................................................................... 62
2.5.4 Espectrofotômetros .......................................................................................... 64
2.5.5 Instrumentação ................................................................................................ 64
2.6 ESPECTROSCOPIA DE FLUORESCÊNCIA UV-VIS .......................................... 67
2.6.1 Introdução ....................................................................................................... 67
2.6.2 Fotoluminescência ........................................................................................... 68
2.6.3 Medidas espectrais. .......................................................................................... 73
2.6.4 Instrumentação ................................................................................................ 78
3 MATERIAIS E MÉTODOS ........................................................................................... 82
3.1 DELINEAMENTO EXPERIMENTAL .................................................................. 82
3.2 OBTENÇÃO E PREPARO DAS AMOSTRAS ....................................................... 83
3.3 APARATO PARA VERIFICAÇÃO DA EFICIÊNCIA DO PROCEDIMENTO
DE DEGRADAÇÃO TÉRMICA.................................................................................. 85
3.3.1 Espectroscopia de absorção no infravermelho .................................................. 85
3.3.2 Medições do índice de acidez .......................................................................... 86
3.4 ESPECTROSCOPIA DE ABSORÇÃO UV-VIS (AMOSTRAS DILUÍDAS) ................. 87
3.5 ESPECTROSCOPIA DE ABSORÇÃO UV-VIS (AMOSTRAS NÃO DILUÍDAS) .......... 88
3.6 ESPECTROSCOPIA DE FLUORESCÊNCIA MOLECULAR ............................... 88
3.7 ESPECTROSCOPIA DE FLUORESCÊNCIA MOLECULAR INDUZIDA COM
LED UV ....................................................................................................................... 89
4 RESULTADOS E DISCUSSÃO ..................................................................................... 92
4.1 INTRODUÇÃO ..................................................................................................... 92
4.2 VERIFICAÇÃO DA EFICIÊNCIA DO PROCEDIMENTO DE DEGRADAÇÃO
TÉRMICA ................................................................................................................... 92
4.2.1 Espectroscopia de absorção no infravermelho .................................................. 92
4.2.1 Medidas do índice de acidez. ........................................................................... 99
4.3 ESTUDO DA DEGRADAÇÃO DO ÓLEO MINERAL ISOLANTE
UTILIZANDO ÓPTICA APLICADA. ....................................................................... 100
4.3.1 Espectroscopia de absorção UV-VIS (Amostras diluídas) .............................. 100
-
4.3.2 Espectroscopia de fluorescência molecular .................................................... 104
4.4 BASES DE UM SISTEMA PORTÁTIL PARA AVALIAÇÃO DA
DEGRADAÇÃO TÉRMICA DO ÓLEO MINERAL ISOLANTE .............................. 141
4.4.1 Espectroscopia de absorção UV-VIS ............................................................. 141
4.4.2 Influência da posição de excitação e coleta da radiação nos espectros de
fluorescência .......................................................................................................... 144
4.4.3 Espectroscopia de fluorescência molecular induzida com LED UV ............... 152
5 CONCLUSÕES ............................................................................................................. 157
5.1 PERSPECTIVAS PARA TRABALHO FUTUROS .............................................. 159
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ 161
-
27
1 INTRODUÇÃO GERAL
1.1 INTRODUÇÃO
O uso da energia elétrica em regiões distantes do local de produção só é possível pela
utilização do transformador elétrico, cuja principal característica é a transformação de tensão,
impedância e corrente elétrica entre seus acessos de entrada e saída. Ainda que os avanços
tecnológicos propiciem a mudança e evolução dos equipamentos utilizados pelo homem, até
os dias de hoje os transformadores mantêm as características do protótipo apresentado por
Michael Faraday em 1831, ou seja, é baseado na bobina de indução de Faraday
(COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
O perfeito funcionamento desses equipamentos é fundamental para o fornecimento de
energia elétrica com qualidade. As concessionárias de energia necessitam, então, de
equipamentos confiáveis, de maneira a proporcionar segurança e evitar prejuízos financeiros
aos usuários, já que a retirada de um ou mais desses equipamentos acarreta transtornos tanto
na linha de produção da energia quanto no consumo.
Os transformadores podem ser construídos com isolamento a óleo ou a seco cujas
principais características podem ser visualizadas na Figura 1. Independentemente do tipo, a
manutenção é necessária e muito importante.
Figura 1: Comparação das características de transformadores a óleo e a seco.
Fonte: WEG Equipamentos Elétricos S.A. – Transformadores (Manual).
-
28
Existem três técnicas de manutenção que podem ser utilizadas para os
transformadores: corretiva que deve ser evitada, pois é executada quando o equipamento
falha e, como consequência, ocorre a interrupção do fornecimento de energia; preventiva
que é uma técnica baseada na intervenção em equipamentos, corrigindo preventivamente
situações ou componentes nos quais a deterioração ou o desgaste são previamente conhecidos;
preditiva que é a mais moderna técnica de manutenção atualmente em uso e que consiste em
acompanhar, periodicamente, as características e propriedades dos diversos componentes de
um sistema e proceder a uma intervenção quando verificado que o mesmo se encontra na
iminência de falhar. A Figura 2 mostra detalhes do transformador a óleo.
Figura 2: (a) Carcaça do transformador. (b) O óleo isolante. (c) e (d) Isolamento papel Kraft e
Presspahn.
Fonte: Do próprio autor.
