44987235-11-Dieletricos-Apostila-Liquidos-Isolantes

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22/01/2020

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Engenharia Elétrica

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1. INTRODUÇÃO

Em todos os processos operativos, verifica-se que os equipamentos envolvidos, em um
determinado momento, irão necessitar de manutenção.

Ainda hoje, a manutenção é encarada como um mal necessário, considerando-se que
máquinas e equipamentos falham. O problema consiste no fato de que, enquanto os equipamentos
estiverem inoperantes haverá perda de produção com conseqüentes prejuízos.

Principalmente nos países latino-americanos e do terceiro mundo, a escassez de recursos
impossibilita a renovação e atualização dos seus sistemas operativos, a aquisição de novos
equipamentos e a modernização de suas indústrias. Portanto, faz-se necessária a mudança radical
dos conceitos e da filosofia de manutenção, para que os sistemas e equipamentos sejam mantidos
nas mais perfeitas condições operacionais, conseguindo produzir satisfatoriamente e para que a vida
útil dos mesmos seja mantida ou ampliada.

2. HISTÓRICO DA UTILIZAÇÃO DE LÍQUIDOS ISOLANTES

A história dos transformadores iniciou em 1855, com uma patente auferida a Addembrooke e
Ferranti, e o óleo mineral vem sendo utilizado como meio isolante e refrigerante em transformadores
desde 1890. Apesar de todos os desenvolvimentos nesta área, o óleo mineral associado ao papel
ainda constitui o sistema de isolamento mais utilizado.

Pode parecer estranho que novos materiais não tenham substituído este sistema tão antigo.
Tal acontece com cabos, condensadores, transformadores especiais, dentre outros, porém, para os
transformadores convencionais, existe uma tendência de se manter o sistema óleo/papel. Isto se
deve à eficácia deste sistema e o seu custo reduzido em relação a outros meios dielétricos. Esta
tendência é reforçada pela possibilidade de utilização de óleo mineral isolante de origem parafínica e
de óleos regenerados.

3. FUNÇÕES

Os líquidos utilizados em equipamentos elétricos têm como principais funções o isolamento e
a refrigeração. Para um líquido cumprir a função de isolamento, este deve atuar como um dielétrico
ou extintor de arco entre partes de potencial elétrico diferente, para isso deve apresentar elevada
rigidez dielétrica. Para cumprir a função de refrigeração, é necessário que o fluido possua viscosidade
adequada, permitindo que o calor gerado pela parte ativa seja trocado com meio ambiente por
convecção natural e, ainda, tenha uma alta condutividade térmica.

Além destas funções e de algumas características específicas, outras são requeridas para o
bom desempenho dos equipamentos, como segue:

• Transformadores - as principais funções requeridas de um fluido isolante a ser utilizado nestes
equipamentos são: refrigeração, isolamento e estabilidade à oxidação;
• Transformadores em Instalações Abrigadas - as principais funções requeridas para o fluido a
ser utilizado são: refrigeração, isolamento, estabilidade à oxidação e não propagação de chamas;
• Capacitores - por ser um equipamento selado, a principal característica do fluido deverá ser a
absorção de gases, além das funções de isolamento e preenchimento dos espaços vazios;
• Chaves, Disjuntores e Religadores - a principal função requerida para o fluido a ser utilizado é
a extinção de arco, além de isolamento.

© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 2
Portanto, as características desejáveis em fluidos isolantes são:
• Boa característica dielétrica
• Baixo fator de dissipação
• Viscosidade adequada
• Fluidez a baixas temperaturas
• Boa estabilidade química, térmica e elétrica
• Capacidade de absorção de gases
• Baixa volatilidade
• Alto ponto de fulgor
• Baixo poder de solvente
• Capacidade de extinção de arco
• Inflamabilidade nula ou muito baixa
• Toxicidade nula ou muito baixa
• Biodegradabilidade
• Baixo custo
• Disponibilidade

Não há líquido que possua todas estas características, portanto, o projeto do equipamento
deve levar em conta as limitações de cada fluido.

4. TIPOS DE LÍQUIDOS ISOLANTES

Os líquidos isolantes podem ser divididos em dois grupos principais, de acordo com a
aplicação:

4.1. Óleos de Uso Geral

São produtos obtidos através do refino do petróleo, constituindo-se basicamente de
hidrocarbonetos. São os óleos isolantes de origem mineral de base parafínica ou naftênica, os quais
são apropriados para aproximadamente 90% das aplicações, pois são bons isolantes elétricos e
refrigerantes e, ainda em comparação com os demais fluidos, são os de menor custo.

4.2. Óleos de Segurança

São líquidos isolantes resistentes à inflamação e/ou não propagadores de chama, o que faz
com que sejam utilizados em condições especiais, onde o risco de incêndio e explosão deve ser
minimizado. Estes fluidos podem ser utilizados para aplicações comuns, porém, não o são, por serem
mais caros que o óleo mineral e também devido ao fato de que os transformadores que os utilizam
necessitam ser projetados especialmente com uma maior área de troca térmica, o que aumenta o seu
custo final.

5. PRINCIPAIS LÍQUIDOS ISOLANTES

Os principais líquidos isolantes utilizados em equipamentos elétricos são: óleos minerais
parafínico ou naftênico, óleo mineral de alto ponto de fulgor R-Temp, silicone e ascarel.

O óleo mineral isolante utilizado em equipamentos elétricos é obtido através da destilação do
petróleo natural, da fração de 300 a 400 °C. Este cru destilado pode ser de origem parafínica ou
naftênica, dando origem ao correspondente óleo mineral isolante.
O óleo mineral isolante não é um composto puro, mas sim uma mistura na qual as moléculas
em sua maioria são constituídas basicamente por carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos) e, em
pequenas quantidades, por compostos que apresentam nitrogênio, enxofre e oxigênio em sua
estrutura (heterocompostos). Suas moléculas médias possuem de 19 a 23 átomos de carbono.

Os hidrocarbonetos podem ser divididos em três grupos:

• Parafinas ou alcanos: hidrocarbonetos saturados de cadeia aberta linear ou ramificada.

• Naftenos ou Cicloalcanos: hidrocarbonetos saturados de cadeia fechada contendo um ou mais
anéis, sendo que estes podem possuir uma ou mais cadeias laterais lineares ou ramificadas.

• Aromáticos: hidrocarbonetos aromáticos contendo um ou mais anéis benzênicos que podem ser
combinados com anéis alicíclicos, podendo ou não apresentar cadeias laterais.

5.1.2. Degradação do Óleo Mineral Isolante

Durante a operação do equipamento, o óleo envelhece e sofre mudanças consideráveis nas
suas propriedades físicas, químicas e elétricas. Como conseqüência, ocorre:
• deterioração das propriedades isolantes do óleo;
CH3 CH2 (CH2)n CH3
CH3 CH2 CH (CH2)n CH3
(CH2)n
CH3
CH3
CH2
CH2
CH2
CH
CH2
CH2 (CH2)n

C
CH
CH
CH
CH
CH
(CH2)n CH3

© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 4
• aceleração do processo de degradação da celulose;
• formação de borra (material que se deposita na parte ativa dos transformadores, dificultando a
transferência de calor).

