SNPTEE
SEMINÁRIO NACIONAL
DE PRODUÇÃO E
TRANSMISSÃO DE
ENERGIA ELÉTRICA
GSE-17
19 a 24 Outubro de 2003
Uberlândia - Minas Gerais
GRUPO VIII
GRUPO DE ESTUDO DE SUBESTAÇÕES E EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS - GSE
AVALIAÇÃO DE ISOLADORES E PÁRA-RAIOS POLIMÉRICOS A PARTIR DO ENSAIO DE
ENVELHECIMENTO ACELERADO
Darcy Ramalho de Mello*
Ricardo Wesley Garcia
CEPEL
RESUMO
Este trabalho apresenta uma análise dos resultados
obtidos em diversos ensaios de envelhecimento
acelerado realizados no CEPEL. Até o momento, foram
realizados um ensaio com isoladores bastão para
138 kV e três ensaios com isoladores para 15 kV, dos
tipos bastão, pino e pilar e pára-raios para 12 kV,
sendo que em um dos ensaios foram consideradas
montagens com diferentes cabos e amarrações, além
das configurações normalizadas com tubo metálico e
arame. Os resultados obtidos mostraram a eficácia da
técnica de ensaio utilizada e a importância da
compatibilidade dielétrica da interface entre isolador,
cabo e amarração.
PALAVRAS-CHAVE
Ensaio de envelhecimento acelerado. Compatibilidade
dielétrica. Isolador polimérico. Pára-raios polimérico.
1.0 - HISTÓRICO
A crescente aplicação de isoladores e pára-raios
poliméricos em sistemas de energia tem sido
evidenciada pela entrada no mercado de muitos
fabricantes e pelo interesse dos usuários em conhecer
melhor as suas características operacionais.
O desempenho deste tipo de equipamento está
diretamente relacionado ao envelhecimento do material
polimérico que compõe o revestimento. Isto ocorre
devido à ação de agentes naturais como radiação
solar, variações de temperatura, umidade, poluição
etc., associada ao fato de a energização provocar
desgastes quando há cintilação superficial na presença
de poluição ou por causa do efeito corona. Como o
Flavio Bittencourt Barbosa
envelhecimento natural se dá normalmente de maneira
lenta, o estabelecimento de um processo acelerado de
desgaste, através de um ensaio de laboratório que
simule todas as solicitações experimentadas em
serviço, tem sido fundamental para fabricantes e
usuários destes isoladores, possibilitando uma
avaliação mais rápida das suas características
operacionais.
A metodologia utilizada para a realização do ensaio de
envelhecimento acelerado foi baseada na norma
IEC 61109 (1), onde é sugerido um ciclo de 5000 horas
para a sua realização. Esse ensaio objetiva a
reprodução das solicitações às quais estes
equipamentos estão sujeitos ao longo de sua vida útil.
Devido à grande demanda por este ensaio, o CEPEL
foi obrigado a montar um laboratório que permitisse o
ensaio simultâneo de um grande número de amostras,
mas mantendo a confidencialidade e o sigilo. A longa
duração do ensaio ( aproximadamente 7 meses ) e o
desgaste na estrutura do laboratório somente
possibilitam realizar um ensaio por ano. Até o
momento, já foram realizados 4 conjuntos de ensaios,
sendo um deles com isoladores bastão para 138 kV e
os demais com isoladores para 15 kV. Em um dos
ensaios, foram ensaiados simultaneamente pára-raios
fornecidos por fabricantes e outros retirados do
almoxarifado de empresas terceirizadas, mas
pertencentes aos mesmos fabricantes.
Os fabricantes têm optado por ensaiar equipamentos
da classe de 15 kV pois, por ser um ensaio recente no
Brasil e com duração bastante longa, podem colocar
mais amostras no interior da câmara de ensaio
possibilitando obter conclusões sobre o desempenho
dos diversos tipo de revestimento ensaiados.
* Avenida Olinda, s/n - CEP 30161-970 - Adrianópolis – Nova Iguaçu - RJ - BRASIL
Tel.: (021) 2667-2111 ramal 212 - Fax: (021) 2667-3079 - E-MAIL: [email protected]
2
A possibilidade de ensaiar grande número de amostras
permitiu que, em um dos ensaios, fosse feita uma
avaliação do desempenho de configurações completas,
incluindo cabos com camada semi-condutora e
amarrações diversas. Com isso pôde-se avaliar a
interface cabo – isolador – amarração.
A diversidade de materiais e configurações ensaiados
permite apresentar um painel sobre o desempenho de
diversos equipamentos face às diversas solicitações às
quais foram submetidos .