Os transformadores elétricos, quando em operação, apresentam vários parâmetros
indicativos de normalidade de funcionamento. Um dos principais é o estado da isolação
interna do conjunto óleo papel isolante. O óleo mineral isolante (OMI) proporciona
-
29
isolamento e refrigeração e está em contato com todos os elementos do equipamento como
mostra a Figura 3. Alterações nos parâmetros físicos e/ou químicos do mesmo podem indicar
uma falha iminente do aparelho.
Fonte: WEG Equipamentos Elétricos S.A. – Transformadores (Manual)
1.2 ESTADO DA ARTE
Há mais de um século, o conjunto papel-óleo tem sido utilizado como material de
isolação. Em um transformador, é possível encontrar aproximadamente 12 kg de celulose
(papel, cartão, etc.) imersos e 40 kg de óleo mineral isolante (GODINHO, OLIVEIRA E
SENA, 2010; VRSALJKO, HARAMIJA, HADZI-SKERLEV, 2012). Entretanto, o
envelhecimento do sistema provoca quebra de cadeias de celulose que o fragilizam. Alguns
estudos utilizam o óleo apenas como veículo para análise do envelhecimento do papel
isolante.
Testes regulamentados são utilizados para verificação do grau de envelhecimento do
sistema isolante de transformadores, ou trafos. Os métodos de ensaio para óleo isolante
constam na norma NBR- 10576 - Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos - Diretrizes
para supervisão e manutenção e no Regulamento Técnico ANP Nº 4/2008, anexo à Resolução
ANP Nº 36 de 05/12/2008 (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
Esses testes apresentam o inconveniente de, em sua maioria, serem efetuados em
laboratórios, o que exige coleta e transporte de amostras para locais onde são efetuadas as
análises, demandando custo financeiro e consumo de tempo. Várias técnicas vêm sendo
testadas na expectativa de se desenvolver um dispositivo por meio do qual se possam realizar
diagnósticos em locais remotos, com confiabilidade e baixo custo. Muitos desses dispositivos
Figura 3: Esquema de refrigeração do transformador por convecção.
-
30
se baseiam na detecção de alguns produtos da degradação que são características de materiais
específicos, os chamados marcadores (VRSALJKO, HARAMIJA, HADZI-SKERLEV,
2012).
A cromatografia gasosa foi proposta por Tamura R. et al. (1981) na década de 80 para
a medição do nível de óxido de carbono dissolvido no óleo isolante, indicativo de degradação
do papel isolante. A limitação do método está na possibilidade de o óxido de carbono ser
produto tanto da oxidação do óleo quanto da degradação do papel. Além disto, após a
desgaseificação do equipamento, ou após a regeneração do óleo, os óxidos de carbono são
removidos e o papel isolante, apesar de degradado, não apresenta mais esse marcador.
A cromatografia líquida também foi apresentada na tentativa de monitoramento de
degradação do sistema, já que a mesma permite verificar a presença de compostos de furano,
um composto orgânico que está diretamente ligado à degradação do papel. Apesar de a
correspondência dos compostos de furano com o grau de viscosidade do óleo ter sido
verificada em amostras de laboratórios, isso não foi verificado a contento em amostras de
óleos reais (CHEIM ET AL., 2012; CONSEIL INTERNATIONAL DES GRANDS
RÉSEAUX ÉLECTRIQUES. COMITÉ D'ÉTUDES, 2012).
Em 2004, em sua tese de doutorado, Silva (2004) apresentou um protótipo de sensor
capacitivo para medir teor de água em óleo (outro marcador), com sensibilidade para
determinar concentrações abaixo de 0,1% (em volume) de água em óleo (nível tolerado por
norma de 40 ppm). Em 2001, houve o desenvolvimento de uma metodologia com o objetivo
de medir a quantidade de água em óleo através de técnicas ultrassônicas (HIGUTI, 2001).
Um micro sensor capacitivo para a determinação de umidade foi implementado em
2003 (LEE E LEE, 2003). E em 2004, foram desenvolvidos dois sensores de umidade, sendo
um construído com material compósito nano cristalino constituído de LaFeO3, e o outro, com
resina de acrílico com polímero quaternário (WANG et al., 2004).
A presença de fenol em óleo de transformador é outro marcador indicativo de
iminência de falha e sua origem está relacionada com a degradação do papel isolante.
Bosworth et al. (2003) apresentaram dois sensores para medição de fenol em óleo de
transformador. O método apresentado tem potencial para o monitoramento do fenol nos
transformadores in-situ.
Outro parâmetro importante utilizado para avaliar a degradação do sistema é a tensão
interfacial do óleo. Foi utilizada a análise de imagens digitais de amostras de óleo que foram
tratadas e analisadas em uma escala de cinza já que, apesar de os óleos degradados tenderem a
escurecer, as primeiras mudanças são imperceptíveis visualmente. A análise destas imagens,
-
31
após calibração, foi relacionada com medidas efetuadas com um tensiômetro, obtendo
resultados com erros entre -14% e 16%, aceitáveis pela empresa de energia elétrica da região
onde foi desenvolvida a pesquisa (GODINHO, OLIVEIRA E SENA, 2010). Em 2012 um
pesquisador patenteou um sensor que utiliza um elemento semicondutor para medir a
concentração de hidrogênio no óleo isolante. Esse dispositivo foi construído de maneira que
pode ser instalado no transformador em operação (HERZ, 2012).
Como dito, alguns produtos de degradação são característicos de materiais específicos.
Fenóis e cresóis são marcadores para a degradação de resinas fenólicas presentes no verniz
das bobinas. Foi confirmado que fenol, m-cresol e o-cresol não estão presentes em óleos
novos e sua presença pode estar indicando a degradação do sistema isolante. A cromatografia
a líquido de alto desempenho (HPLC – do inglês High Performance Liquid Cromatograph)
foi utilizada para a determinação de fenol, m-cresol e o-cresol em óleo de transformador
(VRSALJKO, HARAMIJA, HADZI-SKERLEV, 2012).
