Avaliação de Isoladores Poliméricos Envelhecidos Naturalmente: um Estudo de Caso F. L. M. Andrade, J. F. Araújo, M. Sc. M. A. O. Rodrigues, M. Sc. P. B. Vilar, M. Sc. T. V. Ferreira, D. Sc. E. G. Costa, D. Sc. Departamento de Engenharia Elétrica Universidade Federal de Campina Grande Campina Grande, Brasil M. J. C. Pinheiro, J. A. D. Rossi, V.C. Júnior, M. A. Zarpellon, M. R. F. Hurtado, Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações. Campinas, Brasil Resumo Esse artigo tem como objetivo mostrar um estudo de caso, baseado na análise das características térmicas, de corrente de fuga e de distribuição de campo elétrico em isoladores poliméricos de 138 kv. Cinco isoladores pertencentes a linhas de transmissão e subestações foram retirados aleatoriamente do campo, de uma mesma localidade. Um sexto isolador, novo, foi também utilizado para efeito de comparação de resultados. As seis amostras foram expostas a um ensaio de tensão aplicada, com presença de névoa salina, para três condutividades distintas: (1,4 ms/cm, 40 ms/cm e 80 ms/cm), além da situação a seco. Durante o ensaio, foi monitorada a corrente de fuga, radiação infravermelha e ultravioleta. Dessa forma, foi possível observar as reações dos isoladores envelhecidos em campo, e compará-las com a do isolador novo em cada método de análise. Palavras Chave corrente de fuga, descargas corona, envelhecimento, infravermelho, isolador polimérico, monitoramento, névoa salina, ultravioleta II. INTRODUÇÃO Atualmente a energia elétrica é essencial para vida do homem, sendo indispensável em todos os setores da sociedade moderna. Falhas no isolamento elétrico são as principais causas de interrupções no fornecimento dessa Felipe Lucena Medeiros de Andrade (fillucena@gmail.com) é aluno do curso graduação no Departamento de Engenharia Elétrica (DEE) da Universidade Federal de Campina Grande (UFCG), J. F. de Araújo (jalberthfa@gmail.com), M. A. O. Rodrigues (maria.rodrigues@ee.ufcg.edu.br) P. B. Vilar (pbvilar@gmail.com) e são alunos de pós-graduação do DEE/UFCG. E. G. Costa (edson@dee.ufcg.edu.br) e T. V. Ferreira (tarso@dee.ufcg.edu.br) são professores no DEE/UFCG. M. J. C. Pinheiro (e-mail a ser acrescentado na versão final) é (cargo a ser acrescentado na versão final) na Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (Coelba). J. A. D. Rossi (e-mail a ser acrescentado na versão final), V. C. Júnior (email a ser acrescentado na versão final M. A. Zarpellon (e-mail a ser acrescentado na versão final) e M. R. F. Hurtado (e-mail a ser acrescentado na versão final) são pesquisadores do Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações (CPqD). Este trabalho teve suporte financeiro do P&D ANEEL COELBA/CPqD, contrato (a ser definido na versão final), para o seu desenvolvimento. energia, comprometendo assim um suprimento contínuo e confiável que é imprescindível nos dias de hoje. Falhas de isolamentos são causadores de prejuízos da ordem de bilhões de dólares anualmente, em todo o mundo [1]. Nas últimas duas décadas o isolador polimérico, cujas principais funções são proporcionar isolamento elétrico e suporte mecânico às estruturas, vem sendo empregado em larga escala nos sistemas de transmissão e distribuição de energia. Isso se deve as inúmeras vantagens à frente do isolador de vidro, entre elas a resistência a vandalismo e reduções de custos na construção e transporte. Porém, este tipo de isolamento apresenta dificuldades relacionadas à detecção prévia de defeitos, pois não apresentam indícios de falhas internas que possam ser detectadas visualmente [2]. Na Figura 1 são apresentas as partes constituintes do isolador polimérico, este é composto por um núcleo de fibra de vidro reforçada, envolto por um revestimento polimérico composto tradicionalmente de EPDM ou silicone, dotado de aletas para aumentar a distância de escoamento [3]. Figura 1 - Partes constituinte do isolador polimérico [4] Vista a importância no monitoramento dos isoladores com o intuito de antecipar falhas, este artigo analisa o comportamento de isoladores envelhecidos em campo em comparação ao isolador novo, quando expostos a névoa salina. Muitas técnicas têm sido usadas com sucesso para