2.0 - DESCRIÇÃO DO ENSAIO
A metodologia para a realização de ensaio de
envelhecimento acelerado foi estabelecida inicialmente
através do CIGRÉ (2), passando, posteriormente, a
fazer parte da norma IEC 61109, onde é sugerido um
ciclo para a realização do ensaio, que objetiva a
reprodução das solicitações às quais os isoladores
estariam sujeitos ao longo de sua vida útil.
A maior dificuldade está em transferir o resultado do
laboratório para as condições de operação no campo,
através do que se convencionou chamar de fator de
aceleração (que identifica a equivalência do tempo
para a ocorrência do mesmo nível de deterioração),
principalmente quando a metodologia de ensaio está
baseada em condições normalizadas. A determinação
deste fator é possível quando a simulação das
condições naturais está relacionada a parâmetros de
uma determinada região de onde se conhecem o nível
de insolação, a periodicidade das chuvas, o grau de
poluição etc., possibilitando a definição de um ciclo
específico, como o definido por H. M. Schneider et alli
(3).
citado é bastante complexo, principalmente quando o
número de isoladores é grande, introduzindo
dificuldades para executar algumas fases.
umidificação
aquecimento
chuva
névoa salina
radiação solar
tensão
Horas
2 4
6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
FIGURA 1 – CICLO DIÁRIO NORMALIZADO
Baseado na experiência desenvolvida pelo CESI,
nesse mesmo tipo de pesquisa (4), o CEPEL
estabeleceu um ciclo semanal, cujo esquema pode ser
visto na Figura 2, buscando conciliar as solicitações
estabelecidas pela norma IEC e a operacionalidade na
execução do ensaio.
A diferença mais significativa está no fato dos
isoladores submetidos ao ciclo de envelhecimento do
CEPEL não estarem energizados quando expostos à
simulação da radiação solar, devido à proximidade das
lâmpadas. Contudo, esta modificação de ordem
operacional não reduz o efeito sobre os isoladores,
pois em condições reais de operação, não há atividade
de corrente de fuga na superfície dos isoladores em
presença do sol. Também não foram consideradas
solicitações de características mecânicas.
UMIDIFICAÇÃO
CHUVA (1,5mm/mim)
NÉVOA SALINA (7kg/m 3)
RADIAÇÃO UV (32 W/m 2)
TENSÃO ( kV)
AQUECIMENTO (Dt=15oC)
Para tornar prática a execução deste ensaio,
considerando também o número de unidades que
seriam ensaiadas, foi necessário fazer algumas
adaptações no ciclo apresentado na norma IEC 61109
de modo a definir um ciclo que reunisse os diversos
efeitos gerados pelas solicitações simuladas e que
mantivesse as características operacionais do
laboratório.
O ciclo de ensaio que é sugerido pela Norma IEC 1109
se repete a cada 24 h e tem a duração de 5000 h. Ele
consiste na aplicação de várias solicitações sobre um
isolador polimérico que se encontra energizado na
tensão máxima do sistema. Estas solicitações são:
•
•
•
•
•
•
simulação de radiação solar, especialmente a UV
(ultravioleta),
chuva,
calor seco,
calor úmido (próximo à saturação),
umidade elevada à temperatura ambiente,
névoa de poluição leve.
Um exemplo de ciclo de ensaio normalizado com 24
horas de duração, que inclui todas as solicitações, está
apresentado na Figura 1. Deve-se notar que o ciclo
PAUSAS
1
0
12
2
24
12
3
24
12
4
24
12
5
24
12
7 DIA
6
24
12
24
12
24
FIGURA 2 – CICLO SEMANAL ADOTADO PELO
CEPEL
3.0 - INFRAESTRUTURA LABORATORIAL
Os ensaios foram realizados na câmara climática do
laboratório do CEPEL, cujas dimensões são: 5,20m x
4,60m x 4,60 m (C x L x A).
A fase da aplicação da névoa salina foi realizada com
3
salinidade de 7 kg/m , conforme estabelece a
IEC 61109. Foram utilizados seis bicos pulverizadores,
identificado na norma IEC 60507 (5), sendo três em
cada extremidade de uma das diagonais da câmara e
direcionados para produzir a névoa de forma indireta
nos isoladores.
A fase de calor úmido foi realizada com vapor, gerado
a partir de um vaporizador do tipo utilizado em sauna,
injetado na câmara sem pressão, produzindo uma
o
elevação na temperatura ambiente de cerca de 6 C,
com o ar ambiente saturado de umidade.