Metanol e etanol também podem ser utilizados como marcadores da degradação do
conjunto papel-óleo, apesar da dificuldade de sua detecção devida à complexa composição do
óleo isolante. Jalbert et al, (2012) apresentou um procedimento que utiliza um mostrador
estático associado a um cromatógrafo de fase gasosa equipado com um espectrômetro de
massa para a detecção de metanol e etanol em óleo isolante. Esse método permite monitorar a
degradação do papel isolante sem a necessidade de retirada de linha do equipamento.
Chatterjee et al. (2013) desenvolveram um dispositivo portátil de diagnóstico online
para medir a temperatura e a concentração de alguns dos gases dissolvidos no óleo do
transformador, utilizando um sensor não invasivo baseado em nanopartículas de óxido de
zinco. O uso de nanopartículas aumenta a sensibilidade, reduz o tempo de resposta e
miniaturiza o sensor. Dados de cinco gases diferentes foram utilizados para monitorar as
condições do equipamento. O dispositivo desenvolvido utiliza a técnica da análise de gases
dissolvidos (DGA – do inglês Dissolved Gas Analysis). O sensor foi desenvolvido para ser
acoplado ao equipamento com válvulas que controlam a vazão do óleo para entrada e saída do
mesmo. No intervalo de tempo em que o óleo fica no dispositivo, é feita a leitura das
concentrações dos gases.
Técnicas ópticas também foram relatadas na literatura para análise da degradação de
óleos, como o trabalho apresentado por Arregui et al. (2003) que realizaram um estudo sobre
a sensibilidade óptica de quatro diferentes hidrogéis, em relação à umidade, para a fabricação
de sensores de umidade baseados em fibra óptica.
-
32
Em 2006, a fluorescência sincronizada foi utilizada para identificação de óleos
isolantes, associada com tratamento quimiométrico dos dados (ABBAS et al., 2006). Também
nesse ano, o mesmo método óptico foi utilizado para monitorar a degradação do óleo isolante
comparando-se os resultados obtidos com medidas no infravermelho (DEEPA, SARATHI E
MISHRA, 2006). Um detector utilizando espectroscopia de fluorescência é apresentado por
Ossia et al. (2008), em 2008, como dispositivo para monitorar a degradação do óleo
hidráulico, aplicando um conceito definido como razão de fluorescência intrínseca (FER – do
inglês Fluorescence Emission Ratio). Segundo os testes apresentados, a técnica mostrou-se
suficiente para monitorar a degradação do óleo hidráulico.
A variação do índice de refração do óleo foi o indicador utilizado por pesquisadores
para o desenvolvimento de um sensor de fibra óptica trabalhando no infravermelho próximo
para acompanhamento in situ da formação de etileno, metano, propano e butano no óleo
isolante evitando, assim, o risco de explosão do equipamento (BENOUNIS et al., 2008).
A espectrometria de infravermelho próximo (NIR – do inglês Near Infrared
Spectroscopy) também foi utilizada em 2011 para determinação da tensão interfacial e
densidade relativa dos óleos isolantes (PONTES et al., 2011). A avaliação de cinco estratégias
diferentes de regressão apontou para a regressão linear múltipla com sucessiva projeção de
algoritmo (MLR/SPA – do inglês Multiple Linear Regression/Successive Projections
Algorithm) como melhor método de modelagem.
A perda da rigidez dielétrica do sistema isolante em transformadores pode ser
provocada também pela presença de cobre, tanto no óleo quanto no papel isolante. Outros
estudiosos apresentaram um método de determinação do cobre que melhora o limite de
detecção utilizando micro-ondas (BRUZZONITI et al., 2012). A técnica aplicada foi
Espectrometria de Emissão Atômica por Plasma Acoplado Indutivamente (ICP-OES – do
inglês Inductively Coupled Plasma Optical Emission Spectrometry).
Em 2011, a espectroscopia de fluorescência foi utilizada para medir a fluorescência em
óleos minerais brutos diluídos em Nujol®. O diferencial adotado foi a utilização de um
solvente não volátil nas medições (STEFFENS et al., 2011). No ano de 2013 um grupo de
pesquisadores reportou a aplicação de várias técnicas, sendo algumas ópticas, para identificar
compostos indicativos do envelhecimento do papel isolante presentes no óleo isolante,
utilizando óleos coletados de transformadores com idades de uso diferentes (OKABE, UETA
E TSUBOI, 2013). A técnica de espectroscopia no ultravioleta e visível (UV – Vis – do inglês
Ultraviolet-Visible) associada com lógica Fuzzy para analisar o aumento da concentração de
furano no óleo mineral também foi reportada nesse ano (ABU-SIADA, LAI E ISLAM, 2012).
-
33
Neste trabalho, realizamos um criterioso estudo do processo de degradação do óleo
mineral isolante após aquecimento sistemático. Buscamos entender o que acontece com o
material, como a absorbância e fluorescência do mesmo se comportam com a progressiva
degradação. Amostras diluídas foram utilizadas para a compreensão do fenômeno e, em
seguida, amostras não diluídas foram analisadas com a finalidade de usarmos o efeito para
propormos um dispositivo de monitoramento.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo geral
Avaliar o potencial das técnicas de espectroscopia de absorção e fluorescência UV –
Vis para investigar a degradação induzida termicamente de óleos minerais isolantes utilizados
em transformadores e equipamentos elétricos. Verificar como a absorção e a fluorescência
desse material se alteram à medida que o mesmo vai se degradando em virtude de tratamento
térmico.