detecção de isolamentos poliméricos defeituosos em serviço, como inspeção visual, medição de campo elétrico, detecção e corona, termográfica infravermelha, avaliação de hidrofobicidade e detecção de ruído acústico [5, 6]. Dentre as técnicas apresentada nesse trabalho, a corrente de fuga é a mais confiável no monitoramento dos isoladores, pois uma corrente de fuga elevada pode indicar presença de poluição, carbonização, enfim, perda da capacidade isolante do isolador. De maneira auxiliar, foram utilizadas técnicas de monitoramento não invasivas, sendo elas a: termográfica e a detecção de radiação ultravioleta (RUV). A Termográfica utiliza dos raios infravermelhos para medir temperatura, podendo-se observar padrões de distribuição térmica. Esta proporciona uma medição a distância, sendo ainda possível monitorar diversos equipamentos em curtos intervalos de tempo. Sabe-se que o aquecimento dos isoladores é causado pela circulação da corrente de fuga, sendo o aquecimento do núcleo fruto de defeito do mesmo, enquanto o aquecimento superficial é associado por arcos ou danos nas aletas ou revestimento. Outra técnica utilizada foi à detecção de RUV emitida pelas descargas corona. Esta técnica se mostra importante, pois o efeito corona provoca perda de hidrofobicidade, como também, degradação de isolamentos poliméricos [7]. Assim, além de ser uma técnica de monitoramento de rápida aplicação, a detecção de RUV apresenta-se como boa ferramenta para indicação de regiões com intensa concentração de campo elétrico. II. MATERIAL E MÉTODOS A. Material Foram utilizados seis isoladores poliméricos iguais, classe 138 kv, em diversas condições de deterioração. Sendo um isolador novo, retirado do almoxarifado e outros cinco retirados, aleatoriamente, da mesma localidade (Croa Vermelha, Porto Seguro), porém empregados de duas diferentes formas: linha de transmissão e subestação. Para o monitoramento térmico foi empregada uma câmera de infravermelho, (temovisor Flir P-65 ) e a emissão de RUV foi registrada por uma câmera modelo (DayCor II ). B. Métodos O ensaio desenvolvido teve o intuito de determinar as características térmica, de ultravioleta e da corrente de fuga, sob influência de poluição artificial (névoa salina). Todos os ensaios forma realizados no Laboratório de Alta Tensão da Universidade Federal de Campina Grande, em maio de 2011. Um diagrama simplificado da montagem pode ser visto na Fig. 2. Figura 2 - Diagrama simplificado do ensaio. Os seis isoladores foram submetidos a ensaio de tensão aplicada, dentro de uma câmara de névoa e expostos a uma tensão de 100 kv. As medições de corrente de fuga, ultravioleta e térmica foram realizadas após a corrente de fuga estabilizar, juntamente com a temperatura do isolador. Os isoladores foram então expostos à névoa salina. Após a estabilização da corrente de fuga, foram realizadas as medições, e salinidade da névoa foi incrementada, e novamente aguardou-se a estabilização da corrente de fuga, assim realizaram-se as medições. Este ciclo repetiu-se para todas as salinidades presentes na Tabela 1. A solução salina foi preparada com a adição de cloreto de sódio (NaCl) na água oriunda do sistemas de abastecimento da cidade, o NaCl foi adicionado até obterem-se as condutividades estabelecidas pela ABNT 10621, também recomendas por [8]. Durante todo o ensaio, que durou aproximadamente 180 minutos, os isoladores permaneceram energizados na tensão especificada. O ensaio realizado conforme as condições estabelecidas pela ABNT [9]. TABELA 1 - DENSIDADE DE SAL E CONDUTIVIDADE DAS SOLUÇÕES APLICADAS Densidade incremental de sal (kg/m³) Condutividade (ms/cm) Medição I (a seco) - Medição II 1 1,4 Medição III 28 40 Medição IV 60 80 III. RESULTADOS Para efeito de comparação dos resultados, serão mostrados os resultados de três isoladores: o isolador novo (IN), um retirado da subestação (ISE) e um isolador retirado da linha de transmissão (ILT). Os resultados serão mostrados nos diferentes métodos de monitoramento. A. Avaliação térmica O isolador novo, como esperado, apresentou uma relativa uniformidade de temperatura durante todo o ensaio. Porém, como visto na Figura 3, apresentou certo aquecimento na primeira aleta no ensaio a seco.
