Oleo de transformadores

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FUNÇÕES DOS ÓLEOS ISOLANTES: 
Os transformadores são máquinas elétricas estáticas constituídas pelos seguintes 
componentes básicos, do ponto de vista do material: 
- Núcleo: Construído com chapas superpostas de liga Aço silício; 
- Bobinas: Construídas em fios de cobre, retangulares ou redondos, revestidas pelo 
material isolante que poderá ser papel, vernizes ou resinas, ou combinações destes 
materiais; 
- Tanque: Construído em aço revestido por sistema de pintura adequado; 
- Estrutura de Montagem da Parte Ativa: A parte ativa, constituída pelo núcleo e 
bobinas, é montada no interior do tanque através do uso de estruturas de madeira, 
papelão prensado ou mesmo aço. 
- Outros Componentes: Além dos materiais citados acima, são empregados outros 
em menores quantidades para outras funções como soldas à base de estanho, 
materiais de fixação em resina, papelão prensado, colas e etc. 
Nos transformadores, a passagem da corrente elétrica pelas espiras de material 
condutor da bobina primária induz um campo eletromagnético no núcleo de aço 
silício, que por sua vez, induz uma corrente elétrica na bobina do secundário. A 
relação de transformação obtida, será função do número de espiras existentes em 
cada bobina. Xm, será necessário que não ocorra a passagem de corrente entre as 
espiras de uma mesma bobina, ou das bobinas para o núcleo e partes aterradas. O 
isolamento elétrico entre as espiras é feito por meio de papel ou outro isolante 
sólido, como os vernizes, colocado sobre a superfície do condutor. 
A resistência elétrica dos condutores das bobinas causa, quando da passagem da 
corrente, o seu aquecimento. O calor assim gerado, irá causar a degradação 
térmica do material isolante e, portanto, é fácil observar que quanto mais 
eficientemente for removido maior será a vida útil do sistema. 
Assim, vemos que a principal função dos isolantes fluidos é a refrigeração das 
espiras de material condutor. Além disso, é fácil observar que quanto melhores 
forem as características isolantes do fluido utilizado, mais econômico poderá ser o 
projeto do sistema pela redução da quantidade do isolante sólido e pela diminuição 
das distancias entre espiras, entre bobinas e núcleo e entre estes e as partes 
aterradas. 
Portanto, vemos que os líquidos isolantes devem cumprir duas funções principais 
nos transformadores: 
 - Refrigeração 
- Isolamento Elétrico 
 CARACTERÍSTICAS E ESTRUTURA 
Através do exposto no capítulo 2, podemos concluir que os óleos para 
transformadores devem possuir inicialmente 2 características: 
- Boa Condutibilidade Térmica 
Neste ponto, podemos observar que o material a ser empregado deve atender a 
duas exigências opostas, isto é, os materiais isolastes elétricos são também 
isolantes térmicos. Para compensar esta deficiência natural, é necessário que o 
líquido a ser utilizado tenha uma viscosidade tal que permita a sua rápida circulação 
entre as fontes de calor e o meio externo. 
Assim, obtemos a terceira característica dos óleos isolantes: - Baixa Viscosidade 
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Sabendo que a principal função dos fluidos isolantes é a refrigeração das bobinas, 
é fácil observar que estes materiais não devem sofrer a ação da temperatura. 
Temos, então a quarta característica que devem apresentar os óleos isolantes: - 
Boa Estabilidade Térmica 
Durante a operação dos transformadores os isolantes líquidos, por circularem em 
todo o sistema, estarão em contato com todos os demais materiais presentes nos 
equipamentos. Estes materiais não devem sofrer ataque químico por parte do 
líquido isolante de forma a não perder suas propriedades originais e chegamos 
assim à última característica básica dos óleos isolantes: - Baixa Reatividade 
Química 
Assim, em resumo, os óleos isolantes para transformadores devem apresentar as 
seguintes características fundamentais: 
- Boa Condutibilidade Térmica; 
- Boas Características de Isolamento Elétrico; 
- Baixa Viscosidade; 
- Boa Estabilidade Térmica; 
- Baixa Reatividade Química; 
- Resistência ao fogo. 
É importante ainda, apontar que os transformadores instalados em locais onde o 
risco de incêndios e explosões deve ser minimizado, exigem uma propriedade 
especial do isolante a ser empregado, a propriedade de resistência ao fogo. Assim, 
os transformadores instalados em locais de circulação de pessoas, como prédios 
residenciais e comerciais, instalações industriais internas e veículos, devem ter um 
meio isolante que, além das propriedades básicas já descritas, seja também 
retardante de chama. 