1.3.2 Objetivos específicos
a) Investigar o efeito da termo oxidação induzida nos óleos minerais isolantes, novos e
regenerados puros, com adição de celulose e com adição de celulose e água nas amostras por
meio de diferentes técnicas ópticas.
b) Avaliar o potencial das técnicas de absorção UV – Vis e de fluorescência com análise de
mapas de contorno (excitação – emissão), para o monitoramento da degradação do óleo
mineral isolante (OMI) utilizado em transformadores, em função do seu aquecimento.
c) Avaliar a degradação de óleos minerais isolantes, novos e regenerados, provocada por
aquecimento, utilizando absorção UV – Vis e fluorescência induzida por um diodo emissor de
luz – LED (do inglês Light Emitting Diode).
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34
d) Fornecer informações para a aplicação de técnicas ópticas em dispositivos portáteis para
serem utilizados no monitoramento da degradação térmica do OMI tanto em ambientes
remotos quanto em laboratórios.
1.4 ORGANIZAÇÃO DOS CAPÍTULOS
Este trabalho foi organizado em cinco capítulos. No capítulo 1, apresentamos a
relevância do tema, abordando a necessidade de pesquisa na área escolhida, com uma revisão
bibliográfica na qual são apresentados trabalhos relacionados com o tema da pesquisa
desenvolvida. Ao final do capítulo, um escopo, delimitando o campo desta pesquisa, é
apresentado.
No capítulo 2, trazemos a fundamentação teórica, na qual o equipamento detentor das
atenções deste trabalho, o transformador, é apresentado. O sistema isolante desse
equipamento contém nosso elemento de estudo, o Óleo Mineral Isolante (OMI). Ainda nesse
capítulo, discussões teóricas sobre esse material são também realizadas. As técnicas ópticas
de espectroscopia moleculares utilizadas são fundamentadas, sendo abordados conceitos
teóricos de espectroscopia de absorção na região do infravermelho, e, de absorção e
fluorescência nas regiões do ultravioleta e visível (UV – Vis).
No capítulo 3 trazemos a descrição dos trabalhos realizados com o delineamento do
experimento, a rotina do preparo das amostras e detalhes dos equipamentos com os quais
foram realizadas as medições.
No capítulo 4, mostramos os resultados obtidos e realizamos a discussão dos mesmos.
No capítulo 5 apresentamos as conclusões e mostramos a perspectiva de trabalhos futuros.
-
35
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
2.1 TRANSFORMADORES ELÉTRICOS
O centro consumidor de energia elétrica encontra-se, geralmente, afastado das usinas
produtoras, gerando a necessidade de transmissão dessa energia. Logo, coexistem pequenos e
grandes fluxos de energia em um sistema de geração, transmissão e distribuição.
As perdas oriundas do transporte dessa energia por longas distâncias podem ser
minimizadas com a elevação da tensão. Essa elevação de tensão necessária é obtida com o uso
de transformadores ou trafos.
O transformador é definido pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT),
como “um dispositivo que, por meio de indução eletromagnética, transfere energia elétrica de
um ou mais circuitos (primário) para outro ou outros circuitos (secundário), usando a mesma
frequência, mas, geralmente, com tensões e intensidades de correntes diferentes.”
(SAMBAQUI, 2008).
Os transformadores são constituídos, basicamente, de acessórios complementares e
uma parte responsável pela transformação, que é composta de um núcleo ferromagnético e
bobinas (enrolamento primário e secundário).
As bobinas são constituídas de fios de cobre isolados com esmalte ou papel, e, o
núcleo, é construído com lâminas de material ferromagnético que reduzem a relutância
magnética, contendo em sua composição silício, que reduz a perda por variação de
temperatura e histerese no ferro (NEVES, 1999). As lâminas que constituem o núcleo são
prensadas isoladamente entre si de modo a evitar as correntes parasitas.
Os acessórios complementares contam com o tanque; buchas, que permitem a
passagem de condutores para o meio externo; radiadores, que auxiliam na refrigeração do
sistema; comutador, que permite variar o número de espiras dos enrolamentos de alta tensão e
placa de identificação, que contém todas as informações características do equipamento
(NEVES, 1999).
-
36
2.2 ISOLAMENTO ELÉTRICO E DISSIPAÇÃO TÉRMICA
A partir de 1890, com a elevação das tensões e potências dos transformadores, foi
necessário o desenvolvimento de um isolante capaz de fornecer maior isolação interna e
também maior dissipação do calor gerado no núcleo e nos enrolamentos. A escolha desse
material não seria fácil, já que elevada condutividade elétrica normalmente é acompanhada de
alta condutividade térmica (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP , 2010).
Seria necessário o desenvolvimento de um material que apresentasse baixa
condutividade elétrica, de modo a isolar os componentes em carga do equipamento, e alta
condutividade térmica, capaz de conduzir e dissipar o calor gerado no núcleo do equipamento,
proveniente da perda de energia nos fios de cobre, por histerese e devido a correntes parasitas.
Aproveitando-se do fenômeno térmico da convecção, foi desenvolvido, a partir do
petróleo, um isolante líquido que até hoje vem sendo aperfeiçoado de maneira a atender as
necessidades de refrigeração térmica e isolamento elétrico: o óleo mineral isolante (OMI).
Esse líquido associado com o papel isolante representa, considerando-se a relação custo-
benefício, o melhor sistema dielétrico conhecido para a aplicação pretendida.