Figura 3 Termografias do IN (ferragem fase à esqueda), sem névoa; condutividade de 1,4 ms/cm; condutividade de 40 ms/cm; Figura 5 Termografias do ISE; sem névoa; condutividade de 1,4 ms/cm; condutividade de 40 ms/cm;. O aquecimento pode ter ocorrido devido às impurezas depositadas sobre a primeira aleta do isolador, conforme Fig. 4. Esta contaminação ocorreu durante o armazenamento no almoxarifado, e causou uma grande atividade de descargas corona, como poderá ser visto na seção IIIC. Contudo, durante a execução do ensaio, a presença da névoa tendeu a refrigerar o isolador, baixando sua temperatura como um todo. Conforme houve a incidência das névoas mais condutivas, o calor gerado na primeira aleta passou a ser menos importante, dando lugar às correntes de fuga superficiais e aquecimento por efeito Joule, em especial na região da segunda e terceira aletas. Figura 6 - Termografias do ILT; sem névoa; condutividade de 1,4 ms/cm; condutividade de 40 ms/cm; Figura 4 - Foto da poluição depositada nas primeiras aletas no isolador novo Os comportamentos térmicos das amostras ISE e ILT podem ser vistos na Fig. 5 e na Fig. 6, respectivamente. Como esperado, as temperaturas no isolador tendem a diminuir com a incidência da névoa, se comparadas com as temperaturas da parcela do ensaio sem névoa. Ambos os isoladores apresentaram gradientes de temperatura significativos para salinidade mais elevadas. No caso do ISE, percebe-se temperatura máxima de 28,9 C. Ainda, percebe-se uma elevação na temperatura da primeira à quarta a aleta. A máxima diferença de temperatura, que se elevou com o aumento da salinidade, é de 5,1 C. Anais do V Simpósio Brasileiro de Sistemas Elétricos, Foz do Iguaçu PR, Brasil. 22-25/04/2014 ISSN 2177-6164
Para o ILT, os gradientes foram ainda mais intensos. Percebe-se uma elevação na temperatura na maior parte do isolador, chegando à sétima aleta, porém o maior valor da temperatura está entre a segunda e terceira aleta. Estes indícios mostram um estado de degradação avançado da amostra. A máxima diferença de temperatura registrada é de 4,6 C. B. Corrente de fulga As correntes de fuga dos isoladores foram medidas, e no IN ela manteve-se relativamente constante, como pode-se observar na Figura 7 De maneira geral, os isoladores retirados de campo apresentaram um crescimento proporcional da corrente a partir da aplicação de névoa adição de NaCl (Medição III e Medição IV). Comparando com o isolador novo, é possível perceber a degradação nos isoladores de campo na tarefa de limitar a corrente. Esta degradação provavelmente deve-se majoritariamente à perda de hidrofobicidade. Na Fig. 8, podem-se observar as curvas da corrente de fuga do ILT, para condição a seco e com névoa de condutividade 80 ms/cm. Figura 8 - Evolução da corrente de fuga dos isoladores C. Medição de radiação ultravioleta Durante os ensaios, foram ainda realizadas medições de RUV, em todas as amostras, e os resultados são mostradas a seguir. As Figura 9, Figura 10 e Figura 11 ilustram a radiação ultravioleta emitida por IN, ISE e ILT, respectivamente. x 10-5 2.5 2 1.5 Corrente de Fuga (A) 1 0.5 0-0.5-1 -1.5-2 -2.5 0 0.005 0.01 0.015 0.02 Tempo (s) x 10-4 2 Corrente de Fuga (A) 1 0-1 -2 0 0.005 0.01 0.015 0.02 Tempo (s) Figura 7 - Forma de onda da corrente do ILT. sem névoa; Figura 9 - Imagem da câmera de RUV de IN; sem névoa; condutividade de 1,4 ms/cm; condutividade de 40 ms/cm; Conforme o resultado visto na medição térmica, inicialmente o isolador novo apresentou uma grande concentração de descargas corona na primeira aleta. Todavia, com o andamento do ensaio, a intensidade dessas descargas reduziu-se. Tanto a influência da névoa sobre a distribuição do campo elétrico, quanto o efeito da diluição das impurezas pela água, podem ser motivos desta redução. Os isoladores de campo, por sua vez, apresentaram descargas corona na região de maior esforço elétrico. A