O processo que rege a oxidação do óleo mineral isolante é o mesmo da oxidação dos
hidrocarbonetos, visto que estes são os principais constituintes do óleo. A teoria mais aceita é a da
peroxidação, na qual, os hidrocarbonetos sob ação do calor, oxigênio e cobre (catalisador da reação),
reagem segundo o mecanismo em cadeia:

� Formação de Radical Livre

(Início da Reação em Cadeia)

� Formação de Radical Peróxido

(Continuação da Reação em Cadeia)

� Formação de Hidroperóxido

(Continuação da Reação em Cadeia)

� Transformação do Hidroperóxido em Radical Peróxido

(Continuação da Reação em Cadeia)

� Combinação dos RadicaisFormados

2O ROOR' OOR' ROO
ROOR ROO R
RR R R
+→•+•
→•+•
→•+•

(Término da Reação em Cadeia)

A presença de um radical livre, o qual pode ser formado fotoquimicamente ou por ativação
térmica, é o suficiente para formar inúmeros radicais livres através de reação em cadeia, o que leva a
que sua velocidade seja uma função exponencial no tempo, a uma dada temperatura. A velocidade
da reação também aumenta com o aumento da temperatura de forma exponencial. Após a formação
dos hidroperóxidos, muitos produtos de oxidação são formados. Estes, diferem de acordo com a
espécie do hidroperóxidos que lhes deu origem, como segue:

2 R H + O2 2 R + H2O2
R OR + O2 O
R O O + R´ H ROOH + R´
+ ROOH + 1/2 O2 ROO OH
© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 5
� Formação de Álcool e Cetona a partir de Hidroperóxido Terciário

� Formação de Cetona e Ácido a partir de Hidroperóxido Secundário

� Formação de Aldeído e Ácido a partir de Hidroperóxidos Primário

Numa etapa seguinte, e na presença de oxigênio, estes produtos formados (álcoois, aldeídos
e cetonas, chamados de produtos intermediários da oxidação) dão origem aos ácidos carboxílicos.

Na etapa final, ocorrem reações de polimerização, ou seja, várias moléculas reagem
formando um composto de alto peso molecular (mais pesado que o óleo) que se deposita sob a forma
de borra. Esta borra pode ser de caráter apolar (polimerização via radical livre) e de caráter polar e
ácido (polimerização de ácidos e álcoois):

� Polímero de Caráter Apolar

C
RR
+ R OH
O
R
R
R
C OH + O
C
R
R
OOHR

n R R (R)n R
C
RR
O
+ H2O
CH
R
R
OOH
CR
O
OH
+ RH

O
R C
OH
+ H2
CR
H
O
+ H2O
R CH2 OOH

A fim de estender a vida útil dos minerais, inibidores de oxidação podem ser adicionados aos
mesmos, sendo que o DBPC (di terc butil para cresol) é o aditivo mais utilizado. Este é um inibidor
fenólico que atua na etapa de formação de radicais livres e peróxidos, o qual não evita a oxidação,
porém, a retarda. Este produto reage preferencialmente com os radicais livres e peróxidos, formando
produtos mais estáveis e interrompendo a reação em cadeia, como segue:

DBPC
Para fins didáticos, a fórmula do DBPC será representada simplificadamente por XOH:

Quando o inibidor for totalmente consumido, a reação em cadeia segue como descrito
anteriormente.

5.2. Silicone

O fluido utilizado em equipamentos elétricos conhecido normalmente por silicone é um
produto sintético à base de polidimetilsiloxano.

É uma molécula de caráter polar, porém por suas ligações serem fortes e flexíveis, conferem
alta mobilidade à molécula, fazendo com que o dipolo elétrico resultante seja nulo ou desprezível e
conferindo ao fluido a característica de isolamento elétrico. Com relação à função de refrigeração, o
silicone possui condutividade térmica adequada e viscosidade mais alta que a do óleo mineral,
requerendo que o equipamento que o utiliza, seja projetado com maior área de troca térmica,
tornando-o mais caro.

O fluido de silicone, por suas ligações Si-O serem extremamente estáveis, possui alta
estabilidade química e térmica, ou seja, é pouco reativo e suas propriedades são muito pouco
alteradas com a temperatura, tendo uma vida útil bastante alta. Possui, ainda as vantagens de ser
OH
C CH3
CH3
CH3
CH3
C
CH3
CH3
CH3

2 XO XO OX ( produto estável )
R + XOH RH + XO
ROO + XOH ROOH + XO
XO + ROO ROO XO ( produto estável )
(CH3)3 Si ( O Si ( CH3)2)n O Si (CH3)3
n R C
O
+ n R C OH R C
O
O C R
n
+ n H2O
OH

© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 7
inócuo do ponto de vista biológico e apresentar boa compatibilidade com os materiais de construção
dos equipamentos.

É chamado de fluido de segurança por apresentar alto ponto de fulgor e, quando da queima
de silicone, este formar sílica (areia) que se deposita na superfície, cessando a fonte de oxigênio e,
por conseguinte, a chama (auto-extinção). Seu uso é recomendado para equipamentos instalados em
locais onde o risco de incêndio deve ser minimizado.

5.3. Óleo Mineral de Alto Ponto de Fulgor

É obtido por meio do refino do petróleo, sendo constituído por hidrocarbonetos parafínicos de
alto peso molecular, o que lhe confere alto ponto de fulgor e características de não propagação de
chama.

Como o R-Temp (nome comercial) é formado praticamente por carbono e hidrogênio, este
fluido apresenta caráter apolar, o que lhe confere boas características de isolamento elétrico. Do
ponto de vista de refrigeração, à temperatura ambiente possui viscosidade extremamente elevada, o
que dificulta a troca de calor com o meio ambiente, porém, nas temperaturas de operação do
equipamento, sua viscosidade é aceitável.

Este fluido é recomendado para utilização em equipamentos instalados em locais onde o
risco de incêndio e explosão deve ser minimizado. Como vantagens, o R-Temp é biodegradável,
atóxico, não bioacumulativo e apresenta boa compatibilidade com os materiais de construção de
equipamentos.

5.4. Bifenilas Policloradas - PCB’s (Ascarel)

De acordo com a norma NBR-8371, os ascaréis são líquidos isolantes sintéticos, resistentes
ao fogo, constituídos de bifenilas policloradas (PCB’s), com ou sem adição de compostos de benzeno
clorados. As estruturas dos compostos presentes nas formulações dos ascaréis, são as seguintes:

Bifenila Policlorada Triclorobenzeno

Cada posição ocupada pela letra “Z”, pode ou não representar um átomo de cloro. As
bifenilas policloradas normalmente utilizadas nas formulações de ascaréis possuem de 3 a 6 átomos
de cloro na molécula, sendo portanto constituídas de tri, tetra, penta e hexaclorobifelinas. Cada um
destes compostos pode apresentar uma série de isômeros de posição, resultando as PCB’s
comerciais em uma complexa mistura.