Amplamente utilizado, o OMI apresenta o problema do descarte após seu período de
vida útil. Métodos de reaproveitamento do produto (recondicionamento e regeneração) foram
desenvolvidos (THOMAZ et al., 2005). Também existe no mercado o óleo isolante de origem
vegetal, mas cujo custo financeiro ainda inviabiliza sua aplicação em larga escala.
2.3 ÓLEO MINERAL ISOLANTE
2.3.1 Composição
Como produto derivado do petróleo, o OMI é formado basicamente por átomos de
carbono e hidrogênio (hidrocarboneto). Apesar dessa aparente simplicidade, as propriedades
físico-químicas dos hidrocarbonetos sofrem sensíveis alterações, tanto quando se altera a
forma de ligação dos átomos de carbono, quanto quando se altera o número de átomos de
hidrogênio e carbono da molécula.
Dizemos que o hidrocarboneto é saturado quando na cadeia carbonada só existem
ligações covalentes simples. Se existirem ligações covalentes duplas ou triplas entre os
átomos de carbono, trata-se de um hidrocarboneto insaturado.
-
37
Os hidrocarbonetos dividem-se em dois grandes grupos, como se pode observar na
Figura 4: os alifáticos, que podem ser de cadeias cíclicas (fechadas) ou acíclicas (abertas) e
que não possuem anéis benzênicos em sua composição, e, os aromáticos, que são aqueles que
possuem em sua composição pelo menos um anel benzênico, ou anel aromático (C6H6).
Figura 4: Classificação dos hidrocarbonetos.
Fonte: Do próprio autor.
Na indústria petrolífera os hidrocarbonetos saturados de cadeia aberta são conhecidos
como parafinas, enquanto os saturados de cadeia fechada são chamados naftenos. Os
hidrocarbonetos não saturados de cadeia aberta são conhecidos como oleofínicos e os alcinos,
como acetilênicos. Esses dois últimos são indesejáveis no óleo isolante sendo eliminados no
refino (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
2.3.2 Características do óleo mineral isolante
Uma vez que o óleo entra em contato com os elementos que compõem o
transformador, sua composição deve ser quimicamente pouco ativa. Com isto, opta-se pelos
hidrocarbonetos saturados (parafínicos e naftênicos). Contudo, compostos aromáticos são
Alcanos1 ligação simples
CnH2n+2
Alcenos1 ligação dupla
CnH2n
Alcinos1 ligação tripla
CnH2n-2
Ciclo - alcanosLigações simples
CnH2n
Ciclo - alcenos1 Ligação dupla
CnH2n-2
Ciclo - alcinos1 ligação tripla
Cadeia aberta Cadeia fechada
ALIFÁTICOS AROMÁTICOS
HIDROCARBONETOS
Alcadienos2 ligações duplas
-
38
adicionados buscando aumentar a estabilidade térmica do óleo, conferindo-lhe melhor
desempenho e maior vida útil (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP,
2010). Portanto, as propriedades físico-químicas do óleo isolante serão dadas por uma média
ponderada das propriedades das substâncias que o compõe, quais sejam os hidrocarbonetos
parafínicos, naftênicos e aromáticos.
Na Figura 5, verificamos algumas propriedades dessas substâncias, de maneira a
justificar a opção pela proporção de hidrocarbonetos adotada na composição química do óleo
isolante utilizado nos transformadores.
Figura 5: Variação de propriedades físico-químicas de acordo com o grupo de
hidrocarbonetos.
Fonte: Dados dispostos pelo autor retirados de (CESP, 2010).
O óleo isolante deve, com o auxílio do papel, isolar os componentes submetidos à
diferença de potencial (ddp) e dissipar o calor interno, impedindo a degradação. Ele não pode
ter baixa rigidez dielétrica, formar borras, sedimentos, deixar de circular convectivamente a
baixas temperaturas, atacar materiais do transformador, ter baixo ponto de combustão nem
acumular umidade (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
Ficou comprovado, através do uso e aplicação de óleos isolantes em equipamentos
eletromecânicos por mais de 5 décadas de operação, que a composição ideal do óleo isolante é
de 12% de aromáticos, 36% de parafinas e 52% de naftênicos (COMPANHIA ENERGÉTICA
DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
Com o uso, o óleo isolante pode sofrer alterações indesejáveis em algumas
propriedades físico-químicas, sendo então necessário efetuar um tratamento adequado para
que o mesmo apresente condições próximas às iniciais, de maneira que possa ser reutilizado.
Se ocorrer contaminação por água e/ou impurezas sólidas, que diminuem a capacidade de
isolamento do óleo, sem alterar a sua composição química, basta efetuar uma secagem e uma
filtração. Este processo é chamado “recondicionamento do óleo”, sendo esta a manutenção
Parafínicos
Naftênicos
Aromáticos
Ponto de ebuliçãoPoder de solvência
DensidadeSolubilidade da água no óleo
SaturaçãoOxidação/Envelhecimento
Ponto defluidezFormação de gases
Aromáticos
Naftênicos
Parafínicos
-
39
mais comum que se efetua no óleo isolante. Se ocorrer oxidação do óleo, ou seja, alteração em
sua composição química, o simples recondicionamento não resolverá o problema. É
necessário efetuar tratamento químico do óleo para restituir-lhe parte das propriedades
naturais. Este tratamento poderá ser uma nova extração por solvente seletivo ou, o que é mais
comum, o contato com argila especial, a chamada “terra fuller” (COMPANHIA
ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010). O tratamento com argila objetiva a
“regeneração do óleo” e propicia a eliminação dos produtos da oxidação por filtragem,
absorção (fator principal) e atividades catalíticas por parte da terra fuller (PILUSKI E
HOTZA, 2008).