3
A chuva artificial foi gerada através do uso de diversos
pulverizadores instalados no teto da câmara, de
maneira a produzir o efeito de lavagem, a redução da
temperatura superficial dos isoladores e o aumento da
umidade do ar à temperatura ambiente. Foi utilizada
uma taxa de precipitação em torno de 1,5 mm/min.
A simulação da radiação solar foi feita utilizando-se
lâmpadas especiais do tipo fluorescente, cujo espectro
de onda é bastante próximo do espectro solar na faixa
de interesse (UV-A), espaçadas de uma distância de
7 cm entre si e colocadas a uma distância de
aproximadamente 13 cm do eixo dos isoladores,
suficiente para produzir a radiação média de
2
ultravioleta gerada pelo sol, em torno de 4,5 mW/cm .
A opção por este tipo de lâmpada, no lugar da lâmpada
de xenônio, que é proposta na Norma, tem referência
na literatura sobre seu uso com bons resultados (8). As
lâmpadas ficaram dentro da câmara somente durante a
simulação da radiação solar, por não ser possível criar
um dispositivo prático para protegê-las durante a fase
de névoa salina.
O sistema de geração de calor seco foi instalado na
câmara de modo a torná-la uma estufa, onde a
o
temperatura final ficou limitada a 50 C, controlada por
termostatos colocados no interior da mesma. O calor
foi gerado por circulação fechada de ar através de um
banco de resistências com ventilação forçada.
A energização foi obtida a partir de um transformador
instalado fora da câmara, através da bucha de
passagem da câmara, dimensionada para ensaios de
até 200 kV, sob névoa salina.
Um sistema de exaustão foi responsável pela retirada
da névoa salina do interior da câmara, nos momentos
de intervenção para a colocação dos “racks” das
lâmpadas, e do vapor antes da fase de calor seco.
As fases de umidificação, de chuva e de aquecimento
foram automatizadas para facilitar sua operação nos
períodos da noite e da madrugada, enquanto a fase da
névoa salina se deu durante o horário de expediente
normal do laboratório, por ser o período mais provável
de ocorrência de descargas nos isoladores.
Durante a realização do ensaio, foram monitoradas, em
tempo real, através de um sistema de aquisição de
dados, as seguintes informações:
•
Tensão elétrica,
•
Corrente de fuga ( em até 29 isoladores ).
4.0 - AMOSTRAS E ARRANJOS DE ENSAIO
4.1 Isoladores bastão para 138 kV
Foram ensaiados isoladores de 4 fabricantes diferentes
(nacionais e estrangeiros), num total de 11 amostras,
sendo 2 de isoladores tipo “line post”, 8 do tipo bastão
e uma cadeia com 9 unidades de vidro recobertas com
borracha de silicone do tipo RTV. Os isoladores
poliméricos eram de borracha de silicone e de EPDM.
4.2 Isoladores bastão para 15 kV
Os isoladores bastão foram montados em uma
estrutura suporte instalados na posição de ancoragem,
energizados através de uma barra de alumínio de
seção circular. Isoladores de vidro foram colocados no
arranjo para possibilitar as medições de corrente de
fuga.
Nos três ensaios já realizados foram avaliados
isoladores de borracha de silicone, EPDM, ESP e de
teflon, num total de 14 fabricantes, nacionais e
estrangeiros.
4.3 Isoladores pino/pilar para 15 kV
Os isoladores pino/pilar foram montados em uma
estrutura suporte instalados na posição vertical,
normalmente energizados através de uma barra de
alumínio. Em um dos ensaios realizados foi verificada a
compatibilidade entre isolador – cabo e amarração,
num arranjo com cabos HDPE, XLPE e nu e
amarrações de fio nu, fio coberto, pré-formado
polimérico e anel de silicone.
Nos três ensaios já realizados foram avaliados
isoladores de epóxi, HDPE, EPDM, híbrido, de
porcelana e de porcelana recoberto com borracha de
silicone do tipo RTV, num total de 20 fabricantes,
nacionais e estrangeiros.
4.4 Pára-raios para 12 kV
Os pára-raios foram montados similarmente aos
isoladores pino/pilar.
No ensaio já realizado foram avaliados pára-raios de 4
fabricantes nacionais e estrangeiros.
5.0 - AVALIAÇÃO DO DESEMPENHO
O critério de aprovação do ensaio de envelhecimento
acelerado, conforme exposto na norma IEC 61109
estabelece:
•
•
•
não pode ocorrer mais que 3 (três) descargas
elétricas disruptivas;
não pode haver trilhamento nem perfuração nas
saias;
não pode ocorrer erosão que atinja o núcleo,
expondo-o ao ambiente.
No caso dos pára-raios adotou-se, também:
•
o valor da tensão de referência medido antes e
após o ensaio deve ser menor ou igual a 5 %,
•
o valor das descargas parciais, quando aplicado
1,05 x Unominal, medido antes e após o ensaio deve
ser menor ou igual a 10 % e nenhum valor deve
ser superior a 50 pC.
4
5.1 Isoladores bastão para 138 kV
na Figura 5.
Os resultados obtidos indicaram uma superioridade
dos isoladores de borracha de silicone em comparação
com os de EPDM. Nenhum dos isoladores apresentou
sinais de dano que os reprovassem, embora tenham
ocorrido alterações superficiais.
Somente nos períodos de névoa salina os isoladores
apresentaram corrente de fuga, atingindo no máximo
valores próximos a 200 mApico.
Os resultados detalhados estão apresentados na
referência (7).
5.2 Isoladores bastão para 15 kV
O envelhecimento provocou alterações nas
características superficiais da maioria dos isoladores,
com significativa alteração da cor original, como pode
ser visto na Figura 3.
FIGURA 5 – ISOLADOR DANIFICADO NO ENSAIO DE
TENSÃO MANTIDA
5.3 Isoladores pino/pilar para 15 kV
5.3.1 Avaliação da compatibilidade cabo-isoladoramarração
As observações feitas ao longo do ensaio de
envelhecimento indicaram que cabos e amarrações
sofreram danos irreversíveis, danificando, em algumas
situações, os próprios isoladores.
A configuração do isolador pilar de EPDM com cabo
HDPE e amarração com fio coberto não apresentou
danos aparentes ao longo do ensaio mas o mesmo
arranjo com cabo XLPE, desde as primeiras 1000
horas, mostrava sinais de atividade elétrica entre
amarração e cabo e entre amarração e isolador.
FIGURA 3 – ALTERAÇÃO DE COR EM ISOLADORES
ENSAIADOS
Diversos isoladores se danificaram sendo que a
Figura 4 mostra um exemplo de falha.
As configurações do pilar híbrido com os cabos HDPE
e XLPE e amarração com fio coberto não
apresentaram danos aparentes.
A configuração do isolador pilar de porcelana com
Resultados detalhados estão apresentados na referência amarração de pré-formado de HDPE mostrou-se
(8).
bastante frágil independente do cabo utilizado. Os
danos foram significativos afetando diretamente cabos
e amarrações, conforme apresentado na Figura 6.
FIGURA 4 – FALHA OBSERVADA EM ISOLADOR
BASTÃO PARA 15 KV
Para verificar se os critérios de aprovação normalizados
são suficientes, alguns isoladores foram submetidos ao
ensaio de determinação da tensão disruptiva antes e
após o ensaio de envelhecimento e ao ensaio de
tensão mantida por 30 minutos com 80% do valor da
tensão disruptiva. Foi constatado que um dos
isoladores, aprovado pelos critérios do ensaio de
envelhecimento, apresentou uma descarga durante o
ensaio de tensão mantida com projeção de material
usado para colar o revestimento, como pode ser visto
FIGURA 6 – DANOS NA AMARRAÇÃO DO ISOLADOR
PILAR DE PORCELANA
Para as configurações com o isolador pino de epóxi,
nos arranjos com amarração de pré-formado de HDPE,
independente do cabo, também houve danos
significativos nas amarrações e nos cabos (Figura 7).
Nos arranjos com amarração de fio coberto, com o
cabo HDPE, não houve danos aparentes. No arranjo
5
com cabo XLPE houve alguns danos entre cabo e
amarração.
FIGURA 9 – OUTROS DANOS EM ISOLADOR DE HDPE
COM CABO XLPE E ANEL DE SILICONE
FIGURA 7 – DANOS NO ISOLADOR PINO DE EPÓXI
COM CABO HDPE
Nas configurações do isolador pino com revestimento
de HDPE de um fabricante e amarração de préformado de HDPE, os arranjos com cabo HDPE
praticamente não apresentaram danos. Já os arranjos
com cabos XLPE mostraram danos significativos em
todas as amarrações, como pode ser visto na Figura 8.
FIGURA 10 – OUTROS DANOS EM ISOLADOR DE
HDPE COM CABO HDPE E ANEL DE SILICONE
5.3.2 Avaliação do isolador pino/pilar
Os danos nos isoladores pino de HDPE, energizados
com cabo nu ou tubo de alumínio, se localizaram na
região da rosca, como pode ser visto na Figura 11.
FIGURA 8 – DANOS EM ISOLADORES DE HDPE COM
CABO XLPE E PRÉ-FORMADO DE HDPE
FIGURA 11 – DANOS EM ISOLADOR PINO
No arranjo com o isolador com revestimento de HDPE
de outro fabricante, ocorreu queima significativa do
cabo XLPE, queima do anel de borracha de silicone,
como pode ser visto na Figura 9, e trilhamento na parte
inferior do isolador. O arranjo com o cabo HDPE,
também apresentou danos (ver Figura 10).
Resultados detalhados estão apresentados na
referência (8).
5.4 Pára-raios para 12 kV
Ao final dos ensaios foram observados, na inspeção
visual dos 04 (quatro) conjuntos que foram submetidos
ao ensaio, que não ocorreram descargas nos páraraios, os valores de corrente de fuga foram inferiores a
1 Apico e não houve perfuração nas saias Foram
observados sinais de erosão no corpo dos pára-raios,
como pode ser visto na Figura 12, mas sua
profundidade não foi suficiente para provocar a
exposição ao ambiente dos blocos resistores
6
7.0 - REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
FIGURA 12 – EROSÃO NO CORPO DE PÁRA-RAIOS
O envelhecimento provocou alterações nas
características superficiais da maioria dos invólucros
dos pára-raios, com significativa alteração da cor
original.
Somente 1 (um) dos 4 (quatro) conjuntos de 3 páraraios ensaiados não apresentou variação percentual
máxima da tensão de referência superior ao limite de
5% e todos os conjuntos apresentaram bom
desempenho no ensaio de descargas parciais.
6 . 0 CONSOLIDAÇÃO
RECOMENDAÇÕES
DOS
RESULTADOS
E
O ensaio de envelhecimento acelerado tem indicado
para fabricantes e usuários que isoladores e pára-raios
poliméricos sofrem alterações visuais que podem não
afetar o desempenho elétrico dos mesmos, mas
também podem apresentar problemas que podem
colocar em risco a instalação.
Os ensaios realizados mostraram que a
compatibilidade dielétrica entre o arranjo isolador-caboamarração é de fundamental importância e constitui-se
num dos principais problemas para a implantação de
redes aéreas compactas em ambientes agressivos.
Em função das particularidades de cada projeto, cabe
ressaltar que alguns detalhes como a presença da
linha do molde localizada no plano perpendicular ao
plano terra (no caso da configuração dos isoladores em
posição de ancoragem) ou no mesmo plano do
condutor (no caso dos isoladores tipos pilar e pino)
devem ser evitados.
O uso da medição da tensão de referência, antes e
após o ensaio de envelhecimento em pára-raios, como
critério de aprovação se mostrou adequado, embora
estudos devam ser realizados com o objetivo de
relacionar ( qualitativamente e quantitativamente ) os
sinais de erosão com a variação da tensão de
referência.
Este ensaio, apesar de sua longa duração, permite aos
fabricantes e aos usuários um maior conhecimento das
características implícitas do produto a ser utilizado e
seu desempenho face às diversas solicitações às quais
ele estará submetido quando em serviço.
(1) IEC 61109 - “Composite Insulators for AC
Overhead Lines with a Nominal Voltage greater
than 1000 V - Definitions, Test Methods and
Acceptance Criteria”, 1992
(2) CIGRE WG 22.10 - Composite Insulators,
“Techinical Basis for Minimal Requirement for
Composite Insulators”, Electra no. 88, May 1983,
pp 89-114
(3) Schneider, H. M. et alli., “Accelerated Aging and
Flashover Tests on 138 kV Nonceramic Line Post
Insulators”, IEEE Transactions on Power Delivery,
Vol. 8, No. 1, January, 1993, pp 325-326
(4) Pigini, G. P., Marrone, G., Porrino, A., “ Results of
accelerated aging tests on components of electric
system made with polymeric materials” , CIGRÉ
paper 15-07, Paris, France, 1988.
(5) IEC 60507 - “Artificial Pollution Tests on HighVoltage Insulators to be Used on AC Systems”,
1991.
(6) Schneider, H. M. et alli., “Accelerated Aging
Chamber for Nonceramic Insulators”, 7th
International Symposium on High Voltage
Engineering, Paper 43.09, August 1991, Dresden,
Germany.
(7) Garcia, R.W., e outros, “ Avaliação de isoladores
poliméricos submetidos a ensaio de
envelhecimento acelerado” , International
Workshop on Transmission Lines Insulators, Rio
de Janeiro, Brasil, 1998.
(8) Garcia, R.W., Mello, D. R., “ Avaliação de
isoladores poliméricos para redes de distribuição a
partir do ensaio de envelhecimento acelerado” ,
Relatório Técnico CEPEL 495/2000.