No decorrer deste trabalho veremos que este conjunto de propriedades é a base 
para a avaliação da qualidade e do comportamento em serviço dos óleos isolantes. 
 
PRINCIPAIS ESTRUTURAS: 
Neste item vamos apresentar e discutir as estruturas químicas dos óleos isolantes 
para transformadores mais utilizados até o momento. Será de fundamental 
importância observar que todas as estruturas apresentadas atendem às 
características discutidas no item 3. 1. 
De forma a facilitar a apresentação das diversas estruturas e a compreensão de 
suas aplicações, dividiremos os óleos isolantes em 2 tipos principais: 
- Óleos de Uso Geral: São os que atendem apenas às características essenciais. 
- Óleos de Segurança: São aqueles considerados como retardantes de chama. 
Óleos de Uso Geral: 
São óleos minerais obtidos a partir da refinação do petróleo, constituindo-se 
basicamente de Hidrocarbonetos. Seu processo de obtenção inicia-se com a 
destilação do petróleo bruto separando-se a fração de 20 cSt de viscosidade. Esta 
fração é então refinada removendo-se os compostos não hidrocarbônicos por 
processos químicos e, em seguida, removendo-se compostos ácidos e insaturados 
por meio de agentes adsorventes, hidrogenação catalítica ou extração por 
solventes. 
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Assim, o produto obtido é constituído quase exclusivamente por Hidrocarbonetos e 
as propriedades do produto quando em operação, irão seguir as desta classe de 
compostos químicos. 
Atualmente, no mercado brasileiro, encontramos 2 tipos de óleos isolantes minerais 
classificados como Parafínico e naftênicos. Esta classificação diz respeito ao 
petróleo básico do qual foi refinado. Para fins de manutenção e operação 
convencional em transformadores podemos considerar igualmente os dois tipos, 
sem necessidade de diferenciação. A estrutura básica dos Hidrocarbonetos 
saturados, chamados Alcanos, é dada a seguir e será utilizada neste trabalho para 
descrever o comportamento em serviço deste produto. 
-C-C-C...C-C-C- 
ENSAIOS 
Ponto de Anilina: 
Este ensaio consiste em misturar uma amostra de óleo isolante com anilina e 
aquecer sob agitação até que os dois produtos se misturem de forma homogênea. 
A temperatura em Celsius onde ocorre a mistura é chamada de Ponto de Anilina. 
A anilina é um composto aromático leve e mistura-se bem aos aromáticos leves 
presentes no óleo isolante. Assim, quanto maior o teor de aromáticos leves no óleo, 
menor será a temperatura de mistura e vice-versa. 
Os compostos aromáticos leves são facilmente oxidados nas condições de 
operação dos transformadores. O limite inferior procura garantir que o teor destes 
compostos não seja excessivo para que não ocorra a rápida oxidação da massa de 
óleo. 
Por outro lado, os compostos aromáticos leves atuam como inibidores naturais, 
quando presentes em pequenas quantidades, por um mecanismo que será 
discutido mais adiante. Por isso é também estabelecido um limite superior para 
garantir que o produto possui aromáticos leves capazes de inibir o processo de 
oxidação dos demais hidrocarbonetos. 
Cor: 
Este ensaio consiste em comparar a cor de uma amostra do óleo, com uma série 
de padrões de cores pré definidas. 
Os hidrocarbonetos que constituem o óleo são incolores. Assim, quanto melhor for 
o processo de refino, mais clara será a cor do produto final. Os valores adotados na 
tabela 1,procuram garantir o processo correto de refino. 
Pontos de Fulgor e Fluidez- 
São ensaios simples que informam sobre os extremos da faixa de peso molecular 
dos hidrocarbonetos existentes no óleo avaliado. O ensaio de Ponto de Fulgor 
(Vaso Cleveland) consiste em aquecer o óleo isolante e, simultaneamente, expô-lo 
à ação de uma chama próxima à superfície do produto. Com o aquecimento, os 
compostos voláteis presentes no óleo irão vaporizar até que inflamarão sob a ação 
da chama. A temperatura onde ocorre a chama (Flash) é tomada como o ponto de 
Fulgor. 
Assim, podemos concluir que este ensaio é uma determinação indireta da 
quantidade de compostos voláteis presentes na amostra de óleo. Quanto maior for 
o teor de voláteis, menor será o Ponto de Fulgor. 