O grau de oxidação do óleo é avaliado por ensaios físico-químicos que procuram a
presença de indicadores de oxidação tais como presença de água, resíduos ou lama, alta perda
dielétrica e acidez, além de baixos valores de tensão interfacial e rigidez dielétrica. A
oxidação forma ácidos, borras, água e outras impurezas que afetam as propriedades dielétricas
do óleo. Ela é caracterizada por valores baixos de tensão interfacial e altos de acidez, já que os
demais indicadores citados podem sofrer alteração com a diminuição da capacidade de
isolação do óleo, por exemplo, através de contaminação de partículas sólidas e umidade,
mesmo sem ocorrência de oxidação.
Para resistir à oxidação, tanto o óleo envelhecido regenerado, ou mesmo o óleo novo,
porém com baixo teor de aromáticos, são acrescidos de inibidores (antioxidantes). Os
processos de regeneração devolvem ao óleo todas as suas propriedades físico-químicas
desejadas, exceto a estabilidade a oxidação, por isso a necessidade de adicionar inibidores ao
óleo (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
2.3.3 Mecanismos de oxidação do óleo mineral isolante
Durante a utilização do óleo mineral isolante, o processo normal de envelhecimento
provocado pelas reações de oxidação é acelerado devido à presença de elementos
catalisadores, tais como água, oxigênio, calor, cobre e outros compostos metálicos
(LIPSTEIN E SHAKNOVICH, 1970). Como consequência, os óleos têm suas propriedades
dielétricas afetadas, há formação de ácidos, alteração na cor e, em casos extremos,
precipitação de borra.
Existe uma diferença entre o óleo contaminado e o óleo deteriorado. O primeiro
apresenta substâncias que não fazem parte de sua composição, tais como água, partículas
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40
sólidas, etc. O segundo é aquele que apresenta produtos oriundos da oxidação (ROCHA,
2007).
O óleo mineral sofre o processo de degradação em três etapas distintas. Primeiro
formam-se peróxidos instáveis quimicamente que liberam oxigênio e reagem com o papel
isolante formando compostos oxi-celulósicos. A segunda etapa é caracterizada pela formação
de gases, e, a última etapa consiste na formação de borra que, normalmente, consiste em uma
substância resinosa que surge da polimerização a partir de ácidos e outros compostos (SILVA
et al., 2001).
A seguir, na Tabela 1, mostramos o mecanismo de peroxidação, a primeira das três
etapas do processo de degradação do óleo, que comanda a oxidação dos hidrocarbonetos.
Tabela 1: Reação em cadeia da degradação do óleo mineral isolante.
Etapa Descrição Reação
1ª Formação de radical
livre
2ª Formação de radical
peróxido
3ª Formação de
hidroperóxido
4ª
Transformação de
radical hidroperóxido
em radical peróxido
Fonte: Dados dispostos pelo autor.
As etapas apresentadas na Tabela 1 formam uma reação em cadeia. Para uma
temperatura constante, a velocidade dessa reação cresce exponencialmente com o tempo.
Muitos produtos da oxidação são formados após os hidroperóxidos. A tabela 2 mostra que,
dependendo da espécie de hidroperóxido de origem, o produto formado é diferente
(LIPSTEIN E SHAKNOVICH, 1970).
R ─ HO2
R*
R* + O2 R ─ O ─ O*
R ─ O ─ O* + R’ ─ H R ─ O ─ O ─ H + R’*
ROOH + ½ O2 ROO* + *OH
-
41
Tabela 2: Hidroperóxido de origem e produtos de oxidação.
Hidroperóxido de origem Produto Estrutura
Primário Aldeído e
ácido
Secundário Cetona e ácido
Terciário Álcool e
cetona
Fonte: Dados dispostos pelo autor.
Os produtos intermediários da oxidação (álcoois, aldeídos e cetonas) formam ácidos
carboxílicos na presença de oxigênio (LIPSTEIN E SHAKNOVICH, 1970). Colaborando
com o processo de degradação, o aumento da acidez do óleo ataca os constituintes do
equipamento, o que contribui para a formação de radicais livres. Forma-se água, que contribui
para o processo de deterioração. Finalmente, a reação de várias moléculas leva à formação de
um composto com massa molecular elevada, higroscópica, insolúvel e com características
ácidas – a borra (MILASH, 1984).
2.3.4 Recondicionamento e regeneração do óleo mineral isolante
O recondicionamento consiste em retirar, por processos físicos, certos contaminantes
que podem comprometer o equipamento, tais como sólidos em suspensão, água dissolvida
e/ou livre, ar e outros gases dissolvidos através da circulação do mesmo em uma máquina
purificadora (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010). Esta máquina
R ─ CH2 ─ OOH
R ─ C
O
H+ H2O
R ─ C
O
OH
+ H2
CH ─ OOHR
R
C
═
O
RR
+ H2O
R ─ C
O
OH+ RH
R ─ C ─ OOH
─R
─
R
R ─ C ─ COOH + O*
─
R
─
R
C
═
O
RR
+ R ─ OH
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42
deve possuir dispositivos de filtragem e de aquecimento, além de uma câmara de vácuo para
executar a desgaseificação e secagem do óleo.
Esse recondicionamento pode ser realizado em purificadoras móveis ou fixas. No
primeiro caso, leva-se a purificadora até o local de instalação do transformador e o óleo pode
ser recondicionado por bombeamento direto para a purificadora, retornando em seguida ao
trafo, ou, pode ser retirado do mesmo, acondicionado em um tanque para receber o
recondicionamento e, em seguida, retornar ao transformador. No segundo caso, a carga de
óleo a ser tratada é transportada até o local de instalação da purificadora, recebe o
recondicionamento e retorna ao local de utilização.
