Óleo de transformador No estado líquido, durante o transporte, armazenamento e uso do transformador, pode ocorrer a oxidação da água, seja por agentes externos ou pelo próprio óleo. A água gerada pode existir nos seguintes estados: água livre e partículas extremamente finas dissolvidas em água. A molécula da fibra isolante é a glicose (C6H12O6). Quando a água entra em contato com a molécula da fibra, reduz sua atração, promove sua hidrólise em substâncias de baixa massa molecular e reduz a resistência mecânica e o grau de polimerização da fibra.

Atualmente, transformador de potênciaO transformador não é apenas um dos equipamentos mais importantes e caros em um sistema de energia, mas também um dos que mais causam acidentes. Antes de uma falha repentina, a deterioração do isolamento e falhas latentes produzem uma série de efeitos e informações, como alterações luminosas, elétricas, sonoras, térmicas e químicas sob a ação da tensão de operação. Portanto, não apenas a manutenção preventiva baseada em testes preventivos deve ser realizada regularmente, tanto no Brasil quanto no exterior, mas também estratégias de manutenção preditiva baseadas em monitoramento online estão sendo estudadas para monitorar e diagnosticar falhas ou defeitos potenciais em tempo real ou periodicamente. O teor de umidade no óleo isolante do transformador também é um parâmetro para determinar a qualidade do isolamento. Equipamentos de diagnóstico inteligente online para transformadores podem coletar e analisar automaticamente o teor de água no óleo e identificar a causa da falha, fornecendo soluções para que os usuários possam solucionar os riscos ocultos existentes no transformador e prevenir acidentes.

1. O estado e os malefícios da umidade no óleo de transformador

Durante o transporte, armazenamento e uso, os transformadores podem ser expostos ao ambiente externo ou sofrer oxidação do próprio óleo, produzindo água. Essa água gerada pode apresentar os seguintes estados:

Uma delas é a presença de água livre. No caso de infiltração externa de água, como em óleos que não se misturam facilmente com água, isso não afeta a tensão de ruptura do óleo, mas também não é permitido, indicando que pode haver água dissolvida no óleo e que é necessário tratamento imediato.

A segunda é que partículas extremamente finas se dissolvem na água. Geralmente, essas partículas passam do ar para o óleo, reduzindo drasticamente a tensão de ruptura do óleo. Isso aumenta as perdas no meio filtrante e, consequentemente, o óleo é filtrado a vácuo.

Terceiro, água emulsionada. O refino inadequado do petróleo, ou a operação prolongada que causa o envelhecimento do óleo, ou a contaminação do óleo por emulsificação, reduzem a tensão interfacial entre o óleo e a água, resultando na formação de uma emulsão quando o óleo e a água se misturam. Nesses casos, adiciona-se um desemulsificante.

Seu efeito negativo: um deles é a redução da tensão de ruptura dos produtos petrolíferos. Com uma concentração de 100 a 200 mg/kg, a tensão de ruptura cai para 1,0 kV. As impurezas fibrosas no óleo absorvem água com facilidade e, sob a ação do campo elétrico, formam uma "ponte" condutora entre os eletrodos, facilitando a ruptura.

O segundo fator é o aumento do fator de perda do meio. A suspensão em água emulsionada tem o maior efeito e não é uniforme. A molécula da fibra isolante é a glicose (C6H12O6). Quando a água entra na molécula da fibra, reduz sua atração, promove sua hidrólise em substâncias de baixo peso molecular e reduz a resistência mecânica e o grau de polimerização da fibra. Experimentos mostram que a 120 °C, a umidade na fibra isolante aumenta em 1 vez, a resistência mecânica da fibra diminui pela metade; quando a temperatura sobe, a umidade no óleo aumenta, a umidade na fibra diminui; quando a temperatura diminui, ocorre o inverso. Portanto, o teor de umidade no óleo deve ser monitorado e, consequentemente, o envelhecimento da fibra isolante também deve ser monitorado. O quarto fator é que a água promove a capacidade de corrosão dos ácidos orgânicos e acelera a corrosão das peças metálicas. Em resumo, quanto maior o teor de água no óleo, mais rápido ocorre o envelhecimento do próprio óleo, o envelhecimento do isolamento dos equipamentos e a corrosão das peças metálicas; portanto, é necessário monitorar o teor de água no óleo, especialmente o teor de água dissolvida.

2. Método de ensaio para detecção de umidade no óleo isolante do transformador

A avaliação da umidade em material isolante A umidade é um fator importante para garantir a confiabilidade e a vida útil do transformador. Ela varia constantemente, podendo afetar negativamente sua qualidade. Além disso, a maior parte da umidade se concentra no papel isolante. A umidade influencia a rigidez dielétrica de materiais isolantes sólidos e líquidos, afetando a taxa de envelhecimento de materiais isolantes de celulose e a tendência à formação de bolhas durante sobrecargas.

A temperatura ambiente, a carga, o envelhecimento, as fugas e outros fatores podem causar alterações constantes na umidade. Portanto, o monitoramento e o diagnóstico contínuos são necessários devido à variação cíclica da temperatura do transformador. Isso é especialmente importante para transformadores sobrecarregados ou com picos de carga. A umidade total no sistema de isolamento do transformador é determinada pelo teor de umidade da celulose e do líquido. A relação de umidade entre o papel isolante e o óleo isolante depende apenas da temperatura. À medida que a temperatura aumenta, a solubilidade da água no óleo isolante (a capacidade de retenção de água da solução) aumenta, e a água será transferida do papel isolante para o óleo isolante.

Quando a temperatura cai, o processo se inverte, mas o fluxo de água do meio líquido para o material isolante sólido é bastante lento. Portanto, o teor de água no óleo isolante durante o resfriamento é maior do que durante o aquecimento. Assim, para compreender com precisão a distribuição de umidade no transformador, é necessário conhecer a posição do equipamento em seu ciclo térmico. Para entender a umidade real do papel isolante monitorando o teor de umidade no meio líquido, o transformador deve estar em um estado de temperatura relativamente estável.

A saturação relativa de água no óleo isolante precisa ser padronizada, pois a umidade nesse óleo está intimamente relacionada às variações de temperatura, e existe um certo gradiente térmico na caixa principal do transformador (geralmente a parte superior da caixa é mais quente que a inferior). Para realizar a padronização, a análise do sistema especialista deduz a porcentagem de saturação relativa na parte inferior. Isso pode ser obtido utilizando a temperatura reportada pelo sensor e o local de amostragem.

A análise pressupõe que a temperatura na parte superior do transformador seja 10 °C superior à temperatura na parte inferior. Caso seja utilizado um ponto de amostragem diferente da parte superior ou inferior, a variação de temperatura deverá ser especificada. Através da saturação relativa de umidade e da temperatura medida, o sistema especialista calculará uma determinada porcentagem de saturação relativa para os resultados do cálculo da umidade do papel isolante. É importante ressaltar que esse cálculo se baseia em informações de uma única medição e pode não refletir a concentração real de umidade do papel isolante, especialmente após o transformador ter sofrido uma variação brusca de temperatura.

Se o sistema especialista determinar que o transformador está em equilíbrio (o papel isolante não libera nem absorve umidade), uma segunda porcentagem de saturação relativa é calculada, sendo esta a média das últimas 30 medições da porcentagem de saturação relativa quando o transformador está em equilíbrio. A temperatura e a variação registradas acima determinam os critérios para determinar a presença ou ausência de equilíbrio.

Dispomos de diversos equipamentos para análise de óleo de transformadores, como: testador de tensão interfacial, contador de partículas de óleo, testador de ponto de fluidez, etc. Para qualquer dúvida, entre em contato conosco.