É estipulado um valor mínimo como forma de garantir um teor máximo de voláteis. 
Ponto de Fluidez 
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O ensaio de Ponto de Fluidez consiste em resfriar uma amostra do óleo isolante até 
que cesse seu escoamento pela ação da gravidade. A temperatura em Celsius 
onde isto ocorre é tomada como o Ponto de Fluidez. 
Os hidrocarbonetos de alto peso molecular e cadeia reta são os mais sensíveis à 
diminuição da temperatura e, portanto, mais elevado será o Ponto de Fluidez 
quanto maior for o teor destes compostos na amostra. 
Observamos portanto, que os dois ensaios em conjunto visam garantir que o 
produto foi obtido a partir do refino da faixa correta de destilação do petróleo. 
Densidade e Viscosidade: 
Estes dois ensaios tem o mesmo objetivo dos 2 anteriores. A densidade é a medida 
da quantidade de massa por volume dos materiais e a Viscosidade é a medida da 
força necessária para o escoamento de um líquido. 
Ambas as propriedades são função, nos hidrocarbonetos, do seu peso molecular. 
O conjunto de ensaios até aqui descrito destina-se, como podemos ver, 
exclusivamente a avaliação da qualidade de fabricação do produto. 
Tensão Interfacial: 
Este ensaio é feito colocando-se uma camada de óleo isolante sobre uma camada 
de água e, em seguida, fazendo-se um anel de platina imerso na água passar para 
a camada de óleo. A força necessária para fazer com que o anel rompa a superfície 
da água é tomada como a Tensão Interfacial Óleo/Água. 
A água é o óxido de hidrogênio, portanto, um material altamente oxigenado e de 
elevada polaridade molecular. Os hidrocarbonetos, por outro lado, são substancias 
de muito baixa polaridade em sua molécula e não oxigenadas. 
Assim, quanto mais puro for o óleo, menor será sua interação com a camada de 
água e mais alto será o valor obtido para o ensaio. Um valor mínimo garante baixos 
teores de substancias oxigenadas e polares no produto. 
Este ensaio, como veremos adiante, ao contrário dos anteriores é de grande 
importância na avaliação das condições de operação dos óleos minerais. 
 
 
Rigidez Dielétrica: 
Este ensaio é uma medida da capacidade do isolante de resistir ao impacto elétrico. 
Consiste em colocar uma amostra de óleo entre 2 eletrodos padrão e submete-la a 
incrementos constantes de tensão alternada até que ocorra a ruptura do meio 
isolante e a conseqüente descarga entre os eletrodos. 
Os hidrocarbonetos que compõem o óleo isolante, por apresentarem polaridade 
elétrica muito baixa, possuem uma Rigidez Dielétrica “intrínseca” extremamente 
elevada. Esta resistência ao impacto é sensivelmente diminuída pela presença de 
impurezas polares, como a água e outros oxigenados, e sólidas, como partículas 
microscópicas. 
Vemos, portanto, que este ensaio objetiva verificar a pureza do produto e, por 
conseguinte, a qualidade dos processos de fabricação, transporte e manuseio. 
Perdas Dielétricas: 
Este ensaio consiste na determinação da tangente ou seno do angulo de fase entre 
tensão e corrente quando se aplica uma tensão a 60 Hz no óleo a analisar. A 
amostra é colocada entre os 2 eletrodos de um capacitor e, em seguida é aplicada 
uma tensão constante a uma temperatura fixa. A leitura obtida para os parâmetros 
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acima é tomada como o fator de Perdas Dielétricas. Como no caso anterior, o valor 
de perdas intrínseco aos hidrocarbonetos é extremamente baixo e é alterado pela 
presença de impurezas. Neste caso, por ser um ensaio executado em condições de 
equilíbrio é sensível também às impurezas solúveis, que não interferem na Rigidez 
Dielétrica. 
Estabilidade à Oxidação: 
Neste ensaio, a amostra de óleo é submetida a aquecimento a 100 Celsius, com 
borbulhamento de oxigênio e em presença de catalisador de cobre. Ao final de 164 
horas a amostra é retirada do sistema e determina-se o seu teor de borra e índice 
de acidez. 
A borra, sobre o que falaremos mais adiante, é um produto da oxidação dos 
hidrocarbonetos. Também os produtos ácidos determinados pelo índice de acidez 
são resultantes da sua oxidação. 
Este ensaio visa, portanto, avaliar a estabilidade química da amostra em estudo. 