A regeneração é o processo responsável pela retirada de produtos de oxidação e
contaminantes ácidos ou coloidais, de maneira a garantir a total eliminação desses
contaminantes, tornando o óleo usado em condições de reutilização (COMPANHIA
ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
A regeneração pode ser dividida em dois grupos:
I. Processo físico-químico de regeneração:
Processo que se baseia na propriedade que um sólido apresenta de reter em sua
superfície fina camadas de coloides, vapores, solutos, gases e líquidos – a adsorção. Essa
propriedade pode ser inerente ao material ou obtida após tratamento específico.
São utilizados como materiais adsorventes no tratamento do óleo mineral isolante as
terras fuller – materiais terrosos com propriedades adsorventes naturais, bentonita – fraco
adsorvente e atapulgita, além da bauxita ativada – que adquire propriedades adsorventes após
tratamento e carvão ativado – que é resíduo da destilação destrutiva de ossos e certos vegetais
(COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
A adsorção pode ser feita por contato ou percolação. No processo de adsorção por
contato, tritura-se o adsorvente que é então misturado ao óleo, sendo essa mistura aquecida e
agitada. Nesse processo, as impurezas são adsorvidas pelo adsorvente que, na sequência, é
eliminado do óleo por um processo complementar de recondicionamento.
A adsorção por percolação consiste em filtrar o óleo através de um material
adsorvente. Essa percolação pode ser por gravidade ou pressão. Na percolação por gravidade
o material passa por três tanques instalados em níveis diferentes, sendo a inicial (mais alta)
com o óleo a tratar, o intermediário, com o material adsorvente, e, o último (mais baixo), para
reservação do óleo tratado. O óleo se movimenta entre os tanques por forças gravitacionais. O
processo de percolação por pressão se diferencia do anterior por utilizar uma pressão positiva
-
43
para fazer o óleo circular dentro do sistema (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO
PAULO - CESP, 2010).
II. Processo químico de regeneração;
Consiste em uma operação química suficiente para remover as impurezas não
removíveis por qualquer outro processo de tratamento. Algumas impurezas reagem com
certos reagentes químicos e formam substâncias que, sendo insolúveis em óleo e em água ou
solúveis em água, podem ser eliminados por centrifugação e decantação. Caso as substâncias
formadas sejam solúveis em óleo, devem receber tratamento químico adequado para se
enquadrarem na condição anterior.
Para a realização do processo químico de regeneração, três reagentes podem ser
utilizados: silicato de sódio, fosfato trissódico e ácido sulfúrico, sendo o último evitado por
questões ambientais. O processo químico de regeneração não pode ser realizado isoladamente.
Ele necessita de tratamento complementar de regeneração por adsorção e operações de
recondicionamento (COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
Após processos de regeneração o óleo mineral isolante apresenta resistência à
oxidação mais baixa que os óleos novos. Tal fato tem origem na deterioração ocorrida durante
o tempo de utilização, e também, por perda de antioxidantes naturais durante o processo de
regeneração. Para contornar esse problema, óleos regenerados recebem, na proporção de 3%
em volume, adição do produto 2-6 diterciário-butil-para-cresol, o DBPC, que é um excelente
antioxidante e não interfere nas características dielétricas do óleo (COMPANHIA
ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010).
2.3.5 Ensaios para o óleo mineral isolante (ARAÚJO, 1999; GUIMARÃES, 2006;
(COMPANHIA ENERGÉTICA DE SÃO PAULO - CESP, 2010)
Para atestar as qualidades do óleo, são utilizados ensaios cujos métodos constam na
norma NBR-10576 - Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos - Diretrizes para
supervisão e manutenção e no Regulamento Técnico ANP Nº 4/2008, anexo à Resolução
ANP Nº 36 de 05/12/2008.
A Associação Brasileira de Normas Técnicas – ABNT apresenta valores de referência
para a verificação das características do óleo através de métodos específicos, que são
apresentados juntos às características consideradas. São empregadas as NBR (Normas
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44
Brasileiras Registradas), IEC que se referem às normas brasileiras que possuem
compatibilidade com as diretrizes criadas pela Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC –
do inglês International Electrotechnical Commission). Também podem ser utilizados métodos
padronizados pela ASTM (do inglês American Society for Testing and Materials).
i) Ensaios físicos.
a) Cor: Reflete a pureza do produto. Variações na cor são um indicativo rápido e de razoável
precisão do estado de envelhecimento ou oxidação do óleo. O resultado é obtido por
comparação com cores padrão e expresso em um número na faixa de 0,5 a 8.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 14483.
Limite: máximo 1,0.
b) Inspeção visual: Permite a otimização nas análises laboratoriais quanto à frequência de
execução, pois se trata de uma determinação rápida, no campo, das condições aproximadas de
oxidação ou contaminação do óleo isolante.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: visual.
Limite: Deve ser claro, límpido e isento de impurezas.
c) Ponto de fulgor: Permite avaliar a inflamabilidade do óleo. É um indicativo da volatilidade
do óleo e também permite determinar a contaminação por materiais inflamáveis, estando
associado, então, à segurança no armazenamento. É definido como a menor temperatura, sob
condições controladas, na qual o produto se vaporiza em volume suficiente para, junto com o
ar, formar uma mistura capaz de inflamar-se momentaneamente quando se aplica uma chama
piloto sobre a mesma.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 11341.