CH3 CH
CH3
CH2 CH
CH2
CH3
(CH2)n CH
CH2
CH3
CH3

Z
Z
Z
Z Z
Z
Z
Z
Z
Z

Cl
ClCl
© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 8
O termo ascarel é derivado da marca registrada “ASCAREL”, tendo as seguintes
denominações comerciais: Aroclor, Pyranol, Santotherm, Phenoclor, Clophen, Dycanol, Inerteen,
Kanechlor, etc.

Suas moléculas são formadas por carbono, hidrogênio e cloro. Devido a grande diferença de
eletronegatividade existente entre o cloro e o carbono, o ascarel apresenta polaridade elétrica
resultante não nula, acarretando maiores perdas dielétricas em relação aos outros fluidos.

As PCB’s são bioacumulativas e não biodegradáveis, estando seu uso proibido em quase
todo o mundo, inclusive no Brasil. Equipamentos que estão em uso e carregados com ascarel podem
continuar em operação, porém devem ser observadas as normas de segurança e a legislação
vigente.

As PCB´s sem diluição foram largamente utilizadas em capacitores, devido a sua grande
capacidade de absorver gases. Diluídas com triclorobenzeno, na proporção de 40 a 60%, foram
utilizadas em transformadores onde o risco de incêndio deveria ser controlado.

6. APLICAÇÕES

De acordo com as funções exigidas para um fluido a ser utilizado em equipamentos elétricos
e as características que o mesmo possui, pode-se definir suas aplicações potenciais:
• Transformadores: o silicone, o R-Temp e o óleo mineral isolante podem ser utilizados, sendo que
o óleo mineral isolante é o mais empregado devido ao seu baixo custo em relação aos demais
fluidos, permitindo que o equipamento seja mais compacto e, consequentemente, mais barato;
• Transformadores em instalações abrigadas: é recomendadaa utilização de fluidos de segurança,
os quais possuem alto ponto de fulgor. Atualmente, o R-Temp e o silicone são empregados em
substituição ao ascarel;
• Capacitores: recomenda-se a utilização de hidrocarbonetos aromáticos sintéticos, como o
dodecilbenzeno em substituição ao ascarel;
• Chaves, Disjuntores e Religadores: é recomendada a utilização de óleo mineral isolante.

7. MANUTENÇÃO PREDITIVA

A fim de evitar prejuízos advindos da queima de um equipamento, manutenções não
programadas ou, ainda, troca prematura de equipamento (vida útil inferior à projetada), busca-se
através de ensaios realizados no líquido isolante, obter informações sobre:
• O comportamento do óleo quanto às suas funções de refrigeração e isolamento;
• As transformações ocorridas no óleo quando em serviço (envelhecimento);
• O estado do isolamento sólido;
• Falhas incipientes no equipamento.

Para isso, recomenda-se que sejam realizados:
• Ensaios físico-químicos e cromatográficos de recepção do óleo a ser colocado no equipamento;
• Ensaios físico-químicos periódicos de controle de qualidade do óleo isolante em serviço,
verificando suas funções de isolamento e refrigeração e o estado de envelhecimento do mesmo,
realizando-se assim, “manutenção preditiva“. Com isso, podem ser tomadas decisões quanto a
continuidade em serviço ou necessidade de manutenção como secagem ou regeneração do óleo;
• Análises periódicas de gases dissolvidos no óleo isolante a fim de verificar as condições do
equipamento, através da “manutenção preditiva”, que leva à intervenção somente quando o
problema está próximo de causar dano ao equipamento;
• Análises de furfuraldeído no óleo ou grau de polimerização (GP) do papel, para verificar o estado
do isolamento celulósico, realizando-se também, uma “manutenção preditiva”. O grau de
© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 9
polimerização do papel é um técnica de grande valia para decidir, quando da recuperação de um
transformador, quais bobinas devem ser refeitas.

7.1. Ensaios Físico-Químicos

Para que os resultados obtidos nos ensaios representem o real estado do líquido e/ou do
equipamento, é de fundamental importância que a amostra do material a ser analisada seja a mais
significativa possível. Para que isto ocorra, a primeira providência é a coleta da amostra de maneira
correta e apropriada.

7.1.1. Teor de Água

Figura 7.1.1. Equipamento utilizado no ensaio de teor de água

O teor de água, expresso em ppm, é a medida direta da quantidade de água presente no óleo
mineral isolante.
A umidade sempre está presente nos líquidos isolantes, em quantidades que variam com a
estrutura química dos mesmos, isto é, fluidos polares apresentam maior afinidade com a água
(exemplo: silicone) que os apolares (exemplo: óleo mineral isolante), e variam, também, com as
condições de manipulação a que o mesmo foi submetido.
A umidade, mesmo em pequenas concentrações, pode prejudicar as características isolantes
dos óleos, diminuindo sua rigidez dielétrica. Atua, ainda, como agente catalisador na decomposição
da celulose, diminuindo, consequentemente, a vida útil do equipamento elétrico.
Para óleos novos, teores elevados indicam que as condições de fabricação e/ou manipulação
não foram adequadas. Para óleos em serviço, teores elevados podem ser indicativos de problemas
de vedação nos equipamentos.
Devido ao prejuízo que o teor de água elevado causa ao isolamento sólido, este teor deve ser
mantido sempre o mais baixo possível.

7.1.2. Cor

Figura 7.1.2. Equipamento utilizado no ensaio de cor

© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 10
A cor, cujo valor numérico varia de 0 a 8, é obtida pela comparação de uma amostra de óleo
em análise com uma escala de cores padrão, que vai do amarelo pálido ao castanho escuro:

Em óleos novos, é um indicativo do grau de refino do petróleo básico e, em óleos usados,
pode caracterizar algum tipo de contaminação, carbonização ou estágio de oxidação do produto. Este
ensaio á apenas um indicativo, sendo necessária a realização de outros complementares, para uma
avaliação mais segura do produto em análise.

7.1.3. Ponto de Fulgor

Figura 7.1.3. Equipamento utilizado no ensaio de ponto de fulgor

O ponto de fulgor, expresso em °C, é uma medida indireta da quantidade de compostos leves
presentes no líquido isolante. É a menor temperatura na qual os vapores formados na superfície do
óleo se inflamam momentaneamente, quando em presença de uma pequena chama.
É importante conhecer a temperatura em que os gases inflamáveis são formados, a fim de
definir a temperatura máxima de operação dos equipamentos elétricos, principalmente quando estes
são instalados onde o risco de incêndio e explosão devem ser minimizados. Neste caso o líquido
isolante a ser utilizado deve apresentar elevado ponto de fulgor, ou seja, devem ser utilizados os
fluidos de segurança.

Figura 7.1.4. Equipamento utilizado no ensaio de perdas dielétricas

As perdas dielétricas, expressas em %, são as medidas das perdas em um líquido isolante
quando este é submetido a um campo elétrico alternado.
O ensaio consiste em colocar em um capacitor o líquido dielétrico, ao qual é aplicada uma
tensão senoidal “U”. Se o dielétrico fosse perfeito, resultaria uma corrente alternada senoidal “I”
defasada de 90º da tensão “U”.

Diagrama Vetorial-Ideal

Porém, como os líquidos isolantes não são ideais, ao aplicar no capacitor uma tensão
alternada senoidal “U”, resulta uma corrente alternada senoidal “I” defasada de um ângulo menor que
90º da tensão “U”.

Diagrama Vetorial-Real

Onde δ = ângulo de perdas
ϕ = ângulo entre o vetor “U” e o vetor “I”

I
U
U IR
I
IC
IT
ϕ
δ
© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 12
Sob o ponto de vista elétrico, as perdas dielétricas são a medida do cos ϕ ou tg δ, ou seja,
quanto maior estes valores, maiores serão as perdas. Sob o ponto de vista químico, é a medida da
corrente dissipada através do óleo, a qual mede indiretamente os produtos polares e polarizáveis,
partículas metálicas ou não.
A medida das perdas dielétricas em um material isolante está relacionada com a quantidade
de energia dissipada pelo material sob a forma de calor.
Para óleos novos, este valor está relacionado com a qualidade do produto e, quanto mais
baixo for este valor, mais ele se aproxima da condição de dielétrico ideal e, consequentemente, as
perdas são menores. Após o enchimento do equipamento, uma elevação brusca das perdas
dielétricas pode indicar problemas com materiais utilizados na construção do equipamento ou com o
processo de fabricação (secagem, limpeza, etc.).
Para óleos em serviço, os valores obtidos para perdas dielétricas sofrem um acréscimo
gradativo ao longo do tempo, acompanhando a deterioração do óleo e demais materiais. Valores
elevados para equipamentos com muitos anos de operação, não significam, necessariamente, más
condições de operação.

7.1.5. Índice de Neutralização

Figura 7.1.5. Equipamento utilizado no ensaio de índice de neutralização

O índice de neutralização, expresso em mg KOH/ g de óleo, é a medida da quantidade
necessária de base (KOH) para neutralizar os constituintes ácidos presentes em 1g de óleo.
No óleo novo, podem ser encontrados alguns compostos de caráter ácido, provenientes do
petróleo básico. Portanto, este ensaio é um indicativo da qualidade do refino, já que os compostos
indesejáveis presentes no óleo básico, devem ser retirados neste processo. Pode indicar, ainda,
contaminação proveniente de manuseio, transporte e armazenamento indevido de óleo.
Após contato com equipamentos novos, um crescimento brusco do índice de neutralização
pode indicar incompatibilidade do óleomineral com algum dos materiais de construção do
equipamento.
Durante a utilização do óleo no equipamento, este sofre um processo de oxidação, formando
ácidos como produtos finais da degradação. Estes compostos, a partir de uma certa concentração,
são indesejáveis por reagirem com materiais de construção do equipamento, principalmente papel,
diminuindo consequentemente a vida útil dos mesmos. Podem, ainda, polimerizar-se e formar borra,
que ao se depositar na parte ativa ou trocadores de calor, irá dificultar a transferência de calor para o
meio ambiente. Portanto, para óleo em uso, é uma medida indireta do grau de oxidação do mesmo.

7.1.6. Tensão Interfacial

A tensão interfacial, expressa em mN/m, é a força necessária para que um anel de platina
rompa a interface água-óleo, sendo um medida indireta da concentração de compostos polares
presentes no óleo.
No óleo novo, valores baixos de tensão interfacial podem ser um indicativo de má qualidade
do óleo ou contaminação proveniente de manuseio, armazenamento ou transporte indevido do
produto.
© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 13
Após o contato com o equipamento novo, um decréscimo brusco na tensão interfacial pode
indicar incompatibilidade do óleo mineral com algum dos materiais de construção do equipamento,
como: tintas, vernizes, resinas e borracha.

Figura 7.1.6. Equipamento utilizado no ensaio de tensão interfacial

Durante a utilização do óleo no equipamento, este sofre um processo de oxidação, formando
compostos polares como álcoois, aldeídos, cetonas e ácidos, os quais apresentam grande interação
como a água (substância polar), diminuindo assim a tensão na interface água-óleo. O comportamento
previsto para esta propriedade ao longo da operação dos transformadores, é uma queda um pouco
mais acentuada nos primeiros anos, seguida de uma queda lenta e gradual nos anos subsequentes.

7.1.7. Viscosidade

Figura 7.1.7. Equipamento utilizado no ensaio de viscosidade

A viscosidade cinemática, expressa em cSt, mede a resistência ao escoamento de um óleo.
A viscosidade do fluido isolante deve ser tal, que permita a convecção do óleo dentro do
equipamento elétrico, a fim de facilitar a troca do calor gerado pelas perdas do equipamento com o
meio ambiente.
Seu valor numérico não é afetado significativamente pelos contaminantes do óleo ou produtos
de degradação, portanto não é um indicativo da qualidade do óleo novo, nem um parâmetro de
medida de envelhecimento para óleo em serviço.
Entretanto, se a viscosidade está muito alta, o óleo tende a reduzir sua circulação por
convecção, afetando sua característica de resfriamento.
O óleo mineral possui viscosidade mais baixa que outros fluidos isolantes como silicone, R-
Temp e ascarel. E, embora sua condutividade térmica seja próxima destes líquidos, necessita de
menor volume de óleo para a refrigeração do equipamento, tornando este mais compacto.

Figura 7.1.8. Equipamento utilizado no ensaio de rigidez dielétrica

A rigidez dielétrica, expressa em kV, mede a capacidade de um líquido isolante resistir ao
impacto elétrico sem falhar. É expresso pela máxima tensão que se pode aplicar, sem descargas
desruptivas, entre eletrodos de dimensões e distância de separação especificadas, que se acham
submersos no óleo.
O valor da rigidez dielétrica não é uma característica intrínseca do material, mas é uma
medida indireta das impurezas contidas no líquido (água, fibras celulósicas, partículas), e o seu valor
depende, ainda, do método de medida, isto é, forma e afastamento dos eletrodos, taxa de elevação
de tensão, etc.
Para óleos novos, é um indicativo das condições de manuseio, transporte e armazenagem, a
que foi submetido o óleo. Pode, ainda, avaliar o processo de secagem a que o óleo foi submetido.
Para óleos em serviço, é indicativo da presença de água e partículas sólidas, refletindo as
condições de operação do equipamento. Sua verificação é muito importante para avaliar a função
isolante do líquido.