É muito importante observar que este ensaio não guarda nenhuma relação com o 
processo real de oxidação do isolante no transformador. Trata-se apenas de uma 
medida da qualidade de fabricação do produto e indica uma tendência à oxidação 
mais rápida ou mais lenta. 
Enxofre Corrosivo: 
É um ensaio simples que consiste em imergir uma pequena tira de cobre polido na 
amostra de óleo e, após submeter o conjunto a aquecimento sob atmosfera de 
Nitrogênio por 16 horas a 140 Celsius, observar o aparecimento de manchas 
negras de sulfeto de cobre na superfície da tira. 
Seu objetivo é verificar a eficiência da remoção dos compostos de enxofre durante 
o processo de refino. 
Teor de Aditivo Antioxidante: 
O objetivo deste ensaio é apenas o de verificar a presença e teor de aditivo 
antioxidante na amostra de óleo, por meios químicos. Sua importância reside no 
fato de que um óleo isolante contendo este tipo de aditivo irá apresentar excelentes 
resultados no ensaio de Estabilidade à Oxidação, impedindo a verificação da real 
estabilidade química do produto original. 
No caso dos óleos adquiridos com este aditivo, é necessário verificar se o teor é 
aquele especificado por ocasião da compra. 
Teor de Água: 
Este ensaio consiste na determinação, através de reações químicas, da quantidade 
de água presente na amostra de óleo sob análise. 
A água apresenta solubilidade muito baixa nos hidrocarbonetos, contudo em óleos 
minerais novos, é solúvel até a faixa de 60 a 70 ppm/ Acima destes teores iremos 
encontrar água em suspensão no óleo isolante. 
No caso dos óleos novos, este ensaio visa verificar a qualidade dos processos de 
fabricação e transporte e manuseio do produto. 
Índice de Acidez Total: 
É uma determinação por via química da quantidade total de todos os compostos 
capazes de reagir com solução alcoólica de Hidróxido de Potássio. Todos os 
compostos ácidos, ou que possam dar reação ácida nestas condições, irão ser 
determinados por este método. 
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Assim, iremos determinar a presença de compostos oxigenados, sulfurados e 
outros. Para óleos novos, irá também verificar a qualidade dos processos de refino 
e fabricação. 
Os óleos de origem mineral foram os primeiros produtos desenvolvidos para 
utilização como fluido refrigerante em transformadores. Portanto, os projetos 
básicos da maioria dos transformadores isolados a óleo são baseados nas suas 
propriedades e os fluidos desenvolvidos para aplicações especiais, que 
estudaremos a seguir, procuram aproximar-se de suas características. Assim, a 
compreensão das propriedades dos óleos minerais é essencial para o perfeito 
entendimento dos demais. 
MANUTENÇÃO PREVENTIVA DOS 
TRANSFORMADORES: 
a) Conceitos Básicos: 
A manutenção preventiva é uma técnica baseada na intervenção em equipamentos, 
corrigindo preventivamente situações ou componentes cuja deterioração ou 
desgaste é previamente conhecido. Tem como objetivo principal reduzir a 
ocorrência de falhas, evitando as interrupções defuncionamento e diminuindo os 
custos da manutenção tradicional corretiva. 
De uma forma prática, isto se traduz na substituição de partes dos equipamentos 
mais sujeitas ao desgaste, antes que venham a falhar, com o objetivo de prolongar 
a vida útil de todo o sistema e evitar a ocorrência de falhas. É também freqüentes a 
alteração de condições de operação com o objetivo de aumentar a expectativa de 
vida. 
Nos transformadores, o componente mais sujeito ao desgaste e deterioração é o 
sistema papel/óleo isolante. Assim, sua vida útil está diretamente relacionada à vida 
do isolamento sólido aplicado sobre as espiras. Uma vez perdido este isolamento, a 
tarefa básica do transformador não mais será executada e o reparo necessário 
consistirá no reisolamento total das bobinas. 
Portanto, observamos que a manutenção preventiva destes equipamentos não 
pode consistir na substituição periódica do papel isolante, devido ao alto custo 
desta operação. 
Nos transformadores elétricos, a manutenção preventiva consiste em 
minimizar os fatores que aceleram o envelhecimento do papel isolante. 