Limite: mínimo de 140 oC.
d) Tensão interfacial: É um indicativo claro e preciso do estado de degradação do óleo usando
o conceito de contaminação do óleo por substâncias polares.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 6234.
Limite: mínimo de 40 mN/m a 25 oC.
e) Ponto de fluidez: Para estabelecermos o desempenho nas condições de uso em que o óleo é
submetido a baixas temperaturas ou em climas frios, é necessário o conhecimento da
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temperatura mínima segura para operação de equipamentos eletromecânicos – o ponto de
fluidez do óleo. Ele é definido como a menor temperatura na qual o óleo lubrificante flui
quando sujeito a resfriamento sob condições controladas de teste.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 11349.
Limite: -39 oC para óleo isolante tipo A e -12 oC para óleo isolante tipo B.
f) Densidade: Propriedade determinada com auxílio de instrumentos chamados “densímetros”,
auxilia na caracterização do óleo quanto à composição da cadeia carbônica. Juntamente com
os ensaios de viscosidade e índice de refração, determina relativamente a qualidade do
produto.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 7148.
Limite: máximo de 861,0 a 900,0 Kg/m³ para óleo isolante tipo A e 860,00 Kg/m³ para óleo
isolante tipo B.
g) Viscosidade: É a resistência de um fluido ao escoamento. Para este ensaio é utilizado o
viscosímetro de tubos capilares. O seu conhecimento é extremamente importante para se
equacionar, quando do projeto, a circulação do fluido nos equipamentos. O conhecimento da
sensibilidade da viscosidade à temperatura é importante nos óleos lubrificantes. Geralmente, é
desejável uma pequena alteração de viscosidade com a temperatura. Esta grandeza está
relacionada também com a capacidade de transferência de calor do óleo.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 10441.
Limite: máximo na temperatura de 20 oC é de 25,0 mm²/s (centistokes – cSt). Para
temperatura de 40 oC o limite máximo é 12,0 mm²/s e na temperatura de 100 oC, o valor
máximo admitido é 3,0 mm²/s.
h) Índice de Refração: É possível, com este ensaio, determinar a presença de contaminantes
no óleo através de comparação de resultados “antes e depois”, ou mesmo identificar uma
carga de óleo, porém sem quantizar os contaminantes e/ou componentes.
É uma característica sem requisitos normativos, de caráter informativo em relação ao
lote analisado.
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ii) Ensaios elétricos.
a) Rigidez dielétrica: O menor valor de tensão elétrica capaz de formar um arco voltaico no
óleo, sob condições determinadas de ensaio recebe o nome de rigidez dielétrica. É o mais
difundido ensaio para óleo isolante, e indica a contaminação por água ou partículas sólidas
condutoras.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: Para eletrodo de disco – 6869; Para eletrodo de calota –
601560.
Limite: Mínimo de 30 KV para eletrodo de disco e 42 KV para eletrodo de calota.
b) Tendência à evolução de gases: característica que mede a tendência de um óleo absorver ou
desprender gases (normalmente o hidrogênio), sob determinadas condições controladas de
teste. Um valor positivo indica desprendimento de gases, enquanto um valor negativo
significa absorção de gases, importante para a operação segura do equipamento.
Método ASTM: D 2300.
Limite: Deve-se anotar a tendência em μL/min.
c) Perdas dielétricas: Teoricamente, os testes de rigidez dielétrica deveriam apresentar
resultados iguais aos de perdas dielétricas. No entanto, na prática, a sensibilidade do ensaio de
rigidez dielétrica não é suficiente para detectar as perdas dielétricas no seu início, quando se
deseja acompanhar sua evolução.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 12133.
Limite: máximo na temperatura de 25 oC é de 0,05%. Para temperatura de 90 oC o limite
máximo é 0,40% e na temperatura de 100 oC, o valor máximo admitido é 0,50%.
iii) Ensaios químicos.
a) Carbono aromático: Utilizando resultados de ensaios padronizados de viscosidade,
densidade e índice de refração, podemos determinar a composição da cadeia carbônica que
atribuem as propriedades ao OMI. Proporciona-se informação suficiente para chegarmos ao
percentual, em peso, dos átomos de carbono combinados em cadeias parafínicas, anéis
naftênicos e anéis benzênicos.
Método ASTM: D 2140.
Limite: Anotar o valor em % da massa total.
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b) Cloretos e sulfatos inorgânicos: O surgimento de íons dissolvidos pode afetar a qualidade
do óleo, piorando sua condição dielétrica e tornando-o corrosivo. A norma indica que o OMI
deve ser livre de cloretos e sulfatos inorgânicos.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 5779.
Limite: ausente.
c) Índice de acidez: O fenômeno da degradação ou oxidação sofrido pelo óleo devido à
operação em temperaturas superiores à ambiente provoca um aumento no seu teor de ácidos.
O acompanhamento da acidez de um óleo permite realizar inferências sobre sua qualidade: é
uma medida da quantidade de substâncias ácidas presentes no óleo e indica a eficiência do
processo de neutralização dos resíduos ácidos resultantes do tratamento do óleo. O resultado é
expresso em mg KOH/g.
Método ABNT NBR e NBR/IEC: 14248.
Limite: máximo de 0,03 mg KOH/g.
d) Teor de inibidor de oxidação: Para os óleos regenerados, os inibidores de oxidação passam
a ter importância fundamental, já que o processo de regeneração restitui ao óleo todas as
propriedades perdidas, com exceção da estabilidade à oxidação. Os inibidores de oxidação
normalmente empregados são o 2,6 diterciario-butil-paracresol (DBPC) e o 2,6 diterciario-
butil-fenol (DBP).