intensidade dessas descargas aumentou com o andamento do ensaio, principalmente durante a etapa de maior salinidade, com Os padrões ocorrem em maior intensidade nas mesmas regiões onde ocorreram os maiores gradientes de temperatura. Figura 10 - Imagem da câmera de RUV do ISE; sem névoa; condutividade de 1,4 ms/cm; condutividade de 40 ms/cm; envelhecimento natural de isoladores poliméricos e seu comportamento quando expostos à alta tensão e névoa salina. Foram monitoradas a corrente de fuga, radiação ultravioleta e infravermelha, no sentido de facilitar a compreensão do mecanismo de envelhecimento destes equipamentos. As termovisões mostraram que, no caso dos isoladores envelhecidos, as temperaturas tendem a subir no sentido da ferragem terra, conforme aumenta a salinidade a névoa, havendo chegado até a sexta aleta. O isolador novo teve um comportamento bem mais estável, e apesar de ter apresentado descargas corona na primeira aleta, este efeito não contribuiu para o aquecimento de outras regiões. A partir da análise das correntes de fuga disposta, percebe-se que de forma geral há um aumento com a aplicação da névoa, e com o aumento da salinidade. Como esperado, no isolador novo, praticamente não houve incremento na corrente. Com relação ás descargas corona, as regiões que apresentaram maior atividade das mesmas coincidem com as regiões de maiores gradientes de temperatura. Esta correlação entre a atividade de descargas corona e o aumento da temperatura na região, apesar de não necessariamente ser a regra, ocorre com frequência, uma vez que tanto as correntes de fuga superficiais (causadoras majoritárias do aquecimento superficial) quanto as descargas corona necessitam de intensificação de campo elétrico na determinada região do isolador. Assim, este resultado é esperado, e sugere que em situações similares às aqui contempladas, as inspeções por RUV e termovisão podem ser redundantes. V. REFERÊNCIAS [1] Sundararajan, R., Pelletier, C., Chapman, R., Pollock, T., Baker, T. & Nowlin, R., 2000. Multistress aging of polymeric insulators. In Annual Report Conferenceon Electrical Insulation and Dielectric Phenomena, pp.369-372. [2] R. Hackam. Outdoor HV Composite Polymeric Insulators. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation. Volume 6 NO. 5, pp. 557-585, October 1999. [3] S. Bisnath, A. C. Britten, E. Marshall, T. Pillay, J. Reynders, The Fundamentals and Practice of Overhead Line Maintenance. África do Sul: Crown Publications cc, 2006. 258p. [4] E. G. da Costa, T. V. Ferreira, M. G. G. Neri, M. N. Cavalcanti. Desempenho de isolador polimérico por medição de temperatura e corona. XIX SNPTEE - Xix Seminário Nacional de Produção e Transmissão de Energia Elétrica, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2007. Figura 11 - Imagem da câmera de RUV de ILT exposto a névoa salina; sem névoa; condutividade de 1,4 ms/cm; condutividade de 40 ms/cm; [5] IEC 60815. Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. 1986. [6] F. F. Bologna, N. Mahatho, D. A. Hoch, Infrared and ultravioleta imaging techniques applied to the inspection of outdoor transmission voltage insulators. Proceedings of the IEEE Africon Conference. George: Outubro de 2002. [7] V. M. Moreno, R.S. Gam, Effect of long-term corona on non-ceramic outdoor insulator housing materials, IEEE Trans. on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol. 8, No. 1. pp. 117-128, 2001. [8] IEC 60507 ed2.0, Artificial pollution tests on high-voltage insulators to be used on a.c. systems, 1991 [9] Associação Brasileira de Normas Técnicas: Técnicas de ensaios elétricos de alta-tensão, NBR 6936, Abril, 1992. IV. CONCLUSÃO Este trabalho apresentou um estudo de caso, acerca do