A manutenção preventiva visa também otimizar as condições de operação dos 
transformadores de forma a reduzir a probabilidade de ocorrência de falhas. No 
caso dos transformadores isto consiste em manter o meio isolante livre de 
impurezas que possam prejudicar seu desempenho. 
b) Prolongamento da Vida Útil: 
O papel isolante utilizado em transformadores é produzido a partir da celulose 
vegetal de fibra longa. Devido à sua utilização, esta celulose deve ser o mais pura 
possível que eventuais impurezas não prejudiquem suas propriedades isolantes. 
Assim, o processo de envelhecimento do papel isolante será estudado a partir do 
comportamento da celulose. 
A celulose é, do ponto de vista químico, um açúcar polimérico (polissacarídeo) que 
sofre degradação pela ação do calor e agentes químicos. Entre as reações 
químicas dos polissacarídeos, a mais importante para o papel isolante é a de 
hidrólise, isto é, sua decomposição por ação da água. 
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A seguir, ilustramos estes processos. 
(1)CELULOSE+CALOR->H20+C02+CELULOSE(2) 
Sob a ação do calor, a molécula da celulose (1) parte-se em 2 ou mais pedaços, 
(celulose 2) menores que a molécula original. 
 ÁCIDOS 
(1)CELULOSE+H20 ---------- >CELULOSE(2)+CELULOSE(3) 
 CALOR 
Em contato com a água em presença de ácidos e calor, a molécula da celulose 
hidrolisa-se, resultando em 2 ou mais moléculas de celulose de peso molecular 
menor que o original. 
Como em todo polímero, suas propriedades mecânicas e elétricas dependem do 
peso molecular e, portanto, do tamanho da molécula. A continuidade dos processos 
descritos acima faz com que o papel isolante perca, ao longo do tempo, suas 
propriedades de resistências mecânica e elétrica, levando o transformador a falhar. 
Podemos concluir agora, que a principal ação de manutenção preventiva para 
aumento da vida útil de transformadores consiste em proteger o papel 
isolante da ação do calor, da água e dos compostos ácidos. 
c) Prevenção de Falhas: 
Durante a operação dos transformadores, seu sistema isolante é constantemente 
solicitado eletricamente. Para que não ocorram descargas e é necessário que o 
isolamento esteja sempre em perfeitas condições. Um dos fatores que prejudicam 
as propriedades isolantes dos materiais é a presença de impurezas misturadas de 
forma heterogênea. 
A existência de descontinuidades nos materiais isolantes deforma o campo elétrico 
na vizinhança, ocasionando a ocorrência de pequenas descargas parciais. Este 
processo altera as propriedades isolantes do material, prejudicando o seu 
desempenho. 
No que se refere aos óleos isolantes, estas impurezas consistem principalmente na 
presença de água e partículas sólidas em suspensão. 
Comportamento da Água: 
A água pode estar presente nos óleos isolantes em solução ou em suspensão, e 
a sua interferência nas propriedades do isolante será função da forma em que se 
encontra. 
A água será dissolvida, até o limite de sua solubilidade no fluido em questão e 
nesta forma, por compor uma mistura homogênea com o isolante, não irá interferir 
significativamente nas suas propriedades elétricas. A quantidade total de água que 
um fluido será capaz de dissolver é função da quantidade de compostos polares e 
oxigenados presentes no líquido. 
Quando em solução, a água irá participar da reação de hidrólise do papel isolante, 
diminuindo a sua vida útil. 
A água em suspensão no líquido isolante irá atuar de maneira idêntica a uma 
partícula sólida não condutora, alterando o campo elétrico nas proximidades e 
interferindo negativamente nas propriedades de Rigidez Dielétrica e Perdas 
Dielétricas. 
- Efeito das Partículas Sólidas: 
Os sólidos suspensos nos fluidos isolantes podem ser não condutores e não 
magnéticos, 
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O seu efeito é idêntico ao já descrito para a água, devendo ser observado que no 
caso de partículas condutoras e magnéticas, sua intensidade é extremamente mais 
elevada. Devemos observar que as partículas em questão são de dimensões 
microscópicas, na faixa de 0,5 a 200 µm. 
A principal ação de manutenção preventiva para prevenção de falhas em 
transformadores é a remoção de água e partículas sólidas em suspensão. 
 
MANUTENÇÃO PREDITIVA EM TRANSFORMADORES: 
a) Conceitos Básicos: 
Esta é a mais moderna técnica de manutenção atualmente em uso e consiste em 
acompanhar, periodicamente, as características e propriedades dos diversos 
componentes de um sistema e proceder a uma intervenção quando verificado que 
se encontra na iminência de falhar. 