7.1.9. Partículas

Figura 7.1.9. Equipamento utilizado no ensaio de contagem de partículas

Este ensaio é utilizado há vários anos para controle de contaminação e desgaste em óleos
lubrificantes industriais, principalmente no setor aeronáutico e de motores automotivos.
No caso de óleos isolantes, a aplicação desta tecnologia vem se desenvolvendo com maior
ênfase recentemente, principalmente devido à entrada em operação de transformadores para extra
alta tensão.
Para transformadores novos, o resultado do ensaio é um indicativo do nível de contaminação
do óleo por impurezas oriundas do processo de fabricação e/ou do meio externo. Neste caso, uma
quantidade total de partículas de 1500/10ml de óleo é considerada normal. Níveis mais elevados
podem causar decréscimo da rigidez dielétrica.
© Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento – LACTEC 15
Para óleos em uso, o resultado do ensaio é um indicativo do nível de degradação do óleo
mineral, indicando a presença de borra insolúvel e/ou degradação do isolante celulósico.
Valores elevados podem causar prejuízos às características isolantes do óleo. Porém, ainda
não existem valores definidos para serem tomados como limites.
Alguns autores citam que transformadores com níveis de partículas acima de 5000/10ml, são
considerados contaminados.
A determinação da distribuição do tamanho e concentração total das partículas no óleo, é
uma ferramenta que pode ser utilizada para avaliar a eficiência do processo de filtração para
enchimento de transformadores novos ou que tiveram seus óleos recuperados.

7.2. ENSAIOS COM O PAPEL ISOLANTE

O papel é formado por uma esteira de fibras de celulose, que comumente é extraída da
madeira. As fibras da celulose são formadas por um feixe de moléculas de celulose de diferentes
comprimentos, as quais são mantidas juntas por ligações de hidrogênio, envolvendo os grupos
hidroxilas (grupos HO- ).
A macromolécula de celulose é um polímero linear formado por moléculas de glicose que são
unidas por ligações glicosídicas. O comprimento das moléculas de celulose é medida em termos de
grau de polimerização (GP), o qual exprime uma média do número de anéis de glicose por molécula
de celulose, situando-se na faixa de 1400-1000.
O GP pode ser um bom parâmetro das condições de funcionalidade do isolamento
envelhecido em serviço, visto que o esforço mecânico e o esforço elétrico, em menor grau, dependem
do comprimento e condições das fibras celulósicas.

Fórmulas Estruturais da: (a) Glicose; (b) Celulose

7.2.1. O GP do Papel Isolante em Função da Degradação

O mecanismo da degradação da celulose é complexo e depende das condições as quais ela
está sujeita. A degradação provoca a perda das propriedades de isolamento e afeta a estabilidade
mecânica do papel, como mostra a figura a seguir:

H
H
HO
H
O
HO
OH
H
OH
C
H
CH2OH
(a)
H
H
HO
H
O
HO
OH
H
O
C
H
CH2OH
O
H
O
H
HO
H
CH2OH
H
H
OH
C
H
H
O
H
O
HO
OH
H
OH
C
H
CH2OH
150 - 1400
(b)
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São três os principais fatores que promovem sua deterioração num transformador em
operação:
• Degradação Térmica

As ligações glicosídicas e os anéis de glicose podem romper-se somente pelo aquecimento
da celulose até o limite de 200ºC, mesmo na ausência de agentes oxidantes e umidade, diminuindo o
GP. Além de 200ºC pode ocorrer a carbonização das fibras. Os produtos de reações de degradação
térmica incluem moléculas livres de glicose, H2O (umidade), óxidos de carbono, hidrogênio e ácidos
orgânicos.

• Degradação Oxidativa

A celulose é muito suscetível à oxidação. Os produtos da reação dependem da natureza do
agente oxidante (normalmente o oxigênio) e do pH, mas emgeral, grupos hidroxila são oxidados à
grupos carbonil (aldeídos e cetonas) e carboxil (ácidos).
O enfraquecimento das ligações glicosídicas podem levar a cisão da cadeia polimérica
diminuindo o GP. No processo de oxidação são produzidos os óxidos de carbono, CO e CO2, e H2O,
a qual contribui numa reação secundária de hidrólise.

• Degradação Hidrolítica

A ponte de hidrogênio entre os anéis de glicose são afetados pela água e ácidos, causando
uma ruptura da cadeia. O resultado é a redução do GP e o encurtamento da cadeia polimérica que
acarreta o enfraquecimento das fibras.
O papel em equilíbrio com a atmosfera contém normalmente 7-8% de umidade por peso,
portanto o transformador deve ser cuidadosamente tratado em estufa antes de ser colocado em
operação. Por um lado evita a ocorrência de descargas parciais e por outro impede que a degradação
hidrolítica do papel ocorra.
A umidade é o agente mais poderoso para degradar o papel. O maior problema é não haver
como evitá-la, já que ela ocorre mesmo quando o papel está sujeito somente às degradações térmica
e/ou oxidativa.

A resistência ao esforço mecânico do papel depende do comprimento das moléculas
poliméricas de celulose e da extensão das ligações de hidrogênio entre estas moléculas nas fibras.
As três formas de degradação do papel reduzem o comprimento das moléculas de celulose,
diminuindo o GP. Isto resulta na perda da força de tensão. Uma relação linear entre o GP e a força de
tensão é obtida por vários autores. Alguns valores do grau de polimerização têm sido sugeridos para
definir o limite de vida útil do papel isolante como sendo 150-250.
Shroff e Stannett correlacionaram o GP com a resistência à tração, definindo que o papel se
rompia facilmente ao se aproximar de 50% do valor inicial de sua resistência, equivalente a um GP de
aproximadamente 250.
As ligações de hidrogênio tornam-se mais fracas quando a celulose é oxidada. Os grupos
hidroxilas reagem, tornando-se os grupos carbonílicos ou carboxílicos, os quais não formam pontes
de hidrogênio tão fortes como os grupos hidroxila. Isto contribui para a perda da força de tensão.
O efeito da degradação sobre as propriedades dielétricas não parece ser tão severo quanto
sobre as propriedades mecânicas. Na prática, as perdas dielétricas e tensões elétricas não são
suficientes para provocar falhas nos equipamentos, porém, a vibração e o transporte podem precipitar
a ocorrência das mesmas.

7.2.3. Diagnósticos de Envelhecimento

Ao se deparar com questões sobre envelhecimento de equipamentos elétricos, é necessário
considerar os diferentes materiais que os compõe. No caso dos transformadores, o óleo isolante pode
ser facilmente escoado, regenerado e/ou trocado, enquanto a isolação sólida não. Por isso, a vida útil
do transformador está intimamente ligada às condições do papel isolante.
Existem vários ensaios para avaliar o envelhecimento do papel isolante como: ensaios de
resistência à tração, dobra, rasgo, alongamento, etc. Porém, são impraticáveis devido a
impossibilidade da retirada de amostras com as dimensões necessárias para a realização de
qualquer um destes ensaios.
Um dos métodos que se apresenta mais viável é o da medida do GRAU DE
POLIMERIZAÇÃO (GP), onde determina-se o número médio de anéis de glicose que constituem a
molécula polimérica da celulose. Portanto, quanto maior o número de anéis glicosídicos, maior é o
GP do papel e consequentemente, maior é a sua resistência mecânica.
O GP varia nas diferentes partes do enrolamento de um transformador. Em estudos
realizados, observou-se que a maior degradação do papel ocorre nas bobinas do centro do
enrolamento, onde a temperatura média é maior e a troca de calor é mais dificultada.
Ao se comparar transformadores, genericamente podemos afirmar que haverá maior
degradação do papel em transformadores onde o teor de umidade também for maior. Portanto deve-
se manter os níveis de umidade sempre abaixo de aproximadamente 30 ppm, conforme
recomendações de vários autores que estudaram o equilíbrio existente entre a umidade presente no
óleo e no papel isolante.
O método normalmente utilizado para se determinar o GP é o da medida da viscosidade
específica de uma solução de papel em etilenodiamina cúprica. A partir destas medidas, a
viscosidade intrínseca da solução é deduzida e a partir desta, o grau de polimerização é facilmente
calculado.
A determinação do GP entretanto, somente pode ser efetuada em algumas circunstâncias.
Não se admite abrir um equipamento de grande porte exclusivamente para se retirar uma amostra do
papel isolante. Este tipo de ensaio pode ser realizado em oportunidades quando há necessidade de
abrir um transformador, por motivo de correção de falhas e reparos.

7.2.4. Produtos de Degradação do Papel Isolante

Os compostos furânicos (CF), derivados da degradação da isolação celulósica, possuem uma
estrutura em anel de cinco membros. Unsworth e Mitchell, demonstraram um mecanismo, pelo qual
uma abertura do anel da molécula de glicose, leva a uma série de reações de desidratação
(eliminação de moléculas de água), voltando a refazer-se o anel com uma estrutura diferente de cinco
membros solúveis no OMI.
Os níveis considerados normais do teor de CF’s citados na literatura são ainda contraditórios
(Tabela I). Os limites de detecção exprimem como baixo, o teor de 1 ppb, mas valores maiores como
20 ppb (p/v) e 30 ppb também são citados.
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TABELA 1 – Níveis de Compostos Furânicos (Furanos)

COMPOSTOS FURÂNICOS TEORES DE CF’S (ppm-p/v) COMENTÁRIOS
2- furfuraldeído < 2
Limite para transformadores
elevadores
2- furfuraldeído < 0,5
Transformadores em uso
normal por várias décadas
Vários CF’s 0,04 – 0,17 Unidades fora de operação
2-furfuraldeído 1 – 10 Unidades velhas com
refrigeração inadequada

Uma importante correlação citada na literatura é a existente entre o teor de 2-furfuraldeído e o
GPPI, tanto em laboratório como em transformadores em serviço. Com o envelhecimento adiantado
do papel, a geração do 2-furfuraldeído aumenta várias vezes. O ideal seria obter uma correlação que,
considerando a razão dos teores, as concentrações e a velocidade de geração dos compostos
furânicos, pudesse determinar a temperatura da celulose (sobreaquecimento pontual ou geral) e o
efeito dos contaminantes (oxigênio e umidade), demonstrando claramente a degradação real da
celulose.
A política de manutenção preditiva, particularmente dos transformadores de potência, exige
um aprimoramento dos meios de diagnosticar o grau de envelhecimento dos materiais e,
consequentemente, determinar o grau de envelhecimento relativo e a médio e longo prazo pré-
determinar o tempo de “sobrevida” de equipamentos.
Parâmetros obtidos de análises químicas de materiais utilizados na construção de
transformadores de potência, ou de produtos de degradação destes, auxiliam na avaliação do grau de
envelhecimento dos mesmos. A análise do grau de polimerização do papel isolante (GPPI) é
importante e pode determinar o grau de envelhecimento da isolação celulósica, mas nem sempre isso
é possível. É por meios indiretos, através da determinação do teor de compostos furânicos,
principalmente o 2-furfuraldeído e dos gases monóxido e dióxido de carbono (CO e CO2) dissolvidos
no óleo mineral isolante (OMI) que podemos ter respostas mais eficientes, de baixo custo e mais
rápidas, do nível de comprometimento da isolação sólida.
O acompanhamento sistemático do estado da isolação sólida é um desafio para as equipes
de manutenção. A impraticabilidade e os altos custos que envolvem a retirada de amostras de papel
isolante, para a determinação do GPPI e/ou da análise dos teores de compostos furânicos no OMI
por cromatografia líquida de alta resolução (HPLC), devem ser minimizados e, sempreque possível,
substituídos por outros ensaios menos onerosos.
A determinação do 2-furfuraldeído dissolvido no OMI através de espectrofotometria visível,
além de diminuir os custos de análise, demonstra ser um método bastante sensível e preciso, onde o
limite de detecção atinge a faixa de 10 (± 2) ppb (parte por bilhão).
Como visto anteriormente, a celulose degrada-se, gerando gases óxidos, glicose, CF´s e
água. Destes, os gases CO e CO2 e os CF´s são utilizados como indicadores de degradação da
celulose. Sendo solúveis no OMI, podem ser monitorados por uma simples amostragem, permitindo
usar estes ensaios como rotina. Os gases CO e CO2 podem ser gerados também do OMI e de outros
materiais isolantes, ou seja, não são derivados exclusivamente do envelhecimento da isolação
celulósica. O papel isolante é o maior componente sólido da isolação de um transformador, portanto a
determinação do principal composto furânico formado, o 2-furfuraldeído, pode ser utilizado como um
indicador específico do envelhecimento do papel.

7.3. ANÁLISE DE GASES DISSOLVIDOS EM ÓLEO ISOLANTE (GASCROMATOGRAFIA)

A presença de gases combustíveis dissolvidos no óleo isolante de transformadores, é
conhecida há mais de 80 anos. De um artigo publicado na revista “The Electric Journal”, em fevereiro
de 1919, consta: “ os gases resultantes da quebra das moléculas de óleo são permanentes acima dos
limites de temperatura normal, e apresentam-se na seguinte proporção: dióxido de carbono 1,17%;
hidrocarbonetos pesados 4,86%; oxigênio 1,36%; monóxido de carbono 19,21%; hidrogênio
59,10%;nitrogênio 10,10%; e metano 4,20%. Essa análise indica a presença de uma quantidade
preponderante de hidrogênio, e uma parcela relativamente pequena de hidrocarbonetos. O nitrogênio
e o oxigênio nos produtos da reação indicam a presença de 13% de ar ocluso no óleo isolante”.
Estudos desenvolvidos mostraram que, quando o sistema isolante óleo mineral-celulose é
submetido ao calor, em condições normais de operação do equipamento elétrico, há evolução de
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hidrogênio e compostos gasosos de hidrocarbonetos de baixo peso molecular, bem como monóxido e
dióxido de carbono devido à oxidação da celulose.
Esta liberação de gases é feita continuamente, porém em teores relativamente baixos por
determinados períodos.
Entretanto, quando o sistema é submetido a aumento de temperatura, devido a falhas ou
anomalias apresentadas pela operação do equipamento, ocorrerá uma modificação na composição
química, e na quantidade dos gases liberados.
Quando há um considerável aumento de temperatura (pontos quentes acima de 300ºC ),
passam a predominar os hidrocarbonetos gasosos não-saturados e, se o isolamento sólido celulósico
é afetado, haverá também um aumento de monóxido e dióxido de carbono.
O desenvolvimento de arco no óleo decompõe por pirólise o líquido dielétrico em seus
componentes químicos básicos, formando carbono coloidal, que se dispersa em suspensão no óleo,
liberando como gases típicos o hidrogênio e o acetileno.
Descargas elétricas de baixa intensidade de energia contribuem para o processo de ionização
que libera radicais de moléculas dos compostos químicos do óleo, e os gases predominantes
formados são hidrogênio e metano.
Comparando a evolução dos gases dissolvidos no óleo mineral isolante, através dos
resultados obtidos pela análise cromatográfica e estabelecendo as relações de gases de acordo com
critérios pré-estabelecidos (ex.: Rogers, IEC, Duval, Dornemburg, Pugh e Labbrelec), é possível
identificar a falha incipiente que está se desenvolvendo, bem como a sua gravidade, antes que danos
maiores possam ocorrer ao equipamento.
A partir da década de sessenta, a análise cromatográfica de gases dissolvidos no óleo
mineral isolante vem sendo utilizada para monitorar o desempenho de equipamentos elétricos:
transformadores de força, reguladores, reatores, transformadores de corrente e potencial, e buchas
de alta tensão. Esta monitoração é processada de acordo com um plano de amostragem, para o
período de garantia, e após o vencimento deste prazo, sempre com o objetivo de detectar falhas
incipientes.
Modernamente, a cromatografia de gases dissolvidos no óleo isolante, vem tendo um
aplicação mais ampla, como por exemplo: aceitação de equipamentos em ensaios de fábrica,
planejamento de ajustes de descarga e desenvolvimento de materiais dielétricos.

8. MANUTENÇÃO

De acordo com os valores obtidos nos ensaios realizados nos óleos isolantes, estabelece-se,
se necessário, a forma de atuação para recompor as características de desempenho de isolamento
e/ou refrigeração. Os dois processos mais freqüentemente empregados são o recondicionamento e a
regeneração.

8.1. Recondicionamento

É um processo que elimina, por métodos físicos, partículas sólidas presentes no óleo isolante,
e diminui o teor de água e gases dissolvidos a um nível aceitável. Esse método inclui técnicas de
filtração, centrifugação e tratamento por termovácuo.

8.1.1. Equipamentos para recondicionamento

• Filtros: equipamentos geralmente baseados no princípio de forçar o óleo a passar sob pressão
por placas de celulose ou outro material filtrante, que não solte fiapos. São geralmente utilizados
na remoção de contaminantes em suspensão e, o meio filtrante, deve ser capaz de remover, no
mínimo, partículas entre 0,5 a 5 micra. Este sistema não promove a desgaseificação do óleo. A
capacidade de remoção de água de um filtro, é dependente da umidade relativa do meio filtrante.
O papel filtrante deve ser preferencialmente seco em estufa, e imediatamente colocado em óleo
para evitar reabsorção de umidade, antes de sua utilização.
• Centrífugas: em geral, uma centrífuga pode reter uma maior quantidade de contaminantes por
tempo do que um filtro convencional, mas, em contrapartida, pode não remover alguns
contaminantes sólidos mais fixos, como um filtro pode fazer. A centrífuga é geralmente usada
para uma primeira limpeza, quando grandes quantidades de óleo contaminado devem ser
tratadas. Freqüentemente, a saída da centrífuga é acoplada a um filtro para limpeza final.
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• Sistema Termo-Vácuo: é constituído por filtros, aquecedores e câmara sob vácuo, sendo o mais
eficiente dos três tratamentos para redução do teor de água e o único capaz de desgaseificar
óleos isolantes. Após a passagem pelo filtro, o óleo é finamente pulverizado à quente na câmara
sob vácuo, reduzindo os teores de gases e umidade.

É da maior importância observar que, a grande maioria de equipamentos disponíveis no
mercado não atendem a alguns itens fundamentais a nível de projeto, construção e componentes. O
primeiro item a ser observado, é o que diz respeito a qualidade das válvulas dos equipamentos.

Dos múltiplos projetos, deve-se avaliar a real retirada dos gases e água em uma única
passada, observando-se o delta de acréscimo no aquecimento, e o tipo de contato dos aquecedores,
a fim de não se obter troca direta de calor com o óleo.

Observar que a qualidade do equipamento de termo-vácuo é apresentada pela hermeticidade
do sistema e pelo maior nível de vácuo atingido na câmara principal sem intermitência. E, dependem
dos tipos de filtros utilizados para polimento com refunção contínua e sinalizador de saturação,
evitando-se que após saturados despejem o material retirado novamente no óleo.

8.2. REGENERAÇÃO

Normalmente utilizada em óleo isolantes, é um processo físico que tem por objetivo remover
contaminantes ou produtos de oxidação termo – oxidativa do óleo.
Neste processo, o óleo é colocado em contato com um agente adsorvente (bauxita ou terra
füller), no qual os compostos polares são adsorvidos e retirados do óleo. Este óleo, assim obtido,
apresenta praticamente as mesmas características físico-químicas de um óleo novo, porém com um
decréscimo na sua estabilidade a oxidação. Estefato é contornado com a adição de um aditivo
antioxidante sintético, normalmente o DBPC (di terc butil para cresol), para que se recomponha a
característica de desempenho deste óleo.

Finalmente, o óleo é submetido ao processo de recondicionamento por termo – vácuo, para a
retirada de umidade e gases, estando pronto para o uso.

O óleo regenerado é uma excelente opção para a manutenção quanto ao custo e
desempenho, e vem sendo utilizado progressivamente em maior escala, em substituição a óleos
novos.

A figura a seguir mostra um transformador sujeito ao processo de regeneração usando
sistema em linha (regeneradora de operação contínua):

Os processos de recuperação e regeneração possuem representam considerável custo de
manutenção. Cada concessionária estabelece parâmetros (rigidez dielétrica, tensão superficial, etc.)
para determinar o momento de fazer um dos processos de manutenção do óleo isolante.

Estudos recentes (LACTEC, dissertação de mestrado) mostram que, para a faixa de tensão
superficial entre 20 e 25 dina/cm, a aditivação do óleo com DBPC (0,3% em massa) permite o uso
normal do óleo sem submetê-lo a recuperação ou regeneração. Com isto, ganha-se em tempo e
custo de manutenção, estendo a vida útil do óleo usado.

9. VALORES REFERENCIAIS PARA ÓLEOS MINERAIS ISOLANTES

Óleos minerais isolantes novos, antes do contato com o equipamento, deverão atender as
especificações constantes nas Resoluções do DNC 03/94 (ANEXO I) para óleos naftênicos e DNC
09/88 (ANEXO II) para óleo parafínico. Para óleos minerais isolantes em uso, sugerimos os valores
referenciais constantes no ANEXO II.
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ESPECIFICAÇÃO PARA ÓLEO MINERAL ISOLANTE TIPO ‘A’ – NAFTÊNICO E TIPO “B” PARAFÍNICO
(RESOLUÇÃO ANP 25 DE 09.09.2005)

CARACTERÍSTICAS UNIDADE TIPO “A” TIPO”B” MÉTODOS ABNT METODO ASTM/IEC
ASPECTO -
CLARO, LÍMPO,
ISENTO DE MATERIAL
EM SUSPENSÃO OU
SEDIMENTO
VISUAL
COR, MÁX. - 1,0 144483 ASTM D 1500
MASSA ESPECÍFICA A 20°C kg/m3 861-900 860máx. 7148 ASTM D 1298
VISCOSIDADE: A 20ºC máx.
A 40ºC máx.
A 100ºC máx
(1)
mm2/s(cSt)
25,0-
11,0-
3,0-
25,0
12,0
3,0
10441 ASTM D 445
PONTO DE FULGOR, mín. °C 140 11341 ASTM D 92
PONTO DE FLUIDEZ, máx. °C -39(2) -12 11349 ASTM D 97
ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT), máx. mg KOH/g 0,03 14248 ASTM D 974
ÁGUA, máx.(3) mg/kg 35 10710 B ASTM D 1533
CLORETOS E SULFATOS AUSENTE 5779
BIFENILA POLICLORADA(PCB) mg/kg NÃO DETECTÁVEL 13882 ASTM D 4059
CARBONO AROMÁTICO % massa ANOTAR ASTM D 2140
ENXOFRE CORROSIVO NÃO CORROSIVO 10505 ASTM D 1275
ENXOFRE TOTAL, máx. % massa - 0,30 - ASTM D 1552
FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS, máx
a 25ºC, e
a 90ºC, ou
a 100ºC (4)

0,05
0,40
0,50

12133

ASTM D 924
RIGIDEZ DIELÉTRICA (5)
ELETRODO DE DISCO, mín.
ELETRODO DE CALOTA, mín.

30
42

6869
-

ASTM D 877
IEC 60156
RIGIDEZ DIELÉTRICA A IMPULSO
(ELETRODOS AGULHA/ESFERA), mín
(5)

145

ASTM D 3300
TENDÊNCIA A EVOLUÇÃO DE GASES µl/min ANOTAR ASTM D-2300 B
TENSÃO INTERFACIAL a 25°C , mín mN/m 40 6234 ASTM D 971
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ADITIVO INIBIDOR DE OXIDAÇÃO DBPC (6)
ÓLEO NÃO INIBIDO
ÓLEO COM TRAÇOS DE INIBIDOR, máx
ÓLEO INIBIDO, máx
% massa

NÃO DETECTÁVEL
0,08
0,33
12134 A ASTM D 2668
ESTABILIDADE A OXIDAÇÃO
ÓLEO NÃO INIBIDO
-ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT)
-BORRA
-FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS A 90ºC

mg KOH/g
% massa
%

0,40
0,10
20

10504

12133

IEC 61125 A

ASTM D 924
ESTABILIDADE A OXIDAÇÃO
ÓLEO COM TRAÇOS DE INIBIDOR (7) (8)
-ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT)
-BORRA
-FATOR DE PERDAS DIELÉTRICAS A 90ºC

-ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO (IAT)
-BORRA

mg KOH/g
% massa
%

mg KOH/g
% massa

-
-
-

-
-

1,2
0,8
50

0,4
0,2

12133

IEC 61125 C

ASTM D 924

ASTM D 2440

OBSERVAÇÕES:

(1) A viscosidade deverá ser reportada em duas temperaturas dentre as três citadas.
(2) Considerando-se as condições climáticas do Brasil outros valores poderão ser aceitos quando se tratar de aplicação do produto no país, mediante acordo
entre comprador e vendedor.
(3) Estes itens não se aplicam a produtos transportados em navios ou caminhões tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de
umidade. Neste caso, deverá ser processado tratamento físico adequado para atendimento do limite especificado no presente Regulamento Técnico.
(4) O óleo isolante deverá atender ao limite de Fator de Perdas Dielétricas a 25º C e a uma das seguintes temperaturas: 90º C ou 100º C. Em caso de dúvida,
esta deverá ser dirimida através do ensaio de fator de perdas dielétricas a 100ºC.
(5) Esta especificação requer que o produto seja aprovado em um ou outro ensaio e não nos dois. Em caso de dúvida, esta deverá ser dirimida através do
ensaio de eletrodo de disco.
(6) Este ensaio deverá ser executado em espectrofotômetro de infravermelho por transformada de Fourier (FTIR).

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(7) Para aplicações especiais em transformadores de elevada tensão e alta temperatura de operação, tais como, transformadores retificadores, de tração e de
fornos, devem ser considerados os seguintes limites:

- Índice de neutralização, mg KOH/g (IEC 61125C) 0,3 max
- Borra, % massa (IEC 61125C) 0,05 max
- Fator de perdas dielétricas a 90ºC, % (NBR 12133 / ASTM D 924) 5 max
- Enxofre total, % (ASTM D 1552) 0,15 max

(8) Esta especificação requer que o produto seja aprovado em um dos métodos de ensaio e não nos dois (IEC 61125 C ou ASTM D 2440). No caso dos óleos
com traços de inibidor e dos óleos inibidos, deverá ser acordado entre o comprador e o vendedor o método do ensaio de estabilidade a oxidação a ser utilizado.
(9) Qualquer outro inibidor adicionado ao óleo, além do inibidor de oxidação DBPC, deverá ser informado pelo vendedor ao comprador.
(10) Os recipientes destinados ao fornecimento do óleo mineral isolante devem ser limpos e isentos de matérias estranhas. O revestimento interno deve ser
constituído de epóxi, convenientemente curada, ou material equivalente em desempenho.

VALORES REFERENCIAIS PARA ÓLEOS MINERAIS ISOLANTES EM USO

ENSAIOS UNIDADE MÉTODO DE ENSAIO LIMITE PARA USO
RIGIDEZ DIELÉTRICA kV NBR-6869 30 MÍNIMO
ÍNDICE DE NEUTRALIZAÇÃO mg KOH/g ABNT MB-101 0,15 MÁXIMO
FATOR DE PERDAS A 25ºC % NBR-12133 1,5 MÁXIMO
FATOR DE PERDAS A 100ºC % NBR-12133 15,0 MÁXIMO
TENSÃO INTERFACIAL mN/m NBR-6234 18,0 MÍNIMO
TEOR DE ÁGUA ppm NBR-5755 35 MÁXIMO

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