É a metodologia mais rentável do ponto de vista econômico-financeiro, já que além 
dos benefícios da manutenção preventiva, evita também intervenções precoces e 
substituição de partes dos equipamentos que ainda apresentem boas condições de 
funcionamento. 
Nos transformadores elétricos isolados a óleo a inspeção direta de seus 
componentes não é possível sem a retirada de operação dos equipamentos. Já que 
isto é exatamente o que se procura evitar através da manutenção, será necessário 
um procedimento indireto. 
Durante a operação dos transformadores, o líquido isolante estará circulando em 
seu interior, em contato com todos os demais componentes do equipamento. 
Assim, quando da ocorrência de falha em qualquer de suas partes, algumas das 
propriedades do liquido isolante serão alteradas. 
A manutenção preditiva nos transformadores, portanto, baseia-se no 
acompanhamento periódico e sistemático das propriedades do seu líquido isolante. 
Qualquer variação destas propriedades que não seja conseqüência do 
envelhecimento normal do produto será uma indicação da existência de falha 
incipiente no transformador. 
b) Falhas em Transformadores: 
Nos transformadores, iremos observar dois tipos principais de falha: Falhas de 
Material e Falhas Elétricas. 
As falhas de material consistem na degradação precoce dos materiais existentes 
nos transformadores, sendo as mais comuns à oxidação do aço do tanque ou 
núcleo, a deterioração dos materiais de soldas, o desfibramento do papel e a 
deterioração dos demais isolantes sólidos. 
Nestes casos, ocorrerá a contaminação do líquido isolante pelos materiais 
degradados na forma de partículas sólidas ou de seus constituintes solúveis, 
alterando as propriedades do óleo. 
As falhas elétricas são aquelas conseqüentes das anteriores, isto é, a ocorrência de 
pontos quentes por mau contato ou degradação do papel, sobreaquecimento 
generalizado devido ao excessivo envelhecimento do óleo ou papel, e descargas 
elétricas de alta ou baixa energia devidas à falhas do isolamento. 
Em todos estes casos ocorrerá a elevação da temperatura do ponto onde ocorre a 
falha e, conseqüentemente, a pirólise de diminutas quantidades do material 
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isolante.Os produtos desta pirólise podem, em muitos casos, ser detectados por 
meio de ensaios simples. 
COMPORTAMENTO EM SERVIÇO DOS ÓLEOS ISOLANTES: 
ÓLEOS MINERAIS DE USO GERAL: 
Estes óleos, que chamaremos apenas de Óleos Minerais Isolantes, apresentam 
reação de oxidação durante sua operação normal em transformadores e os 
procedimentos de manutenção devem levar em conta esta característica. A seguir, 
estudaremos este comportamento. 
a) Processo Oxidativo dos Óleos Minerais Isolantes: 
Como visto anteriormente, os óleos minerais isolantes são constituídos 
basicamente por compostos químicos da classe dos Hidrocarbonetos. Portanto, o 
seu comportamento com relação à oxidação será determinado por estes 
compostos. 
Os Hidrocarbonetos, sob a ação do calor, reagem com o oxigênio dissolvido no óleo 
conforme a seguir: 
1)...C-C-C- + 02 -> ...C-C-C. (RADICAL LIVRE) + H20 
2) ...C-C-C. + 02-’ ...C-C-C-O-O. (RADICAL PERÓXIDO) 
3)...C-C-C-O-O. + -C-C... -’ .C-C- (RADICAL LIVRE) + ...C-C-C-O-H (HIDROPERÓXIDO) 
4) ...C-C-C-O-O-H + 02 -> ..C-C-C-O-O. (RADICAL PERÓXIDO) + OH- 
 
Como podemos observar, as etapas 2, 3 e 4 formam uma reação em cadeia isto é, 
repete-se indefinidamente com velocidade crescente ao longo do tempo. A etapa 
lenta da reação é a primeira, a reação do hidrocarboneto com o oxigênio. 
Por isso, os aditivos anti-oxidantes devem ser substancias que atuem nesta 
primeira etapa, reagindo com os radicais livres formados sem dar origem a novos 
radicais livres. Este comportamento é observado nos compostos aromáticos leves, 
que constituem a maioria dos anti-oxidantes para óleos minerais. 
O. desenvolvimento da reação ao longo do tempo, pode ser. representado 
graficamente come a seguir: Comportamento Tempo de Operação x 
Envelhecimento 
 
 
Observamos neste gráfico uma inflexão acentuada no ponto 3, representando o 
momento em que as concentrações de produtos de oxidação torna-se significativa 
e, portanto quando a manutenção preventiva deve realizar-se. 
Os mecanismos de terminação da reação de oxidação são os seguintes: 
I) RAD.PERÓXIDO + RAD. PERÓXIDO -> ÁLCOOIS 
2) HIDROPERÓXtDOS + 02 -> ÁCIDOS 
3) ÁCIDOS + ÁLCOOIS -> ÉSTERES POLIMÉRICOS (BORRA) 
4) RAD. LIVRE + RAD. LIVRE ->HIDROCARB. POLIMÉRICOS (BORRA) 
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Estes produtos finais de oxidação são compostos oxigenados com polaridade 
elétrica na molécula e, portanto maus isolantes elétricos. Além disso, observamos a 
presença de ácidos que são aceleradores da degradação do papel isolante. 
Os produtos poliméricos formados na última etapa da reação, são extremamente 
prejudiciais, já que pelo seu alto peso molecular são sólidos que se depositam 
sobre as espiras do transformador impedindo a transmissão do calor. Por serem 
oxigenados, irão também acumular água, acelerando ainda mais a degradação do 
papel. 
b) Degradação Térmica dos Óleos Minerais: 
Os hidrocarbonetos sofrem pirólise gerando outros hidrocarbonetos de menor peso 
molecular. lsto é, sob a ação do calor suas moléculas “quebram” em pedaços de 
vários tamanhos, incluindo compostos de muito baixo peso molecular e, portanto, 
gasosos. 
Esta reação, obedece a leis termodinâmicas predeterminadas e assim, os produtos 
gerados pela pirólise serão função da temperatura a que o óleo for submetido. As 
reações de pirólise mais importantes para a manutenção são as seguintes: 
I) ...C-C-C-C-C- + CALOR -> ...C-C-C-C=C- + H2 (HIDROGÊNIO) 
2) ...C-C-C-C-C-+ CALOR -’ ...C-C-C=C- + CH4 (METANO) 
3) ...C-C-C-C-C-+ CALOR -- ...C-C=C- + C2H6 (ETANO) 
4) ...C-C-C-C-C-+ CALOR -> ...C-C=C- + C2H4 (ETILENO) 
5) ..C-C-C-C-C-+ CALOR-> ...C-C=C- + C2H2 (ACETILENO) 
As reações 1 e 3 ocorrem a baixas temperaturas, em seguida, temos as reações 2, 
4 e 5 em ordem crescente de temperatura. 
c) Manutenção Preventiva: 
- Extensão da Vida Útil: 
Como vimos anteriormente, a extensão da vida útil dos transformadores isolados a 
óleo mineral consiste em proteger o papel isolante do ataque da água e compostos 
ácidos. Os melhores resultados serão obtidos quando a intervenção da manutenção 
for realizada antes que a reação de oxidação chegue às últimas etapas. 
Caso seja formada grande quantidade de Borra e compostos ácidos, a troca, 
secagem, ou regeneração do óleo será ineficiente, já que os produtos sólidos de 
oxidação permanecerão depositados sobre o papel isolante. Sua remoção só é 
possível com a abertura da unidade, lavagem da parte ativa e posterior secagem. 
Para atingir este objetivo, devemos proceder periódica e sistematicamente aos 
ensaios que são sensíveis à água, ácidos e materiais oxigenados, isto é, Teor de 
Água, Índice de Acidez e Tensão Interfacial. 
A combinação dos ensaios de acidez e tensão interfacial é que nos permite 
determinar o ponto de inflexão da curva de envelhecimento dos óleos minerais. O 
ensaio de acidez determina os compostos ácidos já formados e o de tensão 
interfacial é sensível aos produtos intermediários de oxidação. 
Prevenção de Falhas: 
Como para os outros óleos isolantes, o objetivo de prevenção de falhas é 
alcançado pelo acompanhamento das propriedades sensíveis à presença de 
impurezas insolúveis: 
 Rigidez Dielétrica e Perdas Dielétricas. 
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No caso dos óleos minerais, entretanto, por serem oxidados ao longo do tempo de 
operação, os valores para avaliação desses parâmetros serão dependentes do grau 
de oxidação do óleo e, portanto, do seu nível de acidez e tensão interfacial. 
- As indicações de contaminação por água e partículas detectadas nos ensaios de 
Rigidez e Perdas Dielétricas devem ser verificadas pelo ensaio de Teor de Água e, 
se necessário, ensaios específicos para determinar a quantidade e natureza das 
partículas presentes. 
d) Manutenção Preditiva: 
A manutenção preditiva é realizada determinando-se periodicamente, por 
Cromatografia da Fase Gasosa, os teores dos gases (conforme descrito na seção 
b) dissolvidos no óleo. 
É importante assinalar que este método de ensaio é sensível a quantidades 
extremamente pequenas de gases e, portanto, permite detectar falhas elétricas em 
estágio muito incipiente. 
Na prática, toma- se uma amostra de cerca de 50ml de óleo isolante que é, em 
laboratório , submetida a vácuo para extrair os gases dissolvidos. Uma pequena 
alíquota destes gases é então analisada e os resultados obtidos são avaliados de 
acordo com métodos pré estabelecidos, baseados na temperatura de formação de 
cada gás. O critério mais simples de diagnóstico é o chamado método dos “Gases 
Chave” que mostramos abaixo: 
MÉTODO DO GÁS CHAVE 
GÁS CHAVE FALHA CARACTERÍSTICA 
HIDROGÊNIO (H2) 
 METANO ( CH4 
DESCARGAS PARCIAIS NO ÓLEO 
ACETILENO (C2H2) ARCO ELÉTRICO NO ÓLEO 
ETILENO ( C2H4) SOBREAQUECIMENTO NO ÓLEO 
MONÓXIDO DE CARBONO DESCARGAS PARCIAIS NO PAPEL 
 MONÓXIDO E DIÓXIDO DE 
CARBONO 
SOBREAQUECIMENTO NO PAPEL 
Esta tabela, relaciona o gás que predomina na mistura com a falha que Ihe deu 
origem. 
A próxima tabela, mostra o chamado Método IEC, ou método de Rogers para 
diagnóstico. A exemplo do anterior, está baseado na temperatura de formação dos 
gases, porém, considera as relações entre os seus teores ao invés de cada gás em 
separado. 
Este é o método atualmente normalizado pela ABNT, para Diagnóstico de Análises 
de Gases Dissolvidos em Óleos Isolantes. 
MÉTODO ABNT PARA DIAGNÓSTICO DE FALHAS 
1) Obter as relações a seguir e classifica-las, de acordo com o valor obtido: 
acetileno/etileno: até 0,1 -> código 0 
 0,1 a 1 -> código I 
 de 1 a 3 -> código 1 
 3 ou acima -> código 2 
metano/hidrogênio: até 0,1 -> código 1 
 de 0,1 a 1 -> código 0 
 de 1 a 3 -> código 2 
 3 ou acima -> código2 
 12
etileno/etano: até 0,1 -> código 0 
 de 0,1 a 1 -> código 0 
 de 1 a 3 -> código 1 
 3 ou acima -> código 2 
2)Ordenar os códigos obtidos na seqüência apresentada acima e obter o Código de 
Falha. 
3) Aplicar o código de falha encontrado na tabela abaixo para obter o diagnóstico: 
 
FALHA CARACTERÍSTICA CÓDIGO 
OPERAÇÃO NORMAL 0 0 0 
DESCARGAS PARCIAIS DE BAIXA 
ENERGIA 
0 1 0 
DESCARGAS PARCIAIS DE ALTA 
ENERGIA 
1 1 0 
ARCO DE BAIXA ENERGIA 1-2 / 0 / 1-2 
ARCO DE ALTA ENERGIA 1 0 2 
FALHA TÉRMICA LEVE 0 0 1 
FALHA TÉRMICA DE BAIXA 
TEMPERATURA 
 0 2 0 
FALHA TÉRMICA DE MEDIA 
TEMPERATURA 
0 2 1 
FALHA TÉRMICA DE ALTA 
TEMPERATURA 
0 2 2 
É ainda de fundamental importância para a manutenção preditiva, a periodicidade 
regular na execução das análises. Esta periodicidade é definida de acordo com os 
diagnósticos obtidos. 
Para transformadores em operação a seguinte periodicidade, em casos de 
operação normal, pode ser considerada satisfatória: 
- Primeira Análise 
- Três meses após 
- Periodicidade Anual. 
 CONCLUSÕES: 
A tecnologia resumida de forma breve neste trabalho, constitui uma ferramenta 
inigualável 
da moderna Engenharia de Manutenção. Possibilita obter o melhor desempenho 
possível por maior tempo dos Transformadores Elétricos. 
ESTE MATERIAL É CÓPIA AUTORIZADA DA APOSTILA DO ENG. PAULO 
FERNANDES DE MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES.