MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADOR DE POTENCIA

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Grupo de Trabalho
 A2.05
Guia㻌㻌de㻌㻌Manutencao㻌㻌para
Transformadores㻌㻌de㻌㻌Potência
Novembro 2013
015
 
 
 
1 
 
 
 
 
 
 
Guia de Manutenção para 
Transformadores de Potência 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Grupo de Trabalho A2.05 
Jaime Suñé (Coordenador), Leonardo A. Heredia (Secretário). 
Membros: Antônio T. de Brito, Carlos Dupont, Carlos G. Gonzales, 
Cleusomir C. dos Santos, Edson L. S. Brito, Gilberto Amorim M., Helton H. 
S. Bezerra, João C. Carneiro, Jorge S. Santelli, Juliano R. da Silva, Marco 
A. Marin, Roberto Jasinski, Rodinei Carraro, Rodrigo Evaristo de O. S., 
Rômulo M. Teixeira. 
Membros Correspondentes: Alberto Moriama, Allyrio Meira, Antônio 
C. B. Bissacot, Bernardo Salum, Claudio Severino, Fabiano Asano, 
Fernando Amorim, João Baldauf, José C. Mendes, Marco A. Sens, Paulo 
Moraes, Roberto Asano Jr, Roberto Censi F., Rodrigo Ferrari. 
 
 
 
 
 
3 
ÍNDICE 
1. INTRODUÇÃO.............................................................................................................................. 7 
1.1 Introdução...................................................................................................... 7 
1.2 Fundamentos e Funcionamento Básico de Transformadores de Potência........................ 8 
1.3 Fundamentos e Funcionamento Básicos de Reatores Shunt........................................... 11 
1.4 Operação do Transformador e Ciclos de Vida............................................................... 12 
1.5 Vida útil de Transformadores........................................................................................ 17 
1.6 Terminologia.............................................................................................................. 22 
 
2. ESTRATÉGIAS DE MANUTENÇÃO................................................................................................ 26 
2.1 A Importância da Manutenção...................................................................................... 26 
2.2 Impactos da Indisponibilidade..................................................................................... 27 
2.3 Avaliação da Condição do Equipamento....................................................................... 28 
2.4 Manutenção Baseada no Tempo.................................................................................. 29 
2.5 Manutenção Baseada na Condição............................................................................... 31 
2.6 Manutenção Corretiva................................................................................................. 34 
2.7 Monitoramento Online Contínuo.................................................................................. 36 
 
3. PROCESSOS DE MANUTENÇÃO................................................................................................... 37 
3.1 Planejamento.............................................................................................................. 37 
3.2 Organização................................................................................................................ 38 
3.3 Execução.................................................................................................................... 40 
3.3.1 Segurança na Execução da Manutenção.............................................................. 40 
3.3.1.1 Planejamento Executivo e Análise Preliminar de Riscos................................. 41 
3.3.1.2 Recomendações de Segurança Adicionais.................................................... 42 
3.4 Registro da Manutenção.............................................................................................. 43 
3.5 Otimização.................................................................................................................. 44 
3.6 Gestão do Conhecimento............................................................................................. 45 
 
4. COMPONENTES DO TRANSFORMADOR...................................................................................... 47 
4.1 Buchas....................................................................................................................... 47 
4.1.1 Núcleo Condensivo............................................................................................ 47 
4.1.2 Tap de Derivação.............................................................................................. 49 
4.1.3 Isolador Externo................................................................................................ 50 
4.1.4 Tipos de Conexões de Bucha.............................................................................. 51 
4.2 Preservação do Sistema de Óleo................................................................................. 52 
4.2.1 Sistema Externo ao Conservador........................................................................ 52 
4.2.2 Sistemas Internos ao Conservador...................................................................... 53 
4.2.3 Tanque Principal Selado..................................................................................... 53 
4.2.4 Respiração Livre................................................................................................ 54 
4.2.5 Característica dos Sistemas de Conservação........................................................ 55 
4.3 Sistemas de Resfriamento............................................................................................ 56 
4.3.1 Radiador........................................................................................................... 56 
4.3.2 Trocador de Calor.............................................................................................. 58 
4.3.3 Bombas para Circulação de Óleo......................................................................... 60 
4.3.4 Ventiladores...................................................................................................... 61 
 
 
4
4.4 Vedações.................................................................................................................... 63 
4.4.1 Instalação das Vedações.................................................................................... 64 
4.5 Medidores, Indicadores e Relés.................................................................................... 65 
4.5.1 Indicadores de Temperatura do Óleo e Enrolamento............................................ 65 
4.5.2 Indicadores de Nível de Óleo.............................................................................. 68 
4.5.3 Relé Detector de Gás tipo Buchholz.................................................................... 69 
4.5.4 Dispositivo de Alívio de Pressão.......................................................................... 71 
4.5.5 Indicador de Fluxo............................................................................................. 71 
4.6 Armário de Controle................................................................................................... 72 
4.7 Transformadores de Corrente....................................................................................... 73 
4.8 Comutadores de Derivação em Carga........................................................................... 74 
4.8.1 Geral................................................................................................................ 74 
4.8.2 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo............................................... 74 
4.8.2.1 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo Externo.............................. 75 
4.8.2.2 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo Interno.............................. 78 
4.8.3 Comutador de Derivações do tipo Reator.............................................................80 
4.8.4 Tipos de Conexão de Comutadores de Derivação em Carga.................................. 82 
4.9 Comutadores de Derivações Desenergizado................................................................... 82 
4.10 Líquido Isolante para Comutadores de Derivação......................................................... 82 
4.11 Parte Ativa do Transformador..................................................................................... 84 
4.11.1 Núcleo do Transformador................................................................................. 85 
4.11.2 Enrolamentos.................................................................................................. 86 
4.12 Óleo Isolante............................................................................................................. 89 
 
5. AÇÕES DE MANUTENÇÃO............................................................................................................ 91 
5.1 Métodos de Ensaios Elétricos Básicos e Avançados........................................................ 91 
5.1.1 Testes Elétricos Básicos..................................................................................... 91 
5.1.1.1 Resistência de Isolamento DC....................................................................... 91 
5.1.1.2 Ensaio do Isolamento AC (Fator de Potência e Capacitância)........................... 93 
5.1.1.3. Resistência Ôhmica dos Enrolamentos.......................................................... 95 
5.1.1.4. Relação de Transformação (TTR)................................................................. 95 
5.1.2 Testes Elétricos Avançados................................................................................. 96 
5.1.2.1 Medição de Descarga Parcial (DP)................................................................. 96 
5.1.2.2 Analise da Resposta em Frequência (FRA)...................................................... 101 
5.1.2.3 Resposta em Freqüência de Perdas Dispersas (FRSL)...................................... 103 
5.1.2.4 Espectroscopia no Domínio da Frequência (FDS)............................................. 105 
5.1.2.5 Método da Tensão de Retorno (RVM)............................................................ 108 
5.1.2.6 Tensão Induzida em Transformadores em Campo........................................... 112 
5.2 Análise de Gás Dissolvido no Óleo Isolante (DGA).......................................................... 115 
5.2.1 Formação de Gases........................................................................................... 115 
5.2.2 Coleta de Óleo Isolante...................................................................................... 117 
5.2.3 Ensaio de Cromatografia.................................................................................... 118 
5.2.4 Interpretação dos Resultados............................................................................. 119 
5.2.5 Periodicidade de Análise de Gases Dissolvidos em Óleo Isolante........................... 120 
5.2.6 Importância como Técnica de Manutenção Preditiva............................................ 120 
5.3 Ensaios no Óleo........................................................................................................... 122 
 
 
5
5.3.1 Ensaios no Óleo Grupo 1.................................................................................... 124 
5.3.2 Ensaios no Óleo Grupo 2.................................................................................... 127 
5.3.3 Ensaios no Óleo Grupo 3.................................................................................... 131 
5.3.4 Gestão dos Resultados dos Ensaios de Óleo........................................................ 132 
5.4 Ensaios no Papel......................................................................................................... 135 
5.5 Manutenção do Comutador de Derivação sob Carga....................................................... 135 
5.5.1 Atividades de Manutenção x Problemas Possíveis................................................. 135 
5.5.2 Manutenção Preventiva...................................................................................... 136 
5.5.3 Análise Físico-Química e Cromatográfica.............................................................. 138 
5.5.4 Técnicas Específicas de Manutenção................................................................... 138 
5.6 Práticas de Manutenção e Inspeção.............................................................................. 141 
5.6.1 Parte Ativa........................................................................................................ 142 
5.6.2 Sistema de Preservação de Líquido Isolante e Conservador.................................. 143 
5.6.3 Sistema de Resfriamento.................................................................................... 144 
5.6.4 Sistema de Supervisão, Proteção e Controle........................................................ 146 
5.6.5 Sistema de Conexão (Buchas)............................................................................ 149 
5.7 Secagem da Isolação................................................................................................... 150 
5.7.1 Secagem On-Line, com o Transformador em Operação........................................ 155 
5.7.1.1 Tratamento Termovácuo............................................................................... 155 
5.7.1.2 Filtros Absorvedores de Umidade................................................................... 156 
5.7.1.3 Peneira Molecular......................................................................................... 156 
5.7.2 Secagem Off-line, com o Transformador Fora de Serviço...................................... 159 
5.7.2.1 Secagem por Alto Vácuo............................................................................... 159 
5.7.2.2 Secagem por Circulação de Óleo Quente e Vácuo........................................... 160 
5.7.2.3 Secagem por Aspersão de Óleo Quente (Hot Oil Spray)................................... 161 
5.7.2.4 Secagem por Vapour-phase.......................................................................... 162 
5.7.2.5 Secagem Criogênica..................................................................................... 163 
5.7.2.6 Secagem por Circulação de Corrente a Baixa Frequência (LFH)........................ 164 
5.8 Tratamento do Óleo Isolante........................................................................................ 165 
5.9 Tratamento de Óleo Isolante com Enxofre Corrosivo...................................................... 169 
5.9.1. Teor de Dibenzildisulfeto (DBDS)....................................................................... 169 
5.9.2. Detecção de Compostos Corrosivos.................................................................... 169 
5.9.3. Adição de Passivador........................................................................................ 170 
5.9.4. Teor de Tolutriazol (TTA).................................................................................. 171 
5.9.4. Remoção do Enxofre Corrosivo da Isolação Sólida............................................... 171 
5.10 Eletrização Estática e Manutenção.............................................................................. 172 
5.10.1 Eletrização Estática.......................................................................................... 172 
5.10.2 Mitigação da Eletrização Estática....................................................................... 173 
5.10.2.1 Fluxo do Óleo Isolante............................................................................... 173 
5.10.2.2 Características do Óleo Mineral Isolante.......................................................174 
5.10.2.3 Aditivação do Óleo Mineral Isolante............................................................. 175 
5.10.2.4 Monitoramento do Carregamento Eletrostático............................................. 175 
5.11 Precauções para o Trabalho Invasivo.......................................................................... 175 
5.12 Utilização de Tip e Alarmes........................................................................................ 177 
 
 
 
 
 
6
6. REPARO DE TRANSFORMADORES.............................................................................................. 179 
6.1 Grau de Complexidade de Reparos............................................................................... 179 
6.2 Reparos de Baixa Complexidade (1 e 2)........................................................................ 179 
6.3 Reparos de Média e Grande Complexidade (3 a 5)......................................................... 181 
6.3.1 Reparos em Campo........................................................................................... 181 
6.3.1.1 Etapas do Processo...................................................................................... 181 
6.3.1.2 Riscos e Controle de Qualidade..................................................................... 182 
6.3.1.3 Infraestrutura.............................................................................................. 184 
6.3.1.4 Segurança e Meio Ambiente.......................................................................... 184 
6.3.1.5 Treinamento e Gestão do Conhecimento........................................................ 184 
6.3.1.6 Garantia...................................................................................................... 185 
6.3.2 Reparos em Oficina do Proprietário do Equipamento............................................ 186 
6.3.3 Reparos em Oficina da Contratada...................................................................... 187 
6.3.3.1 Etapas do Processo...................................................................................... 187 
6.3.3.2 Transporte................................................................................................... 188 
6.3.3.3 Infraestrutura.............................................................................................. 193 
6.3.3.4 Riscos e Controle de Qualidade..................................................................... 193 
6.3.3.5 Segurança e Meio Ambiente.......................................................................... 195 
6.4 Avaliação Comparativa................................................................................................. 195 
 
7. MONITORAMENTO ON-LINE CONTÍNUO.................................................................................... 197 
7.1 Definições e Justificativas............................................................................................. 197 
7.2 Estrutura Básica de um Sistema de Monitoramento On-line Contínuo............................. 198 
7.3 Subsistemas Monitorados............................................................................................ 199 
7.4 Grandezas Monitoradas............................................................................................... 199 
7.4.1 Monitoramento On-line Contínuo de DGA............................................................ 201 
7.4.2 Sistema de Monitoramento On-line Contínuo de Buchas Condensivas.................... 202 
7.4.3 Monitoramento On-line Contínuo de Comutadores............................................... 205 
7.5 Arquiteturas................................................................................................................ 205 
7.6 Protocolos de Comunicação.......................................................................................... 206 
7.7 Considerações............................................................................................................. 206 
7.8 Manutenção do Sistema de Monitoramento................................................................... 207 
 
8. ANEXOS....................................................................................................................................... 209 
8.1 Ábaco para Obtenção dos Valores de URSI.................................................................... 209 
8.2 Registros de Ensaios.................................................................................................... 210 
8.3 Árvore de Falha do Sistema de Monitoramento.............................................................. 232 
8.4 Árvore de Falha do Comutador de Derivações em Carga................................................ 238 
8.5 Padrões e Referências CIGRÉ....................................................................................... 245 
 
 
7
1. INTRODUÇÃO 
1.1 Introdução ao Guia de Manutenção 
O investimento em ativos inseridos em um ambiente competitivo impõe a busca de processos cada 
vez mais otimizados, maximizando resultados e minimizando o emprego de recursos. Nesse contexto, 
a função Manutenção assume papel relevante na medida em que contribui para o funcionamento 
adequado desses ativos. 
Manutenção, disponibilidade e confiabilidade são conceitos estreitamente relacionados e o gestor de 
ativos tem que especificar uma política de manutenção que maximize a disponibilidade e 
confiabilidade dos ativos a um custo adequado. 
A fim de permitir o contínuo funcionamento desses ativos, a engenharia de manutenção e os 
respectivos procedimentos de manutenção e operação necessários à sua efetivação, devem ser 
executados de forma integrada. 
O Transformador de potência é um equipamento de fundamental importância para o Sistema Elétrico 
de Potência, sendo o ativo de maior valor agregado em uma instalação de transmissão e distribuição, 
e falhas destes ativos podem ocasionar interrupções de fornecimento de energia por períodos 
prolongados, podendo repercutir no sistema produtivo industrial e na sociedade de forma geral. 
Devido a esta relevância, as empresas do ramo de energia devem estabelecer uma politica de 
manutenção voltada para a sua confiabilidade e disponibilidade. 
A existência de um Guia Internacional de Manutenção de Transformadores, “Guide for Transformer 
Maintenance – Working Group A2.34 de fevereiro de 2011”, motivou o Comitê A2 do Cigré Brasil a 
elaborar um Guia que traduza a experiência dos profissionais de engenharia de manutenção das 
empresas brasileiras, atendendo as particularidades do mercado nacional. 
Neste contexto foi criado o subcomitê A2.05 para elaboração do “Guia de Manutenção de 
Transformadores de Potência”, preparado para ajudar a definir e aplicar a melhor prática de 
manutenção em transformadores imersos em óleo isolante com classe de tensão igual ou superior a 
34,5kV. 
São abordados os seguintes temas: 
� Fundamentos e princípios de funcionamento; 
� Aspectos operativos; 
� Tipos de manutenção; 
� Vida útil, mecanismos e métodos de avaliação de degradação; 
� Referências e padrões Cigré aplicáveis à manutenção; 
� Estratégias de manutenção; 
� Processo de manutenção; 
 
 
8
� Seleção e manutenção dos componentes dos equipamentos; 
� Técnicas de reparos dos equipamentos; 
� Transporte e armazenagem; 
� Monitoramento on-line contínuo; 
� Verificações e testes a fim de avaliar a condição do equipamento; 
� Intervalos de tempo para realização das atividades de manutenção; 
� Aspectos humanos para manutenção; 
� Materiais para manutenção; 
� Gestão do conhecimento. 
As orientações deste Guia de Manutenção de Transformadores de Potência também podem ser 
aplicáveis a autotransformadores, reatores tipo shunt, transformadores de aterramentoe 
transformadores reguladores, nos sistema de geração, transmissão, distribuição de energia elétrica e 
setor industrial. 
1.2 Fundamentos e Funcionamento Básico de Transformadores 
de Potência 
O transformador de potência é um equipamento importante no sistema elétrico de potência (SEP) 
sendo responsável pela transformação de tensão, podendo ter como função a elevação (no caso de 
aplicações em subestações elevadoras de geração, por exemplo) ou rebaixamento (no caso de 
aplicações em sistemas de transmissão ou distribuição, por exemplo) da mesma. Além de sua nítida 
importância operacional, possui também grande valor financeiro agregado, sendo o de maior 
significância em uma subestação de transmissão elétrica. Estas características associadas tornam este 
equipamento essencial na definição do planejamento de manutenção por parte das empresas do setor 
elétrico. 
 
Figura 1.1 – Figura exemplificando funcionamento resumido de um transformador. 
 
Teoricamente, de forma simplificada podemos afirmar que o fenômeno existente em um 
transformador é baseado no princípio da indução eletromagnética mútua. Na figura 1.1 observa-se 
 
 
9
que onde ao aplicarmos uma tensão U1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma 
corrente I1 alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também 
alternado, ф1. A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o caminho 
de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletromotriz (f.e.m.) E1 no primário e E2 no 
secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos, segundo a relação de 
transformação: 
 
Ou, considerando que a as tensões U1 e U2 são praticamente iguais as f.e.m. induzidas E1 e E2, 
pode-se afirmar que: 
 
De forma prática, um transformador de potência para cumprir sua função necessita de uma série de 
acessórios e componentes que possibilitem sua operação sob condições controladas de temperatura, 
estanqueidade e dentro de parâmetros especificados em projeto. Para se ter uma visão geral e 
simplificada de um transformador de potência, a figura 1.2 mostra os seus componentes principais. 
 
Figura 1.2 – Transformador de potência e componentes principais. 
 
 
 
 
10 
Podemos segmentar um transformador em “parte ativa”, acessórios e sistemas de preservação de 
líquido isolante, isolação e refrigeração. 
A “parte ativa” do transformador, onde é realizado o fenômeno de indução eletromagnética, 
responsável pela transformação de tensão conforme visto na figura 1.1, é composta pelo núcleo [1] 
e enrolamentos [2], podendo existir alguns tipos de ligações entre os enrolamentos [4] como, por 
exemplo, estrela – triângulo ou estrela – estrela. 
Podemos classificar de forma resumida os acessórios de um transformador como: As buchas [9] que 
são responsáveis pela interligação e isolação entre os enrolamentos e o sistema elétrico em que o 
equipamento está interligado, o comutador de derivação em carga (CDC) [10/14] responsável pelo 
controle de tensão possibilitando a adequação do transformador às condições sistêmicas necessárias 
para operação. A comutação também pode ser realizada sem tensão, através de comutadores de 
derivação desenergizado (CDD), como por exemplo, no caso de transformadores elevadores, quando 
este controle de tensão é realizado pelos geradores de usina. 
Indicadores locais ou remotos de grandezas monitoráveis como, por exemplo, temperatura [16] e 
nível de óleo [18], proteções intrínsecas que atuam para o desligamento da unidade quando ocorre 
falhas internas como, por exemplo, o relé buchholz [19] que atua quando da formação de gases 
internos ou ainda sistemas mais complexos de monitoramento que supervisionam grandezas elétricas 
importantes para diagnósticos incipientes no processo de falha de um equipamento como fator de 
dissipação da isolação, ponto quente de enrolamento ou formação de gases, são partes integrantes 
dos acessórios de um transformador. 
O sistema de preservação do líquido isolante é composto pelo tanque principal [6], tanque de 
expansão do óleo [7], membrana / bolsa de borracha [8] e secador de ar [15], podendo haver 
variações nas formas desta selagem, principalmente no que diz respeito a forma de contato com o 
meio externo no processo inerente ao seu funcionamento de expansão / retração do meio isolante. A 
principal função deste sistema é manter sob controle os menores níveis possíveis de umidade e 
oxigênio interno ao mesmo, evitando assim a oxidação da isolação. 
O sistema de isolação [3] de um transformador convencional é realizado através de uma combinação 
entre papel e óleo mineral isolante (OMI), sendo que ao longo deste estudo também será abordada a 
utilização do óleo vegetal isolante (OVI) como parte integrante da isolação. Não fará parte do escopo 
a utilização de transformador com isolação seca no SEP. 
O sistema de refrigeração é realizado através de radiadores / trocadores de calor [11] por onde 
circulam o líquido isolante através de moto-bombas quando projetados para refrigeração forçada. O 
resfriamento normalmente é feito por moto-ventiladores [12], porém existem projetos com a 
utilização de água na troca de calor aproveitando-se da proximidade de reservatórios, no caso de 
transformadores elevadores de usinas hidrelétricas. 
 
 
 
 
11 
1.3 Fundamentos e Funcionamento Básicos de Reatores Shunt 
O reator shunt (ou de derivação) é um equipamento de fundamental importância no controle da 
tensão de operação no SEP. Sua instalação é realizada frequentemente através da conexão nos 
terminais de linhas de transmissão que necessitam de um controle de tensão mais específico. Existem 
casos de instalação em barramentos e em terciários de transformadores. Sua construção e 
especificação são semelhantes a de um transformador de potência. Os reatores podem ser 
manobráveis, quando operados através de disjuntor, ou permanentes, quando interligados 
diretamente as linhas de transmissão através de chaves seccionadoras. 
De forma simplificada, o reator tem a função de minimizar o efeito capacitivo existente em linhas de 
transmissão que possuem carregamento leve (condição sistêmica) ou linhas longas (condição física). 
Este efeito conhecido como ferranti faz com que exista uma elevação na sua tensão de operação, 
sendo necessária uma compensação reativa indutiva para possibilitar o controle desta tensão dentro 
dos valores aceitáveis de operação e de especificação dos demais equipamentos do SEP. A figura 1.3 
mostra a representação de uma linha de transmissão com reatores shunt, interligados em suas 
extremidades. 
 
Figura 1.3 – Linha de transmissão com compensação reativa através de reatores shunt. 
A figura 1.4 mostra um gráfico que associa a relação entre a potência transmitida com a potência 
reativa operativa da LT em diversos níveis de tensão. Observa-se que para potências transmitidas 
inferiores a potência natural da LT se faz necessária a compensação reativa através de reatores shunt 
e que, em níveis maiores de tensão, estes valores são mais significativos. 
 
Figura 1.4 – Relação entre potência transmitida e potência reativa da LT em diversos níveis de tensão. 
 
 
12 
Os subsistemas de preservação de líquido isolante, isolação, refrigeração, acessórios, e componentes 
como buchas, válvulas, secadores de ar, equipamentos de supervisão e outros, possuem as mesmas 
funções e especificações utilizadas para transformadores. Ver item 1.2 deste guia de manutenção. 
O sub-sistema parte ativa tem composição semelhante a de um transformador, diferindo nos tipos de 
ligações realizadas nos enrolamentos e quanto a necessidade de entre-ferro no núcleo do reator. 
1.4 Operação do Transformadore Ciclos de Manutenção 
Um transformador é geralmente um equipamento robusto com alta confiabilidade que exige uma 
manutenção relativamente baixa. Durante a vida útil destes equipamentos é necessário estabelecer 
uma estratégia de manutenção que assegure o nível apropriado de confiabilidade e de uma vida útil 
operacional otimizada. 
A vida útil operacional de um transformador começa com os testes prévios ao comissionamento. Uma 
vez em operação, uma estratégia de manutenção proverá a disponibilidade e confiabilidade requeridas 
durante a vida útil do equipamento com custo mínimo. 
Uma vez que uma anormalidade é detectada, algumas ou todas as técnicas de diagnósticos 
disponíveis neste guia podem ser aplicadas para avaliar a sua gravidade e determinar se o 
equipamento pode retornar a operação, com ou sem restrições. Caso seja necessária, uma ação 
corretiva pode ser executada, ou dependendo da condição do transformador, pode ser apropriado 
recorrer a uma intervenção mais intensa. Finalmente, pode-se decidir que é hora de revitalizar ou 
reparar o equipamento ou mesmo substituí-lo, dependendo dos resultados de uma avaliação que 
incluirá considerações de segurança (tanto para a equipe de funcionários quanto para o público em 
geral), as consequências ambientais e os aspectos de confiabilidade do sistema de operação. 
A seguir é mostrado um fluxograma com o ciclo de operação e manutenção de transformadores. 
 
 
13 
Comissionamento
Condição de Avaliação
Condição
Normal
Sim
Não
Operação do Equipamento
Manutenção
Preventiva
Checagem e 
Teste
MBC
Manutenção
Baseada na
Condição
MCBT
Manutenção da 
Condição Baseado no 
Tempo
Sim
Evolução
Tecnológica e 
Econômica
Trabalho Principal no 
local ou na oficina
Sucata e Substituição
Fim de vida útil
MCOL
Monitoramento 
de Condição 
ON-LINE
MBT
Manutenção
Baseada no
Tempo
Não Sim
Trabalho 
Secundário
Trabalho
Principal
Interpretação
Aplique testes especiais e 
monitoração intensiva (se 
necessário)
 
Figura 1.5 - Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, 
desde o seu comissionamento até o fim de sua vida útil. 
Os diferentes termos utilizados no ciclo de operação e de manutenção do equipamento são descritos 
abaixo. 
Comissionamento 
Quando um equipamento novo ou reparado é colocado em funcionamento, são realizados testes 
iniciais para estabelecer um padrão de referência, de modo que os resultados fiquem disponíveis para 
o uso como referência no caso de suspeita de um problema no futuro. O funcionamento adequado do 
equipamento e de todos seus componentes é verificado. 
 
 
 
14 
Operação do Transformador 
O transformador é conectado a um sistema elétrico e uma carga fixa ou variável é aplicada. O 
transformador é exposto a condições sistêmicas e de operação, tais como: variações da temperatura 
ambiente, variações da carga, frequência e tensão, impulsos atmosféricos, sobretensões de 
manobras, curto-circuito, dentre outras. 
Manutenção Baseada no Tempo (MBT) 
Esta manutenção é realizada em intervalos predeterminados para reduzir a probabilidade de um item 
do equipamento falhar em serviço. Isto inclui ações de manutenção para melhorar a condição (troca 
de óleo, lubrificação, substituição preventiva de peças). O termo “manutenção sistemática preventiva” 
é também usado. Uma MBT é realizada em um intervalo fixo de tempo e a ação é realizada 
independentemente da condição do equipamento, isto é, o planejador define o que deve ser feito e 
com que freqüência deve ser feito. Este método pode oferecer um alto nível da cobertura de risco se 
as recomendações do fabricante do equipamento forem seguidas. A MBT é frequentemente 
considerada como a mais fácil, mas não a de menor custo. Ela tem a vantagem significativa de ser 
facilmente planejada e isto é particularmente importante para a manutenção que exige o 
desligamento do equipamento. 
Monitoramento de Condição Baseada no Tempo (MCBT) 
Existem ações para avaliar a condição do equipamento (por exemplo, verificações visuais, medidas e 
testes) que são realizadas em intervalos regulares e pré-planejados. Essas ações são frequentemente 
realizadas em conjunto com a manutenção que exige o desligamento do equipamento. Os resultados 
da MCBT são utilizados com freqüência para decidir a respeito da extensão da manutenção exigida 
naquele momento ou no futuro. Mas a informação obtida é limitada a uma foto de um momento 
particular. 
Manutenção Baseada na Condição (MBC) 
Esta manutenção é realizada dependendo da condição do equipamento para reduzir a probabilidade 
de um item do equipamento falhar em serviço. A MBC é baseada na avaliação da condição física real 
do equipamento e leva em consideração o seu uso, ocorrência de eventos, o possível desgaste de 
partes do comutador de tap e o desempenho de um equipamento similar. Para usar esta filosofia de 
manutenção é necessário avaliar a condição do equipamento através de métodos como MCBT, MCOL 
e a monitoração online contínua. A MBC se aplica nos casos em que a condição técnica pode ser 
medida e avaliada com base em critérios de ações recorrentes. A incorporação da MBC é uma 
estratégia de manutenção que procura reduzir custos, realizando a manutenção somente quando uma 
mudança na condição do equipamento exigir uma tomada de decisão e ação associada. Entretanto, a 
MBC requer um processo de planejamento mais complicado. A MBC é freqüentemente utilizada dentro 
de um plano de desligamentos baseada no tempo para adiar a manutenção até que seja possível um 
próximo desligamento. 
 
 
 
15 
Monitoramento de Condição Online (MCOL) 
Esta é uma técnica, método ou medida que é, ou pode ser, executada ou feita com o transformador 
em funcionamento e que fornece informações sobre a condição do transformador. Isto pode incluir a 
amostragem do óleo para a análise de gás dissolvido, usando um laboratório, a execução de 
termografia ou realização de observações simples, tais como, verificar o nível de óleo nas buchas e 
nos conservadores de óleo. 
Monitoramento Online Contínuo 
Este é um refinamento da técnica de MCOL, onde uma medida ou medidas são continuamente 
seguidas ou supervisionadas, normalmente por meio de um dispositivo eletrônico inteligente (IED). 
Este dispositivo comunicará imediatamente, por meio de um alarme ou de uma mensagem, qualquer 
deterioração significativa e alertará a equipe de funcionários para que os mesmos possam tomar as 
providências apropriadas. Para ser eficaz, o monitoramento online contínuo deve anunciar a mudança 
na condição do equipamento antecipando uma falha. O monitoramento online contínuo pode servir de 
base para a Manutenção Baseada na Condição e pode eficazmente reduzir o risco de uma falha 
catastrófica inesperada. 
Estratégia de Manutenção 
A Estratégia de Manutenção é a combinação de diferentes filosofias de manutenção usadas para 
conseguir a confiabilidade exigida do sistema. A estratégia pode incluir diferentes filosofias de 
manutenção para diferentes componentes do equipamento. Por exemplo, comutadores de tap e 
buchas. A MBT é geralmente considerada uma estratégia simples, enquanto que a MBC é mais eficaz 
em termos de custo do que a MBT. Uma combinação de MBT, MCBT, MBC e MCOL é freqüentemente 
utilizada para manter um número grande de equipamentos. Verificações ou inspeções baseadas no 
tempo são usadas para a avaliação total da condição (por exemplo, vazamento de óleo) ou as 
medidas diagnósticas usuais (por exemplo, DGA), enquanto os métodos de MBC são usados para 
verificar o desgaste das peças (por exemplo, o comutador de tap). Os resultados da MBC fornecem o 
conhecimento médio ou real das condições do ativoe podem ser usadas para influenciar os intervalos 
futuros da MBT. 
Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) 
A Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) ou “Reliability Centered Maintenance” (RCM) é uma 
política que leva em consideração não somente o tempo de operação ou a condição técnica do ativo, 
mas também, a sua importância sistêmica, potenciais riscos ambientais ou de segurança motivado por 
sua falha, bem como as conseqüências de sua indisponibilidade. Suas características principais são: 
� Preservação do sistema prioritariamente em detrimento da abordagem tradicional que busca a 
preservação da operação do equipamento em si; 
� Identificação de modos de falhas principais que possam causar falhas nas funções operacionais; 
� Definição da aplicação de recursos baseando-se na análise dos modos de falhas principais das 
funções prioritárias do sistema. 
 
 
16 
� Seleção das atividades de manutenção que efetivamente reduzam a probabilidade de falha, 
sendo que aspectos de segurança e ambientais devem ser priorizados. 
A ferramenta de análise e efeito de falha conhecida como FMEA (Failure Modeand Effects Analysis) é 
frequentemente utilizada para a definição dos modos de falha das funções do sistema quando da 
aplicação da MCC. 
Manutenção Produtiva Total (TPM) 
A Manutenção Produtiva Total ou Total Productive Maintenance (TPM), é uma política que visa a 
melhoria do desempenho e a da produtividade dos equipamentos de um sistema, levando em 
consideração principalmente os seguintes aspectos: 
� Desenvolvimento de uma organização que busque a maximização do sistema de produção, bem 
como do uso dos equipamentos durante o ciclo de vida útil dos mesmos; 
� Envolvimento de todos os funcionários da organização durante e após sua implementação; 
� Estabelecimento de condições de controle que possibilitem a busca por taxa ZERO de falhas e 
defeito. 
Esta política se baseia em 08 (oito) programas de trabalho para possibilitar a obtenção dos objetivos, 
conforme descrito sinteticamente a seguir: Melhoria Específica, Manutenção Autônoma, Manutenção 
Planejada, Educação e Treinamento, Administração e Apoio a Gestão Antecipada, Manutenção de 
Qualidade e Segurança, Saúde e Meio-Ambiente. 
Avaliação da Condição 
Este é o processo através do qual a condição de um equipamento é avaliada levando em consideração 
todos os aspectos que poderiam afetar o seu desempenho futuro. As entradas para este processo 
serão os resultados de testes e medidas, observações, histórico do funcionamento, conhecimento dos 
mecanismos das falhas e dos processos, experiência prévia com equipamento similar ou comparável e 
qualquer outro conhecimento e informação relevantes. A saída comum pode variar de uma avaliação 
simples normal ou anormal a um sofisticado “índice de desempenho do ativo” que é um sistema de 
classificação ou contabilização em uma escala única ou múltipla para permitir decisões sobre uma 
futura manutenção ou substituição prioritária sobre um lote de unidades. 
Interpretação – Testes Especiais ou Monitoramento Intensivo 
Quando houver a suspeita ou indicação de um problema no equipamento (por exemplo, pela 
avaliação rotineira da condição de funcionamento), todas as informações disponíveis são coletadas e 
avaliadas, para que então seja decidido o plano de ação para a correção do problema. Para facilitar 
este processo, uma variedade de testes especiais de diagnóstico off-line está disponível e podem ser 
usadas para avaliar as condições das diferentes peças do equipamento (por exemplo, o núcleo, os 
enrolamentos, as buchas, o OLTC e os acessórios). Em alguns casos, a aplicação de monitoramento 
intensivo, por exemplo, o monitoramento online contínuo, pode ser requisitado a fim de recolher 
dados adicionais ou para operar o equipamento com segurança. A finalidade dos testes especiais é 
 
 
17 
avaliar se o equipamento poderia ser colocado em serviço novamente com ou sem ações corretivas. O 
monitoramento online contínuo é geralmente útil para se obter uma compreensão profunda da má 
condição e de suas dependências em condições de funcionamento tais como a carga, a posição do tap 
e a temperatura. 
Manutenção Corretiva 
A Manutenção Corretiva é uma operação realizada para restaurar qualquer peça do equipamento que 
falhou ou degradou até chegar a um ponto onde precisa de uma ação corretiva para assim, evitar 
uma perda no desempenho ou uma falha maior. A necessidade de uma Manutenção Corretiva segue a 
identificação de uma condição anormal e exclui a manutenção rotineira (MBT, MBC). Como exemplos 
podem incluir o tratamento ou regeneração do óleo, substituição de ventilador do sistema de 
refrigeração e reparos de vazamentos. 
Reparo 
Intervenção no equipamento, originada por defeito ou falha, com o objetivo de restabelecer o mesmo 
as suas condições originais de projeto. 
Repotencialização 
Intervenção no equipamento com o objetivo de alterar suas condições originais de projeto. 
Avaliação Técnica e Econômica 
O ciclo da operação, da manutenção rotineira e corretiva do equipamento não é permanente. Quando 
um equipamento sofre dano severo ou quando a confiabilidade do equipamento já não é satisfatória, 
uma avaliação técnica e econômica tem que ser feita para decidir a melhor opção entre sucatear ou 
substituir, reparar ou repotenciar e se o trabalho será feito no local ou em oficina. Ao avaliar a melhor 
opção, considerações como o tempo de indisponibilidade, a disponibilidade de equipamento reserva, o 
custo da indisponibilidade, o transporte e a condição do equipamento em geral serão levados em 
consideração. 
1.5 Vida útil de Transformadores 
A vida útil remanescente de um transformador é avaliada a partir de seu componente mais 
susceptível de envelhecimento que é sua isolação sólida. Ela não pode ser substituída sem que se 
tenha que desmontar, completamente, o equipamento para troca completa de enrolamentos, a 
custos significativos e, por esta razão, considera-se que a vida útil do equipamento é definida pela 
vida útil da sua isolação sólida. 
O material usado na sua fabricação é o papel isolante, produzido a partir da madeira, usualmente, 
pelo processo Kraft e, dessa forma, seu principal componente é a celulose. 
 
 
18 
 
Figura 1.6 – Esquema de uma bobina e núcleo de um transformador 
@ Copyright A Guide to Transformer Maintenance" - Myers, S.D., Kelly, J.J., Parrish, R. H. 
 
O papel Isolante 
A celulose é um polímero formado por longas cadeias de glicose conectadas por ligações glicosídicas. 
O tamanho dessas cadeias de glicose define a resistência à tração da fibra de celulose e é, 
usualmente, caracterizado por uma grandeza denominada Grau de Polimerização (GP). 
O valor inicial de GP da celulose é cerca de 1200 e a secagem e condicionamento dos enrolamentos 
do transformador, operações que fazem parte do processo de fabricação desses equipamentos, 
reduzem o GP da celulose, até um valor de cerca de 1000 a 900. 
 
Figura 1.7 – Ligações químicas da glicose e da celulose 
 
 
 
 
19 
Mecanismo de Degradação do Papel Isolante 
Existem três mecanismos principais de degradação do papel isolante: 
� Hidrólise; 
� Pirólise; 
� Oxidação. 
A presença de água no papel é, usualmente, o principal fator de degradação por hidrólise da celulose. 
O processo de decomposição é catalizado na presença de ácidos produzidos a partir da oxidação do 
óleo isolante. 
O processo de degradação por pirólise exige maior energia de ativação, cerca de 1,4 a 2 vezes a 
energia de ativação por hidrólise que, dessa forma, é o mecanismo dominante. 
A degradação por oxidação depende da presença de oxigênio no interior do equipamento. 
Quaisquer dos mecanismoscitados provoca cisões das ligações glicosídicas. Quanto maior o número 
de cisões menor será o GP e mais representativa será a destruição das ligações inter-fibras de 
celulose. Consequentemente, menor será sua resistência mecânica e mais quebradiço ficará o papel, 
aumentando-se assim o risco de falhas internas. Esse processo não altera, significativamente, sua 
rigidez dielétrica. 
Diversas substâncias são produzidas, podendo-se destacar a produção de hidrogênio, metano, etileno, 
água e, principalmente, o monóxido e o dióxido de carbono. São também produzidos compostos 
furânicos, dos quais o 2-furfuraldeído (2FAL) é o de maior quantidade e o mais usado como indicador 
indireto da degradação do papel. Sua análise no óleo pode ser facilmente realizada, sem desligamento 
do equipamento, através de cromatografia líquida. 
A quantidade de compostos furânicos presentes no óleo é, fortemente, dependente da temperatura, 
tipo do sistema de refrigeração do equipamento, perfil de carga, tipo de papel (kraft ou 
termoestabilizado), tipo de óleo (inibido, ou não inibido), grau de envelhecimento do óleo (índice de 
acidez), razão entre as quantidades dos isolamentos sólido/líquido (design do equipamento), teor de 
umidade no óleo e no papel e teor de oxigênio. 
Grau de Polimerização e Critério de Final de Vida Útil. 
O Grau de Polimerização (GP) representa o número médio de anéis de glicose existentes na cadeia 
celulósica e já foi demonstrada sua relação com a resistência à tração do papel isolante. À medida 
que o GP decresce para valores entre 350 e 200, a resistência mecânica do papel é reduzida até cerca 
de 50% do valor inicial. Para GP abaixo de 200, o papel torna-se quebradiço, desagregando-se em 
pequenos fragmentos. Dessa forma, aceita-se como fim de vida útil da isolação sólida um GP entre 
350 e 200. 
 
 
 
 
20 
Métodos de Medição do GP, Aplicações e Limitações. 
Método direto: GP 
Requer a retirada de amostras de papel isolante o que implica no desligamento e drenagem do 
equipamento. É o método mais preciso para diagnosticar o envelhecimento da isolação sólida do 
equipamento. 
É importante destacar que a depender do local de retirada da amostra de papel o valor de GP variará. 
Um papel mais próximo do condutor de cobre tem um valor de GP inferior, porque a temperatura 
nessa zona é mais alta. Também nos casos em que o óleo do equipamento se encontra muito 
degradado, o valor de GP do papel da zona exterior do enrolamento, em contato com o óleo, é 
inferior ao valor de GP do papel das camadas centrais do enrolamento. 
No que diz respeito ao teor de água, pode-se dizer que, quanto mais elevado o teor de água do papel, 
menor o valor de GP, o mesmo acontece com o teor de oxigênio. 
Método indireto: 2FAL 
Embora existam diversos modelos correspondentes a diferentes equações que relacionam a 
concentração de 2FAL no óleo, com o GP (Burton, Vuarchex, Chendong), não foi ainda possível 
encontrar uma fórmula, de aplicação universal. 
Uma das equações propostas para relacionamento de 2FAL com GP é: 
log10 [2FALppm] = 1,51 – (0,0035 x GP) (Chendong) 
Essa fórmula de correlação entre 2FAL e GP foi obtida a partir da análise de dados de milhares de 
transformadores da Europa que, na grande maioria dos casos, não utilizavam papel 
termoestabilizado. Estudos posteriores foram realizados com o intuito de avaliar essa correlação para 
papel termoestabilizado. 
Stebbins propôs uma modificação na equação proposta por Chendong para atender a equipamentos 
que utilizam papel termoestabilizado chegando à formula: 
log10 [2FALppm] = 1,5655 – (0,0035 x GP) 
Estimation of Insulation Life Based on a Dual Temperature Aging Model, Weidmann-
ACTI Inc. Fifth Annual Technical Conference, Albuquerque, NM Nov. 13-15, 
2006.(Thomas A. Prevost) 
A velocidade de formação do 2FAL depende de múltiplos fatores tais como: tipo core, ou Shell, razão 
papel/óleo, tipo de papel kraft ou termoestabilizado, óleo inibido/não inibido, temperatura, eficácia do 
sistema de arrefecimento, condições de carga, teor de umidade no óleo e no papel. 
Para cada valor da concentração de 2FAL no óleo, não existe um único valor de GP, em todo o 
isolamento sólido, mas sim uma distribuição de GP entre a zona superior e inferior dos enrolamentos, 
 
 
21 
e ainda uma distribuição radial. Tais distribuições de valores de GP dependem dos perfis de 
temperatura, de umidade e de oxigênio dissolvido, no interior do equipamento. Por exemplo, uma vez 
que a zona superior do enrolamento costuma apresentar uma temperatura superior, o valor de GP é 
mais baixo nessa zona. 
Através de experiências laboratoriais demonstra-se que 1ppm de 2FAL no óleo, corresponde a um GP 
de 800, a 95 ºC, ou a um GP de 900, a 85 ºC, no caso do material celulósico se encontrar com um 
baixo teor de umidade (≤ 1%). No caso da celulose se encontrar úmida (teor de umidade cerca de 
4%), 1ppm de 2FAL corresponde a um GP de 600, a 95 ºC e a um GP de 500, a 85 ºC. Isso evidencia 
a forte dependência que a concentração de produtos furânicos no óleo possui da umidade e 
temperatura do óleo e da celulose. Uma vez que os produtos furânicos são hidrofílicos, há um 
acréscimo pronunciado da sua solubilidade no óleo, quando o teor de água no óleo aumenta. 
Não está ainda clarificada a influência, sobre a concentração de 2FAL, no óleo, provocada pela 
ocorrência de certos fenômenos de natureza elétrica, tais como descargas elétricas e/ou descargas 
parciais, no interior do equipamento. 
O teor de furfuraldeído é obtido a partir de ensaio realizado no óleo isolante, sendo assim, sujeito às 
variações decorrentes de intervenções de tratamentos no próprio óleo. Dessa forma, temos: 
O teor de 2FAL em óleo submetido a tratamento não se altera a menos que sejam associados a um 
processo de secagem da parte ativa que causará uma contribuição maior do envelhecimento devido 
ao processo utilizado para secagem e consequente aumento do seu teor. 
O teor de 2FAL em óleo submetido à regeneração se altera. Nesse caso, ao se adotar o 2FAL como 
indicador de envelhecimento do equipamento, deve-se ter o cuidado de verificar a ocorrência desse 
tratamento ao longo dos anos de operação e assim poder criar a correlação com o GP. 
O teor de 2FAL em óleo substituído não leva a nenhuma conclusão. Nesse caso, a análise sob o teor 
de 2FAL só deverá ter coerência após alguns anos de operação do equipamento. 
Previsão do Fim de Vida do Equipamento. 
Os mecanismos de degradação da celulose são complexos e nenhum dos estudos realizados fornece 
um modelo preciso da vida útil do papel e, consequentemente, da vida útil do equipamento. 
Enquanto alguns especialistas determinaram que um aumento de 5,5 ºC na temperatura média de 
operação do equipamento reduz à metade a vida do equipamento, outros consideram 10 ºC e outros 
ainda que 8ºC, o aumento da temperatura necessária à redução, para metade, do tempo de vida do 
equipamento. 
Há, contudo, acordo, em considerar a temperatura, o oxigênio e a umidade, como os três principais 
fatores responsáveis pela degradação do papel, embora outros fatores sejam também importantes, 
como o nível de degradação do óleo (principalmente a acidez deste), além da presença de campos 
elétricos e de outros fenômenos de natureza elétrica, que podem ocorrer no interior do equipamento. 
 
 
22 
O critério baseado no valor de GP considera para o fim de vida útil do papel valores abaixo de 200. 
Outros critérios de fim de vida têm sido definidos, em termos da perda de alguma propriedade 
mecânica selecionada do papel, como, por exemplo, a sua resistência mecânica. Nesse caso, o fim de 
vida do papel corresponde normalmente a uma redução de 50% na resistência mecânicainicial do 
papel isolante. O critério baseado no grau de polimerização da celulose (GP) é o mais usado, 
atualmente. 
Uma vez que o tempo de vida útil restante de um equipamento depende do nível de degradação do 
isolamento sólido e não é prático retirar amostras de papel do equipamento em serviço, torna-se 
importante a utilização de um método que, mesmo de forma indireta, consiga dar informação sobre 
tal degradação, sem interferência direta no equipamento. 
Nesse contexto, avaliar os teores de furfuraldeído (2FAL) é útil para determinação do nível médio de 
degradação do papel isolante. 
É importante destacar que determinar, com exatidão, a vida residual ou ainda o fim de vida útil de 
um equipamento, exclusivamente através da determinação da concentração de 2FAL dissolvido no 
óleo, é tarefa complexa, pois há grande variedade de tipos de equipamentos, com diferentes 
“designs”, materiais de construção, condições operativas (teores de umidade e de oxigênio no óleo, 
perfis de temperaturas) e políticas de manutenção. 
Finalmente, cabe lembrar que esse método possui a grande vantagem da sua aplicação não causar 
qualquer perturbação no funcionamento do equipamento. 
1.7 Terminologia 
Os termos apresentados na sequencia são aqueles não definidos no Guia de Manutenção e cujo 
entendimento auxilia a compreensão dos assuntos tratados no Guia de Manutenção. 
Ação de Manutenção 
É a sequência de atividades elementares de manutenção, efetuadas com uma dada finalidade, sendo: 
� Acompanhamento preditivo; 
� Aferição; 
� Ajuste; 
� Calibração. 
� Conservação; 
� Ensaio; 
� Inspeção; 
� Limpeza; 
� Lubrificação; 
 
 
23 
� Modernização; 
� Monitoramento; 
� Reabilitação; 
� Substituição. 
Acompanhamento Preditivo 
É aquele baseado no monitoramento da condição de um item, através da coleta de dados e 
interpretação dos mesmos, traçando a sua tendência ao longo do tempo, visando uma intervenção 
apropriada tanto técnica quanto economicamente. 
Causa 
É o evento que levou o item à condição anormal constatada. 
Confiabilidade 
Capacidade de um item desempenhar uma função especificada, sob condições e intervalos de tempo 
pré-determinados. 
Defeito 
É qualquer desvio das funções de um item, em relação aos seus requisitos, que cause ou não a sua 
indisponibilidade. 
Disponibilidade 
É a probabilidade de, em um dado momento, o item estar no estado disponível. Pode também ser 
entendido como a parcela do tempo eficaz durante a qual se considera o item em condições de estar 
ou entrar em funcionamento no mesmo instante em que for ativado. 
Ensaio 
É toda ação que determina valores que permitam comparações com os valores de funcionamento 
considerados aceitáveis ou simulem condições de verificação de operacionalidade de um item. 
Equipamento 
Para uso neste Guia de Manutenção, o termo Equipamento se refere a transformadores, 
autotransformadores, reatores tipo shunt, transformadores de aterramento e transformadores 
reguladores, nos sistema de geração, transmissão, distribuição de energia elétrica e setor industrial. 
Falha 
É o defeito que cause a indisponibilidade do item. 
 
 
24 
Função Manutenção 
É o conjunto de atividades que se realiza através de processos diretos ou indiretos em um item, com 
finalidade de verificar, manter ou restabelecer suas condições operativas, econômicas e ambientais. 
Função Requerida 
Conjunto de condições de funcionamento para o qual o item foi projetado, fabricado ou instalado. O 
item poderá exercer a função requerida com ou sem restrições. 
Inspeção 
É toda ação de observar as condições de um item por intermédio dos sentidos humanos. 
Mantenabilidade 
Facilidade de um item em ser mantido ou recolocado no estado no qual pode executar suas funções 
requeridas, sob condições determinadas e mediante os procedimentos e meios prescritos. 
Manutenção Corretiva 
É toda intervenção no item que vise corrigir os efeitos e eliminar as causas dos defeitos ocorridos. 
Ela se subdivide em três tipos: 
� De emergência - quando a intervenção é imediata; 
� De urgência - quando a intervenção é executada o mais breve possível; 
� Programada - quando a intervenção é desenvolvida através de uma programação existente ou 
de uma eventual conveniência (programação extra). 
Manutenção Preventiva 
É toda intervenção no item efetuada com o objetivo de reduzir a probabilidade de defeito. 
Modernização 
É toda ação que vise introduzir melhorias em um item, para: 
� Reduzir o tempo de desligamentos; 
� Reduzir o número de desligamentos; 
� Evitar obsolescência; 
� Reduzir a necessidade de sobressalentes; 
� Aumentar níveis de segurança. 
 
 
 
25 
Ocorrência 
É a condição anormal constatada de um item. 
Origem 
Indica a natureza de um defeito (mecânica, elétrica, hidráulica, etc.). 
Reparo 
Ação de normalização da condição de um item em decorrência de falha ou defeito. 
Repotenciação 
Ação de ampliação da capacidade instalada de um item. 
Revitalização 
Conjunto de medidas capazes de ampliar a confiabilidade, eficiência e disponibilidade de um item, 
com o objetivo de resgatar as condições iniciais de operação ou aumentar a expectativa de vida útil, 
não implicando na modernização de componentes ou de suas partes. 
Taxa de Falha 
Razão do incremento do número de falhas para o incremento correspondente do tempo, em qualquer 
instante da vida de um item. É representada pela relação entre o número total de falhas (NF) da 
família de itens e o somatório das horas em serviço (HS) da mesma família no período estatístico 
considerado. A taxa de falha expressa a medida do número de falhas por item da família, por hora de 
serviço. 
TF = NF / HS 
Técnicas Preditivas 
Atividades de inspeção, controle e ensaio, realizadas em um item com o objetivo de se predizer ou 
estimar o ponto ótimo para intervenção da manutenção preventiva não sistemática. 
É importante destacar que, dentre outros, os documentos abaixo citados apresentam glossários e 
definições de diversos termos técnicos aplicáveis ao Guia. 
� NBR5462 - Confiabilidade e Mantenabilidade; 
� NBR5458 - Transformador de Potência - Terminologia; 
� Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede do ONS - Glossário de Termos Técnicos. 
 
 
 
26 
2. ESTRATÉGIAS DE MANUTENÇÃO 
2.1 A Importância da Manutenção 
A manutenção do transformador tem um impacto fundamental na sua vida útil e confiabilidade. Ao 
longo da vida útil do equipamento se faz necessário a realização de uma manutenção adequada para 
manter a sua confiabilidade em níveis aceitáveis durante este período. Nos últimos anos, o surgimento 
de novas tecnologias possibilitou a redução da necessidade de manutenção, porém devido a longa 
estimativa de vida útil do equipamento, os mantenedores têm que lidar com uma grande variedade de 
tecnologias, exigindo níveis e escopos diferentes da manutenção. 
Exemplos de possíveis impactos da falta de manutenção adequada ao longo da vida útil de um 
transformador: 
� Perda, erro ou insuficiência de ensaios ou registros dos dados de comissionamento; 
� Não detecção de não conformidades no equipamento durante período de garantia; 
� Início da oxidação do óleo isolante; 
� Desgaste dos contatos do CDC; 
� Desgaste da pintura e tratamento anti-corrosivo devido ao clima e raios UV; 
� Desgaste da pintura e tratamento anti-corrosivo devido ao clima e raios UV em níveis mais 
agressivos; 
� Transdutores perdem calibração; 
� Início do processo de deterioração de acessórios e fiação; 
� Desgastes dos rolamentos dos ventiladores e moto-bombas; 
� Surgimento de pontos quentes na parte ativa; 
� Deterioração do óleo isolante afetandoa isolação sólida; 
� Vazamento de óleo isolante devido a falhas no sistema de vedação; 
� Desgaste da pintura e tratamento anti-corrosivo devido ao clima e raios UV em níveis mais 
agressivos; 
� Oxidação e hidrólise aceleram o estágio de envelhecimento da isolação; 
� Queda acelerada do grau de polimerização (GP) da isolação sólida; 
� Buchas e CDC tem maior possibilidade de falha; 
� Aparecimento de borra na isolação líquida; 
� Diminuição da suportabilidade dielétrica devido a umidade; 
� Aumento significativo na probabilidade de perda do equipamento. 
 
 
27 
Muitos mecanismos da degradação e de falha do equipamento podem ser detectados, corrigidos, 
evitados ou até mesmo retardados devido a uma manutenção apropriada. Uma estratégia de 
manutenção deve ser definida para determinar o nível adequado de manutenção, as atividades 
relacionadas e quando esses trabalhos serão executados. 
A importância da manutenção na vida útil de um transformador pode ser exemplificada nas atividades 
de comissionamento e análise de gases dissolvidos (DGA) no óleo isolante. 
É fundamental para a análise do desempenho do equipamento ao longo de sua vida útil a realização 
de um bom comissionamento que englobe, como por exemplo, a qualidade inicial do óleo, 
funcionalidade plena dos equipamentos e sistemas auxiliares tais como sistema de refrigeração e 
comutadores de tap, o ajuste apropriado dos dispositivos de proteção e de controle e o correto 
funcionamento de comunicações de alarmes. 
É importante para uma futura comparação e diagnóstico o correto registro dos dados obtidos durante 
o comissionamento, assim como os dados de ensaios realizados em fábrica. 
Idealmente, nos primeiros anos a manutenção deve exercer impacto mínimo na disponibilidade do 
equipamento. Neste período, é essencial a verificação de que o equipamento se encontra em 
operação dentro do especificado em projeto. Comumente esta verificação é realizada através de 
amostras regulares de óleo isolante para DGA. Inicialmente é recomendado que essas amostras de 
óleo sejam realizadas imediatamente antes e após a sua primeira energização e após esse período, as 
amostragens devem ocorrer em intervalos curtos até que a confiabilidade no funcionamento correto 
do equipamento esteja garantida, conforme manual do fabricante. 
2.2 Impactos da Indisponibilidade 
Os impactos da indisponibilidade de transformadores irão variar de acordo com a sua receita ou a sua 
importância sistêmica. Existem legislações específicas para equipamentos de transmissão e geração, 
com diferenças significativas entre as mesmas. 
Atualmente, as concessionárias de Transmissão no Brasil são remuneradas com base na 
disponibilidade dos equipamentos e linhas de transmissão, chamados de funções de transmissão (FT), 
e são penalizadas pelas indisponibilidades devidas tanto às manutenções preventivas quanto às falhas 
intempestivas. Uma restrição operativa, que limite, por exemplo, a potência em um transformador 
também implica em penalizações. Os mecanismos de penalização podem ser a Parcela Variável por 
Indisponibilidade (PVI) ou Parcela Variável por Restrição Operativa (PVRO), que implicam em 
descontos na remuneração base das funções de transmissão. 
As indisponibilidades são penalizadas de acordo com os seguintes aspectos: o prazo de emissão das 
solicitações quando comparado com a data da intervenção (sendo que os valores de descontos podem 
variar cerca de 10 vezes entre manutenções programadas ou de urgência), duração e freqüência dos 
desligamentos e o valor do pagamento base da FT. 
 
 
 
28 
As regras que as concessionárias de geração estão submetidas atualmente possuem uma maior 
flexibilidade quando comparadas às concessionárias de transmissão, principalmente no que se diz 
respeito ao período de apuração que no caso específico é referente aos últimos 60 meses. Na prática, 
a maioria das atividades relacionadas a transformadores neste segmento contribuem minimamente 
para a indisponibilidade do complexo de geração, visto que as manutenções realizadas em geradores 
têm naturalmente seu tempo de intervenção períodos comparativamente mais extensos. A 
indisponibilidade dos ativos de geração, juntamente com outros fatores como, por exemplo, o 
histórico de vazões do reservatório da usina, podem afetar a energia assegurada do complexo, que é 
o montante de energia disponível para negociação, submetidos as regras do mercado de energia. 
Além dos mecanismos impostos pela ANEEL de penalização por indisponibilidade ou redução da 
energia assegurada. A indisponibilidade de transformadores pode implicar em restrições de sistema, 
com sobrecarga em outros pontos do sistema ou até mesmo a interrupção de fornecimento de 
energia elétrica a consumidores, dependendo da configuração da rede onde estiver instalado. 
De uma forma geral, o aspecto da indisponibilidade dos ativos de transmissão ou geração deve ser 
ponto fundamental na definição das estratégias de manutenção a serem implantadas, devendo ser 
consideradas as seguintes premissas visando minimizar este fator: 
� Realizar compatibilização de intervenções entre os diversos segmentos da empresa 
concessionária, ou mesmo, entre empresas distintas na ocasião de desligamentos de linhas de 
transmissão associadas a transformadores; 
� Avaliar a implantação de ferramentas de manutenção que valorizem a disponibilidade do ativo, 
como por exemplo, técnicas preditivas e de monitoramento on-line contínuo; 
� Especificar componentes que permitam uma mínima manutenção; 
� Avaliar a possibilidade de realizar intervenções de natureza preventiva e corretiva sem que seja 
necessário o desligamento do ativo. 
2.3 Avaliação da Condição do Equipamento 
Toda a estratégia de manutenção depende da avaliação da condição do equipamento, ou seja, a sua 
eficiência está diretamente relacionada com as ações implementadas antes que uma perda de 
desempenho ocorra. A figura 2.1 mostra uma condição teórica em termos da degradação em função 
do tempo para um transformador. 
 
 
Figura 2.1 – Condição teórica da degradação do transformador 
 
 
29 
Analisando a figura 2.1, três aspectos importantes devem ser considerados: 
� No ponto X, a condição do equipamento é boa, porém existe início da degradação não 
detectável; 
� No ponto Y, a condição do equipamento se alterou consideravelmente de forma que pode ser 
detectável por uma ferramenta de diagnóstico técnico específica; 
� No ponto Z, a condição do equipamento deteriorou-se o suficiente podendo levar a uma falha 
do mesmo. 
Na decisão de implementar uma estratégia de manutenção, é muito importante utilizar ferramentas 
que possam “monitorar” a condição do equipamento. Idealmente esta decisão deve ter a capacidade 
de: 
� Ter um intervalo de medida ou de inspeção que seja menor do que ∆T[YZ] e permita a 
detecção de uma falha antes que ela ocorra; 
� Detectar uma mudança ocorrida na condição do equipamento que seja relativamente pequena 
comparada às mudanças onde a falha ocorre, permitindo ter um período de tempo de ∆T[YZ] 
suficientemente longo para que se possa agir preventivamente, evitando a falha do 
equipamento e minimizando o tempo de indisponibilidade do transformador. 
É importante realizar uma avaliação técnica e financeira de forma que possibilite a escolha de uma 
filosofia de manutenção que reúna estratégias eficazes que aumentem a confiabilidade do 
equipamento a custos compatíveis com o valor do ativo. Nesta decisão devem ser considerados os 
seguintes pontos: 
� Avaliar entre a adoção de monitoramento “off-line” e “on-line” de uma forma geral ou para 
alguns pontos específicos do equipamento; 
� Tratando-se de monitoramento “off-line”, definir um intervalo detempo entre medidas 
suficientemente curto para garantir a confiabilidade do equipamento pode não ser prático em 
algumas situações; 
� Para os processos muito rápidos da deterioração, até mesmo o monitoramento online contínuo 
pode não ser adequado para detectar o problema a tempo para que sejam tomadas as devidas 
providências. Neste caso, é importante que os dispositivos de proteção possam limitar a 
consequência da possível falha; 
� A avaliação da condição do equipamento será tão boa quanto a integridade dos dados obtidos 
no monitoramento. 
2.4 Manutenção Baseada no Tempo 
A manutenção baseada no tempo é uma política muito utilizada pelas empresas do setor elétrico 
devido, principalmente, a baixa complexidade de implantação e a previsibilidade no planejamento das 
atividades preventivas. As suas principais características são as seguintes: 
 
 
30 
� Planos de manutenção definidos por níveis de complexidade; 
� Intervalos de tempos pré-definidos entre manutenções; 
� Freqüentemente associada a manutenções preditivas, como por exemplo, análise de óleo 
isolante. 
O Cigré Brasil realizou pesquisa com a colaboração de 12 empresas de transmissão, geração e 
distribuição entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre práticas de manutenção baseada no 
tempo. Os resultados das práticas de manutenção realizadas nestas empresas validaram o 
apresentado na pesquisa realizada pelo Cigré internacional e divulgado na publicação “Guide for 
Transformer Maintenance – Working Group A2.34 de fevereiro de 2011”. Dos resultados apresentados 
nesta pesquisa destacamos o seguinte: 
As práticas de manutenção variam significativamente entre os usuários do transformador. Os fatores 
possíveis que podem influenciar nas práticas de manutenção são: 
� Características e especificações do transformador; 
� A qualidade dos componentes instalados no transformador; 
� A função exigida do transformador (carga, operação do CDC); 
� O ambiente em que o transformador está instalado (temperatura, umidade); 
� O índice histórico de falhas do transformador e tipos de falha; 
� O nível de redundância do transformador e as consequências de sua indisponibilidade; 
� A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança da subestação; 
� A cultura e o foco de companhia baseados na manutenção; 
� A disponibilidade e os custos de trabalho; 
� O grau de implementação de tecnologias modernas; 
� A presença de um programa de otimização da manutenção. 
A tabela 2.1 resume as práticas de manutenção típicas que foram relatadas na pesquisa. Caberá a 
cada usuário determinar que nível de manutenção é apropriado dependendo da situação. Pode-se 
igualmente notar que o nível de manutenção pode ser diferente para cada ação realizada no mesmo 
grupo de transformadores, dependendo de cada situação particular. Já que há muitos fatores que 
influenciam uma política da manutenção, a intensidade da manutenção foi dividida em três níveis 
diferentes como descrito na tabela 2.2. 
 
 
 
 
 
31 
TABELA 2.1– Pesquisa do Cigré Internacional: Resultados entre manutenções adotadas. 
Ação 
Intervalo de Manutenção Comentário 
Leve Regular Intensivo 
Inspeção Visual 6 meses 1 mês 1 dia Em operação 
Inspeção visual detalhada 1 ano 3 meses 2 semanas Em operação 
Análise de gases dissolvidos 2 anos 1 ano 3 meses A periodicidade pode variar com a 
instalação de sistema de 
monitoramento on-line contínuo 
Testes Físico-químico do óleo 6 anos 2 anos 1 ano 
Limpeza do sistema de resfriamento Condicional Condicional Qualquer 
intervalo 
O desligamento do equipamento 
poderá ser necessário 
Verificação de acessórios 12 anos ou 
condicional 
6-8 anos 1-2 anos Com desligamento do equipamento 
Ensaios elétricos básicos Condicional Condicional Qualquer 
intervalo 
Com desligamento do equipamento 
Ensaios de isolamento (Fator de 
potencia) 
Condicional 6-8 anos 2-4 anos Com desligamento do equipamento 
Inspeção interna do CDC 12 anos 6-8 anos 4 anos Considerar as recomendações do 
fabricante, número de operações e 
tecnologia empregada. 
 
TABELA 2.2 – Intervalos de manutenção x Características 
Intervalos de 
Manutenção 
Características 
Leve 
� Transformadores equipados com componentes que são conhecidos por serem muito 
confiáveis; 
� Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap; 
� O transformador não opera em um ambiente agressivo; 
� Tecnologias avançadas do transformador que exigem menos manutenção; 
� Baixas consequências em caso de falha inesperada. 
Intensivo 
� Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente; 
� Carga elevada, número elevado de operações de CDC; 
� O transformador que opera em um ambiente agressivo; 
� Transformador com tecnologia mais antiga; 
� Graves consequências em caso de falha inesperada. 
Regular � Qualquer situação que esteja entre os dois níveis anteriores. 
 
2.5 Manutenção Baseada na Condição 
A Manutenção Baseada na Condição (MBC) pressupõe a possibilidade de identificação de um motivo 
ou de uma necessidade para que haja uma intervenção de manutenção. No capítulo 1, o ciclo de 
manutenção da figura 1.5 ilustra que a MBC exige o conhecimento da condição do equipamento a 
partir dos seguintes métodos: 
 
 
 
32 
� Inspeção regular; 
� Execução das rotinas de manutenção baseada no tempo; 
� Monitoramento da condição baseada do tempo (MCBT); 
� Monitoramento da condição on-line (MCOL). 
Os parâmetros medidos ou estados observados são avaliados de acordo com os critérios predefinidos 
(valores limites) para uma condição aceitável. A manutenção é executada somente quando uma 
mudança na condição do equipamento indica a necessidade de uma ação. 
Esta seção descreve dois exemplos de Manutenção Baseada na Condição usando os ensaios no óleo, 
físico-químico e análise de gases dissolvidos (DGA), onde os resultados com valores superiores aos 
valores limites ou a tendência de elevação levam a identificação das causas e tomadas de decisão 
para ações corretivas. 
A figura a seguir mostra o fluxo de decisão a partir da verificação de valores anormais detectados na 
analise físico-química do óleo isolante, valores limites excedidos (absolutos ou tendência): 
 
Valores limites
Excedidos
Acidez, Fator de
Potência e Tensão
Interfacial
Qauntidade de
inibidor ou outro
Aditivo de Óleo
Queda da Rigidez
Dielétrica
Quantidade de
Água
Fator de Potência
e Tensão
Interfacial
- Vazamento de
Particulas
(Carbono CDC)
- Entrada de Água
-Envelhecimento do
papel
- Vazamento de
particulas
(carbono - CDC)
- Envelhecimento do
óleo
- Aditivo sendo
consumido
- Filtragem do
óleo
- Reparar
vazamentos
- Secagem do
equipamento
- Eliminação de
vazamentos
(gaxetas, selagem
hermética de óleo)
Realizar aditivação
do óleo
- Recuperação do
óleo
Teste de Óleo
Afetado Causas Possíveis
 
 
Figura 2.2 – Fluxo de analise dos resultados obtidos na análise físico-química. 
 
 
 
33 
A figura a seguir mostra o fluxo de decisão a partir da verificação de valores anormais detectados na 
analise de gases dissolvidos no óleo isolante (DGA), valores limites excedidos (absolutos ou 
tendência): 
 
 
 
Figura 2.3 – Fluxo de analise dos resultados obtidos no DGA 
 
 
 
 
34 
Para se estabelecer os valores limites, consultar os seguintes documentos: 
� IEC60599: “Equipamento elétrico impregnado de óleo mineral em serviço - Guia para a 
interpretação e análise de gases livres e dissolvidos”; 
� IEEE STD C57.104: “Guia para a interpretação dos gases gerados em Transformadores imersos 
em óleo isolante; 
� Folheto técnico da CIGRÉ JTF D1.01/A2.11: “Desenvolvimentosrecentes de interpretação de 
DGA; 
� NBR 7274-2012: “Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço”. 
O fabricante do transformador pode igualmente ser contatado a fim de se obter informações sobre o 
projeto do transformador, os problemas possíveis ou considerações de segurança. 
2.6 Manutenção Corretiva 
A figura 2.4 mostra o processo de decisão para uma manutenção corretiva típica em um 
transformador. 
 
 
 
35 
 
 
Figura 2.4 – Processo de decisão em uma manutenção corretiva típica. 
 
 
 
36 
2.7 Monitoramento Online Contínuo 
A utilização de sistema de monitoramento on line continuo altera o processo de decisão para uma 
manutenção corretiva típica em um transformador conforme mostrado na figura 2.5: 
Temperatura
Restabelecer 
operacionalidade do 
Equipamento
Realizar DGA (Análise de 
Gases Dissolvidos)
Gás
Resultados 
Satisfatórios?Sim
Não
Bucha
Não
Adotar procedimentos 
definidos no “Fluxo de 
Manutenção Corretiva
Conexão 
íntegra?
Sim
Sim
Inspecionar conexão 
com o Tap da bucha
Substituir a bucha
Resultados 
Satisfatórios?
Sim
Não
Monitoramento de 
Buchas
Sensor de Gás do 
Tanque
Inspecionar 
Refrigeração
Refrigeração 
Normal?
Temperatura
Sim
Avaliar 
Carregamento e 
condições 
ambientes
Reparar
Não
Sim
Alerta Proveniente do Sistema de Monitoramento
Inspecionar os componentes eletrônicos do sistema de monitoramento
Fazer auto-check
Verificar parametrização
Falha ou 
defeito?
Não
Alerta de .....
Substituir, atualizar a parametrização 
ou reparar o Sist de Monitoramento
Sim
Monitoramento 
CDC
Nota: O DGA (Analise de Gses Dissolvidos no òleo) pode ser feito em labooratório ou com equipamento portátil em campo)
Inspecionar
Comutador
Temperatura
Comutador
Normal?
Realizar DGA (aplicável a 
buchas OIP) e realizar 
medição de capacitância e 
tangente delta na bucha
Resultados 
Satisfatórios?
Analisar retorno da 
unidade a operação
Não
Reparar
Não
Demais
Alarmes
Sim
 
Figura 2.5 – Processo de decisão a partir de Alerta proveniente do Sistema de Monitoramento On-Line Contínuo. 
 
O funcionamento do sistema de monitoramento online continuo encontra-se detalhado no capítulo 7 
deste guia. 
 
 
37 
3. PROCESSO DE MANUTENÇÃO 
O Processo de Manutenção pode ser resumido em quatro estágios: Planejamento, Organização, 
Execução e Registro, completando com a etapa de Otimização o ciclo que possibilita o processo 
de melhoria contínua de um ciclo PDCA padrão. Esses estágios de manutenção são mostrados na 
figura abaixo. 
 
Figura 3.1 – Ciclo PDCA padrão do processo de manutenção: Planejamento, 
Organização, Execução, Registro e Otimização. 
 
Como qualquer processo, a manutenção exige uma entrada de dados consistente para que durante o 
ciclo de vida útil de um transformador de potência seja possível a tomada de decisões prudentes 
sobre qualquer atividade a ser executada, incluindo os eventos operacionais e de manutenção a que o 
equipamento foi submetido. 
Em um complexo sistema elétrico de potência, onde existe um grande número de transformadores, 
torna-se imperativa a utilização de um sistema de gestão de manutenção que possibilite a otimização 
do processo de manutenção. A seguir são descritas as etapas do ciclo de manutenção aplicada para 
estes tipos de equipamentos. 
3.1 Planejamento 
O planejamento da manutenção de uma empresa se estabelece baseado em diretrizes definidas. Estas 
devem ser capazes de responder de forma clara e detalhada a três perguntas essenciais para cada 
ativo: 
� Que manutenção tem que ser feita? 
� Quando a manutenção precisa ser feita? 
� Como ela deve ser feita? 
A avaliação sobre a decisão de se realizar manutenção em determinado componente ou ativo e a 
periodicidade desta varia consideravelmente de acordo com a política da empresa, condições 
operacionais, regras de mercado e até mesmo o valor agregado do equipamento. 
Geralmente, a resposta à última pergunta mencionada está disponível no manual do fabricante, pode 
estar definida em um procedimento da empresa ou até mesmo ser prescrita em alguma 
regulamentação, como por exemplo, a legislação ambiental. 
 
 
38 
Frequentemente as diretrizes gerais de uma empresa são traduzidas no estabelecimento de planos 
de manutenção, que possuem uma estrutura que tipicamente deve incluir: 
� Informação geral sobre o equipamento (por exemplo, tipo, potência, tensão); 
� Níveis de manutenções e os critérios definidos para sua realização, como por exemplo, o 
intervalo de tempo, o evento, a condição ou o resultado dos diagnósticos obtidos; 
� Capacitação e habilitação exigidas para a execução das atividades; 
� O detalhamento das atividades de manutenção definidas por ativo e o tempo de execução 
associado a estas atividades; 
� Referência ao manual do fabricante, quando necessário; 
� Formulários. 
3.2 Organização 
Na etapa de Organização, a manutenção aplicará o planejamento definido, gerenciando os recursos 
existentes e a indisponibilidade dos ativos, com o objetivo de responder as seguintes perguntas: 
� Qual atividade de manutenção será realizada? 
� Onde será realizada? 
� Quantas pessoas são necessárias? 
� Qual a qualificação requerida das pessoas envolvidas? 
� Qual o cronograma de execução? 
� O equipamento será indisponibilizado? 
� Qual impacto financeiro desta indisponibilidade? 
� Quais recursos materiais (ferramentas, instrumentos de ensaios, consumíveis, equipamentos de 
elevação) serão necessários? 
� Existem procedimentos definidos para execução das atividades da manutenção e de segurança? 
É essencial a implantação de um sistema de gestão que possibilite de forma eficiente a execução da 
manutenção. A padronização dos procedimentos, dos tempos de execução, do quantitativo e 
qualificação das pessoas envolvidas são exemplos de fatores que devem ser levados em consideração 
no estabelecimento deste sistema. 
Uma ferramenta adotada na padronização dos processos envolvidos na manutenção de 
transformadores é estabelecer níveis distintos de atividades classificados pela complexidade envolvida 
na execução. Segue abaixo a definição de quatro níveis e tabela com exemplos: 
Nível 1: Atividades de baixa complexidade em determinados componentes, sem necessidade de 
desligamento do equipamento e ao nível do solo. 
 
 
39 
Nível 2: Atividades de média complexidade executadas a partir de procedimentos, sem exposição de 
parte ativa ou tratamento do líquido isolante. 
Nível 3: Atividades de alta complexidade executadas a partir de procedimentos, com a necessidade 
de equipamento de apoio, instrumentos de ensaio ou de pessoal com capacitação em tecnologias 
específicas. 
Nível 4: Atividades não rotineiras (em sua maioria sem procedimento estabelecido) com a 
necessidade de especialista ou de apoio de processos industriais. 
TABELA 3.1 – Exemplos de Classificação de Atividades de Manutenção de Acordo com o Nível de 
Complexidade Proposto 
Atividade Nível Atividade Nível 
Inspeção visual 1 Substituição de buchas (sem adaptação) 3 
Operação do sistema de resfriamento 1 Substituição de buchas (com adaptação) 4 
Substituição de sílica. 1 Tratamento de líquido isolante com o equipamento 
desenergizado. 
2 
Substituição de ventilador 2 Tratamento de líquido isolante com o equipamento 
energizado. 
3 
Substituição de componentes de comando 2 Manutenção Corretiva (não rotineira) em Comutador 4 
Substituição de radiador (sem tratamento do 
líquido isolante) 
2 Ensaios elétricos rotineiros 2 
Substituição de radiador (com tratamento do 
líquido isolante) 
3 Análise de falha de equipamentocom inspeção interna 4 
Manutenção Preventiva ou Corretiva (rotineira) em 
Comutador 
3 Reparo na parte ativa 4 
 
Para possibilitar a execução das atividades classificadas por complexidade é necessário o 
estabelecimento de capacitação mínima e tempo de experiência mínima exigida à pelo menos uma 
dos integrantes da equipe de manutenção. Ver tabela a seguir: 
TABELA 3.2 – Capacitação Mínima e Tempo de Experiência de Acordo a Complexidade das 
Atividades de Manutenção 
Complexidade Capacitação mínima Tempo de experiência 
Nível 1 
Curso de Engenharia ou Técnico e Cursos em normas 
regulamentadoras conforme habilitação estabelecida pela 
legislação vigente. Treinamentos específicos conforme atividades 
relacionadas ao nível 1 de complexidade. 
01 ano 
Nível 2 
Curso de Engenharia ou Técnico e Cursos em normas 
regulamentadoras conforme habilitação estabelecida pela 
legislação vigente. Treinamentos específicos conforme atividades 
relacionadas ao nível 2 de complexidade. 
03 anos 
Nível 3 
Curso de Engenharia ou Técnico e Cursos em normas 
regulamentadoras conforme habilitação estabelecida pela 
legislação vigente. Treinamentos específicos conforme atividades 
relacionadas ao nível 3 de complexidade. 
07 anos 
Nível 4 
Curso de Engenharia ou Técnico e Cursos em normas 
regulamentadoras conforme habilitação estabelecida pela 
legislação vigente. Treinamentos específicos conforme atividades 
relacionadas ao nível 4 de complexidade. 
10 anos 
 
 
 
40 
3.3 Execução 
A execução das atividades é a etapa do ciclo de manutenção que reproduz a qualidade das etapas de 
planejamento e organização definida pela engenharia de manutenção. 
O aspecto segurança do trabalho é tema fundamental nesta etapa e será amplamente abordado no 
item 3.3.1. 
Frequentemente, as atividades rotineiras de manutenção do transformador são realizadas pelas 
equipes formadas pelos funcionários da própria empresa devido a confiabilidade, complexidade e 
freqüência. 
As tarefas que necessitam de maior especialização ou que sua freqüência de realização não permite 
uma capacitação adequada dos funcionários próprios podem ser realizadas por empresas 
terceirizadas. Com relação as tarefas de maior complexidade, como por exemplo as atividades de 
nível 4 sugeridas na tabela 3.1, existem duas visões adotadas pelas empresas: 
� Atividades são terceirizadas devido a sua complexidade, não sendo compensatório o 
investimento nas equipes da empresa proprietária do ativo devido a sua baixa freqüência de 
realização. 
� Atividades são executadas pela equipe de funcionários internos para manter o conhecimento e 
suas competências técnicas. 
� Devem também ser levados em consideração quando da decisão sobre a extensão da 
terceirização os aspectos econômicos, a distância entre as instalações, freqüência de 
manutenções planejadas e o histórico de manutenções corretivas em transformadores. 
3.3.1 Segurança na Execução da Manutenção 
Em qualquer tipo de trabalho, condições desfavoráveis envolvendo pessoas, instrumentos e 
equipamentos, podem ocasionar acidentes causando danos graves aos equipamentos, ao sistema de 
geração e transmissão e, principalmente, às pessoas. 
Para que haja segurança no trabalho, deve-se ter em mente os seguintes aspectos: 
Com relação as tarefas de maior complexidade, como por exemplo as atividades de nível 4 sugeridas 
na tabela 3.1, existem duas visões adotadas pelas empresas: 
� Eliminação ou Minimização de riscos à pessoa no trabalho; 
� Eliminação ou Minimização de riscos de avarias à instalação; 
� Eliminação ou Minimização de riscos provocados por terceiros à pessoa que trabalha; 
� Eliminação ou Minimização de riscos a terceiros durante a execução de um trabalho. 
As recomendações que seguem, aplicam-se somente a trabalhos de manutenção em transformadores 
desenergizados. 
 
 
41 
3.3.1.1 Planejamento Executivo e Análise Preliminar de Riscos 
O planejamento executivo (PEX) e a análise preliminar de riscos (APR) são as principais ferramentas 
utilizadas para a eliminação ou minimização dos riscos envolvidos na execução de uma atividade de 
manutenção. 
A seguir são descritas, divididas por etapas, recomendações para a elaboração de um PEX / APR. 
Instalações e Equipamentos 
Visando identificar os recursos necessários e riscos existentes, é imprescindível a realização de 
inspeção na instalação utilizando-se de desenhos atualizados e consulta às normas e normativos 
vigentes. 
Nesta etapa é importante a identificação no planejamento minimamente dos seguintes pontos: 
� Verificação de distâncias de segurança; 
� Utilização de dispositivos de proteção contra contato acidental; 
� Uso de dispositivos de bloqueio; 
� Verificação de pontos de acesso para a realização da atividade; 
� Informações técnicas sobre os equipamentos envolvidos na atividade; 
� Avaliação visual dos equipamentos envolvidos na atividade quanto ao risco para as pessoas 
envolvidas. 
Ferramentas, Instrumentos, Materiais e Equipamentos de Segurança 
Nesta etapa é importante a identificação no planejamento minimamente dos seguintes pontos: 
� Avaliar estado de conservação dos recursos materiais, inclusive os equipamentos de proteção 
individual e coletiva; 
� No caso específico de materiais que tem contato com pontos energizados, verificar isolamento 
(classe, conservação). 
Condições Ambientais 
Nesta etapa é importante a identificação no planejamento minimamente dos seguintes pontos: 
� Verificar condições atmosféricas necessárias para a execução da atividade, bem como o 
impacto para a continuação do trabalho caso as mesmas se tornem desfavoráveis durante a 
atividade; 
� Verificar a presença de substâncias tóxicas, explosivas. 
 
 
 
42 
Recursos Humanos 
Nesta etapa é importante a identificação no planejamento minimamente dos seguintes pontos: 
� Descrever detalhadamente as etapas da atividade a ser desenvolvida, com a responsabilidade 
atribuída ao pessoal envolvido; 
� Descrever na APR os riscos envolvidos em cada etapa da atividade, explicitando os recursos 
utilizados para a eliminação ou minimização dos mesmos. 
Execução da atividade 
O PEX / APR elaborado de forma adequada resulta em uma atividade com recursos humanos e 
materiais suficientes e riscos eliminados (ou minimizados) e mantidos sobre controle durante toda a 
intervenção. Para isso seguem diversas recomendações visando este objetivo: 
� Avaliar estado de conservação dos recursos materiais, inclusive os equipamentos de proteção 
individual e coletiva. Delimitação e sinalização da área sob intervenção, respeitando a zona de 
segurança e materiais conforme estabelecido na NR-10; 
� Aterramentos móveis temporários identificados em desenhos indicando os pontos de instalação 
e horários de manuseio. Inspeção nos materiais utilizados (cabos e conexões) e limpeza devem 
ser considerados; 
� Verificação de tensão no equipamento ou circuito sob intervenção, utilizando dispositivo 
adequado (ex: detector de tensão); 
� Trabalhos em Altura, conforme estabelecido na NR-35. A filosofia básica de trabalho é que em 
nenhuma etapa da atividade o pessoal envolvido acima de 02 metros de altura pode estar sem 
EPI que permita sua movimentação de forma segura; 
� Escadas e Andaimes inspecionados e mantidos devidamente sob guarda ou transporte. Devem 
ser considerados a utilização de estais, amarração, sapatas para andaimes, aterramentos 
temporários ou mesmo a utilização dos módulos isolantes de andaimes e escadas isoladas; 
� Trabalhos em Espaços Confinados, conforme recomendações da NR-33 e PPSHI 31 – 
Procedimento Padrão de Segurança e Higiene Industrial. Inspeções internas em 
transformadores são consideradas com sendoem espaços confinados; 
� Riscos Ergonômicos, conforme recomendações da NR-17 e PPSHI 17 – Procedimento Padrão de 
Segurança e Higiene Industrial – Ergonomia – Conforto acústico, térmico, iluminação e 
ventilação; 
� Verificação da Calibração de instrumentos de ensaios. 
3.3.1.2 Recomendações de Segurança Adicionais 
Além destas recomendações, cuidados adicionais e específicos devem ser considerados, conforme 
descritos a seguir: 
 
 
43 
� Dependendo do tempo de duração da medição e do enrolamento do equipamento, durante os 
ensaios de medição de resistência ôhmica o enrolamento pode armazenar cargas estáticas 
elevadas. Realizar sempre o procedimento de descarga dos enrolamentos após a realização das 
medições, aterrando-os; 
� Durante os ensaios de medição de corrente, os enrolamentos são excitados. Buscar manter 
distância segura e tomar as precauções necessárias quanto à segurança. Sempre informar às 
demais pessoas envolvidas os passos a serem seguidos nos ensaios; 
� O tanque do equipamento deve ser aterrado à malha de terra por somente um ponto; 
� Durante os trabalhos no topo do equipamento, deverá ser, preferencialmente, instalado guarda 
corpo; 
� Os funcionários que entrarem no equipamento deverão vestir macacão impermeável, 
sapatilhas, máscara com filtro multigás, óculos, luva, capacete com jugular. Se necessário, 
utilizar uma extensão com lâmpada de 12vcc a prova de explosão; 
� Antes de iniciar as atividades verifique o tipo de gás de pressurização. Os transformadores 
transportados com nitrogênio devem ser submetidos ao processo de vácuo e posterior 
pressurização com ar seco, sintético ou medicinal. Antes de entrar no transformador, utilizar 
aparelhos de medição adequados para assegurar-se que o ar respirável não apresenta perigo (o 
conteúdo de oxigênio deve ser superior a 19,5% e inferior a 23,5%); 
� A verificação da presença de gases inflamáveis deverá ser feita através de instrumento 
especifico. 
3.4 Registro da Manutenção 
Registrar a manutenção permite obter o histórico do equipamento que possibilita avaliar o seu 
desempenho, observar tendências, comparar resultados e traçar estratégias de manutenção baseadas 
nos registros existentes. 
O registro adequado de quais e como as atividades de manutenção são executadas é utilizado no 
processo de Gestão do Conhecimento, onde a preocupação principal é transmitir o conhecimento 
entre as equipes de manutenção. 
A definição do momento de considerar o fim da vida útil do transformador é baseada nos registros de 
manutenção, permitindo uma Gestão de Ativos adequada às necessidades operacionais do 
empreendimento. 
O engenheiro de manutenção utiliza as informações obtidas a partir das manutenções realizadas, dos 
diagnósticos registrados, das condições ambientais e dos fenômenos elétricos ocorridos no sistema, 
para elaborar um diagnóstico ou prognóstico e indicar as ações de manutenção adequadas ao 
equipamento. Os registros das inspeções e ensaios realizados em fábrica e durante o 
comissionamento também devem ser considerados no momento de avaliação da condição do 
equipamento. 
 
 
44 
Os registros devem ser mantidos de forma a possibilitar seu acesso durante toda a vida útil do 
equipamento visando preservar seu histórico. 
O histórico de manutenção deve conter dados confiáveis e atender às necessidades do Gestor da 
Manutenção, tais como: 
� Dados de identificação do transformador (dados de placa), como por exemplo, modelo, classe 
de tensão, fabricante, ano de fabricação, número de série; 
� Local de instalação e condições ambientais; 
� Ensaios de aceitação em fábrica; 
� Eventos ocorridos durante transporte; 
� Ensaios de recepção/comissionamento; 
� Diagnósticos obtidos; 
� Histórico de carregamentos e sobretensões; 
� Reparos realizados; 
� Falhas e defeitos ocorridos; 
� Inspeções realizadas; 
� Custos envolvidos (materiais e mão-de-obra); 
� Tempo de execução da manutenção; 
� Condições ambientais do local durante a execução da manutenção; 
� Sobressalentes; 
� Fotografias: O “como foi encontrado” e o “retorno a condição de serviço”, fornecendo uma 
referência para trabalhos futuros; 
� Relatório de problemas encontrados durante a manutenção; 
� Causa dos problemas encontrados; 
� Repotencialização. 
3.5 Otimização 
As diretrizes do planejamento da manutenção, abordadas no início deste capítulo, podem ao longo do 
ciclo “processo da manutenção” sofrer mudanças baseada nos seguintes aspectos: 
� Nível do conhecimento adquirido; 
� A quantidade e a qualidade dos dados disponíveis; 
� Desenvolvimento dos diagnósticos; 
� Monitoração dos outros métodos de avaliação da condição. 
 
 
45 
Para este processo de melhoria contínua, é necessária a implantação de uma sistemática de análise 
dos dados relevantes a partir das atividades de manutenção realizadas e dos modelos de vida útil dos 
equipamentos. Esta análise é a base para a tomada de decisão sobre a manutenção de qualquer 
equipamento em particular, assim como a base de conhecimento para a avaliação das ações 
adotadas. As melhorias de médio e longo prazo para o sistema implantado de manutenção dos 
equipamentos devem ser produtos continuamente derivados de um padrão estabelecido. 
A Manutenção Baseada na Condição (MBC) ou a Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) 
exigem frequentemente diferentes estratégias de manutenção que podem variar de acordo com a 
condição operacional do equipamento ou do sistema elétrico. Esta premissa exige uma avaliação 
individual dos equipamentos e a implantação de uma sistemática que permita uma classificação 
indicando quais as unidades necessitam alguma ação específica de manutenção. 
Existem alguns fatores que possibilitam uma avaliação individual de um equipamento baseado em sua 
condição que definem a probabilidade de uma falha e indicam a necessidade de manutenção: 
� Condição imediata: Resultado da manutenção atual baseado, por exemplo, em ensaios elétricos 
ou análise do líquido isolante; 
� Desgaste Acumulativo: Número de falhas diretas severas, Sobretensões, Correntes de partida, 
Carga média, Sobrecarregamento, Envelhecimento da celulose, Condição do CDC, Qualidade do 
líquido isolante; 
� Número e natureza das falhas: Modalidade e tipo da falha do equipamento, Taxa de falhas da 
curva da banheira e Modos de falhas comuns para acessórios; 
� Número de falhas relacionadas ao projeto; 
� Tempo de operação; 
� Condições ambientais de operação; 
� Reparo: Acessibilidade para o reparo e disponibilidade de peças de reposição; 
� Conhecimento técnico sobre o equipamento. 
Para possibilitar uma otimização adequada ao processo de manutenção é necessária a implantação 
de um sistema de gestão da manutenção capaz de armazenar os dados da vida útil dos 
equipamentos, incluindo eventos como indisponibilidades e falhas, resultados de diagnósticos e 
registros conclusivos de manutenção. É importante a adoção de ferramentas estatísticas que 
possibilitem para selecionar registros de acordo, por exemplo, com o tipo, idade ou projeto do 
equipamento. Os resultados de revisões estatísticas podem ser usados para ajustar seletivamente 
as regras e as diretrizes da manutenção para um equipamento específico ou um conjunto. 
3.6 Gestão do Conhecimento 
Transformadores não são produtos seriados, disponíveis em estoques de fabricantes ou distribuidores 
e sim construídos mediante projetos especiais. Suas políticas de sobressalentes, suas manutenções 
preventiva e corretiva envolvem inúmeros aspectos específicos. 
 
 
46 
Manutenções nestes equipamentos envolvem tempos e custos consideráveis, que passam pelas 
etapas de planejamento, contratação, fornecimento de materiais,reparo e testes. 
Os conhecimentos envolvidos com a manutenção desses equipamentos podem ser considerados como 
estratégicos, estando normalmente ligados à missão das empresas de energia. Esses conhecimentos, 
devido ao seu alinhamento com os objetivos estratégicos, constituem fatores críticos de sucesso do 
negócio, e devem ser preservados e gerenciados como ativos da empresa, sendo que o 
gerenciamento do conhecimento consolidar-se-á como um sistema de apoio à decisão. 
De acordo com Davenport, De Long e Beers, conhecimento é informação combinada com 
experiência, contexto, interpretação e reflexão. É uma forma de informação altamente valorizada, que 
está pronta para ser aplicada em decisões e ações. Às vezes, conhecimento e informação são difíceis 
de distinguir um do outro, mas ambos são mais valorosos e tem uma participação humana maior do 
que dados brutos de sistemas computacionais. 
O conhecimento pode ser tácito ou explícito. O conhecimento tácito é aquele que se refere ao 
conhecimento pessoal como experiências, habilidade pessoal, conhecimento implícito, conhecimento 
não compartilhado, de maneira geral, podemos dizer que é o conhecimento que “está na cabeça das 
pessoas”. Já o conhecimento explícito é aquele que está em manuais, instruções, planilhas, intranet, 
apostilas, sequências de fotos, filmes. 
Grande parte do trabalho da Gestão do Conhecimento implica em converter conhecimento tácito em 
explícito. 
Essa situação frequentemente tem a colaboração de pessoas que podem resistir a compartilhar seu 
conhecimento. Converter conhecimento tácito em explicito, pode-se dizer que significa o trabalho 
conjunto entre profissionais de diferentes maturidades, como por exemplo a convivência de um sênior 
com um júnior. 
Como exemplo no caso de transformadores, o gerenciamento da gestão do conhecimento deve ser 
aplicado para se decidir em fazer reparos mais complexos ou mesmo uma manutenção corretiva ou 
preventiva no campo, aproveitando a oportunidade para aprender e treinar as pessoas, registrando as 
etapas para divulgar os conhecimentos envolvidos nessa atividade. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
47 
4. COMPONENTES DE UM TRANSFORMADOR 
4.1 Buchas 
As buchas fazem parte do sistema de conexão entre o transformador e o sistema elétrico em que o 
equipamento está conectado. Tem fundamental importância nas políticas de manutenção adotadas 
pelas empresas para transformadores, pois falhas neste componente geralmente são seguidas de 
consequências, como incêndio e explosão, que comprometem completamente a integridade do 
transformador. 
4.1.1 Núcleo Condensivo 
O núcleo condensivo das buchas fabricadas para operar em transformadores da rede básica de 
operação é composto de camadas capacitivas compostas por uma série de camadas concêntricas feita 
de material condutor e material isolante alternadamente, provocando a distribuição uniforme do 
campo elétrico. Estas buchas são conhecidas como capacitivas ou condensivas, representadas na 
figura 4.1, normalmente possuem uma derivação (tap capacitivo) para ensaios, instalada geralmente 
na última camada condutora antes do flange de fixação. 
 
 
 
Figura 4.1 – Núcleo condensivo de uma bucha com 
tensão nominal superior a 36kV. 
 
Existem buchas antigas que não possuem camadas capacitivas, geralmente restritas a aplicação até 
230kV. 
Algumas buchas condensivas, geralmente com corpo condensivo denominado de “Resin Bonded 
Paper” (RBP), não possuem tap capacitivo de medição, neste caso a última camada é conectada 
diretamente ao flange metálico da bucha. Para a realização de ensaios neste tipo de bucha, é 
necessária a instalação de um material isolante entre o flange de fixação da bucha e o tanque do 
transformador, utilizando o próprio flange como eletrodo de medição. Em operação, ambos são 
interligados. 
 
 
48 
Papel impregnado de óleo (OIP) 
Este é o tipo o mais comum de isolamento de buchas. O núcleo da bucha é constituído de camadas 
de papel, isolando camadas metálicas (capacitivas), e os espaços entre as camadas capacitivas e o 
isolador externo à bucha, preenchidos com óleo mineral isolante. 
Características das buchas tipo OIP: 
� Utilização por muitos anos com histórico de bom desempenho; 
� Baixo nível de descargas parciais; 
� Utilizada em qualquer classe de tensão; 
� Possibilidade de analise do estado de isolamento da bucha através da medição de gases 
dissolvidos no óleo isolante; 
� Vulnerabilidade a vazamentos e ingresso de umidade; 
� Quando da ocorrência de falhas, existe risco de explosão da bucha e consequente incêndio do 
transformador; 
� Necessita de atenção quanto a posição de transporte, manuseio e armazenamento. 
Papel Impregnado com Resina (RIP) 
Neste tipo de bucha, os espaços existentes entre as camadas metálicas, são preenchidos com papel e 
posteriormente impregnados com resina e o espaço existente entre o corpo condensivo e o isolador 
pode ser preenchido com óleo mineral isolante, ou outro material isolante como SF6, por exemplo. 
Características das buchas tipo RIP: 
� Núcleo de baixo risco de incêndio; 
� Níveis de descargas parciais muito baixos; 
� Pode ser utilizada para todas as classes de tensão; 
� A falha da bucha oferece menor risco de explosão por não conter o núcleo impregnado com 
óleo isolante; 
� Corpo condensivo sensível a penetração de umidade. 
� Somente é possível verificação do estado de sua isolação através de ensaios off-line ou 
monitoramento. 
Outros tipos de bucha para aplicações especiais ou únicas 
Em subestações isoladas a gás (GIS), são utilizadas buchas com isolamento a gás. Estas buchas usam 
o gás SF6 como o meio principal de isolação. 
 
 
 
49 
As buchas de resina Epoxy já são aplicadas em tensões superiores a 160kV, onde tanto a isolação do 
núcleo como a carcaça externa são feitas exclusivamente de resina Epoxy. 
Buchas com características especiais são frequentemente usadas para conectar a saída do gerador 
aos enrolamentos primários dos transformadores, já que normalmente operam com altas correntes, 
na ordem de dezenas de kA e tensões inferiores a 30kV. Tais buchas devem suportar elevados 
esforços dinâmicos resultantes das altas correntes de curto-circuito. 
As buchas de neutro são usualmente de baixa tensão, tipo porcelana-haste, ou tipo seca. Em 
condições normais de operação, não existe a expectativa de surgimento de tensões significativas. 
4.1.2 Tap de Derivação 
A fim de possibilitar a realização de ensaios elétricos na bucha ou a instalação de sistemas de 
monitoramento on-line, uma camada (geralmente a última ou a penúltima) é acessível externamente, 
através de um tap de derivação, também referido como um tap de medição, tap de teste ou o tap de 
fator de potência. 
O tap de derivação é constituído de um condutor, uma bucha auxiliar que tem como finalidade isolar o 
condutor do flange metálico da bucha e juntas de vedação que garantem a isolação interna da bucha 
com a atmosfera. A conexão do condutor à camada capacitiva da bucha pode ser soldada ou através 
de pressão exercida por mola localizada internamente à bucha auxiliar do tap de derivação. Este tap 
permite a medição da capacitância e do fator de potência do isolamento da bucha. 
Quando o transformador está em operação, a bucha pode ter sua isolação monitorada pelo tap 
através de um instrumento de medição (medida da tensão, medida da corrente de fuga ou medição 
de descargas parciais). Se nenhum instrumento for usado, o tap deve ser aterrado, com esta 
finalidade o fabricante das buchas fornece uma capa (tampa) metálica que liga eletricamente a última 
ou penúltima camada capacitiva ao flange metálico da bucha. 
A integridade dotap depende da qualidade de fabricação, da isolação, da forma de conexão à camada 
da bucha e do tipo de conexão do tap ao potencial de terra. 
Qualquer ação que comprometa a integridade do tap pode danificar a conexão do eletrodo à última 
ou penúltima camada capacitiva da bucha, provocando falha catastrófica da bucha devido ao eletrodo 
não estar aterrado. 
 
 
50 
 
 
Figura 4.2 – Conexão do Tap de Derivação a penúltima camada capacitiva 
 
4.1.3 Isolador Externo 
Isoladores da Porcelana 
Historicamente, a porcelana foi o único material disponível para fornecer a resistência mecânica 
necessária e as propriedades elétricas de isolador exigidas para a parte externa de uma bucha. Os 
avanços na tecnologia de materiais forneceram isoladores alternativos à porcelana. Escolher entre as 
buchas com isolador de porcelana e um material alternativo para utilização em uma aplicação 
particular, requer comparações das características de cada material a utilizar. 
Características do isolador de porcelana: 
� Nenhum envelhecimento; 
� Longa história da boa confiabilidade; 
� Pode criar estilhaços em caso de explosão; 
� Frágeis em caso de choque mecânico ou de sobrecarga de energia; 
� Normalmente pesados. 
Nos casos onde as buchas instaladas não se adaptam a uma situação de poluição severa, as medidas 
corretivas devem incluir a aplicação de revestimentos especiais na porcelana ou a lavagem regular da 
mesma. 
Isoladores Compostos 
Os isoladores compostos são feitos com um tubo interno de resina de vidro cercado por um escudo de 
silicone, ou com resina Epoxy, sendo aplicados tipicamente para buchas com corpo condensivo RIP. 
Qualquer espaço entre o isolador e o corpo condensivo da bucha pode ser preenchido com óleo, gel, 
espuma contínua ou gás. 
 
 
51 
Características de isoladores compostos: 
� Peso menor em relação à porcelana; 
� Risco baixo de projeção de estilhaços em caso de falha da bucha; 
� Menor tempo de experiência operativa; 
� Confiabilidade desconhecida, relatos de deterioração da superfície após poucos anos de 
operação; 
� Melhor hidrofobicidade em atmosferas poluídas. 
4.1.4 Tipos de Conexões de Bucha 
Há tipos diferentes de conexões internas da bucha aos enrolamentos dos transformadores. O tipo de 
conexão usado depende da corrente nominal da bucha e do isolamento do local em que a bucha está 
instalada. 
 
 
Figura 4.3 – Diferentes tipos de conexões internas. 
Conexão tipo Draw Lead 
A conexão do tipo draw lead é utilizada tipicamente para buchas com capacidade de condução de 
correntes de até 1200 A. Este tipo de conexão utiliza um cabo condutor que faz a interligação do 
enrolamento do transformador passando através do tubo central da bucha até a conexão do topo da 
bucha. 
Conexões tipo Draw Rod 
A conexão do tipo draw rod é utilizada tipicamente para buchas com capacidade de condução de 
correntes de até 2000 A. Este tipo de conexão utiliza uma haste condutora removível que faz a 
interligação do enrolamento do transformador passando através do tubo central da bucha até a 
conexão do topo da bucha. 
 
 
52 
Bottom Connected 
Buchas com conexão fixa no terminal inferior são normalmente aplicadas para condução de correntes 
elevadas, acima de 2000 A, as buchas devem ter a seção do condutor central robusta, porque é no 
condutor central que é realizada a conexão direta à parte inferior da bucha. 
Conexão direta com a Barra (Subestação SF6) 
Em subestações isoladas a gás é possível conectar o transformador diretamente à barra de 
transmissão isolada a gás usando bucha óleo/gás SF6. Estas buchas podem ser de papel impregnado 
de óleo (OIP) ou resina Epoxy (RIP). 
4.2 Preservação do Sistema de Óleo 
O sistema de preservação do óleo em um transformador tem como função principal preservar a 
qualidade do óleo durante seu ciclo de vida útil. Sua aplicação pode ser realizada de duas formas, 
dependendo do modelo construtivo do equipamento: com tanque principal selado ou com tanques de 
expansão. Outra função importante deste sistema é acomodar as alterações no volume do líquido 
isolante devido as suas variações de temperatura inerentes a operação normal do equipamento. 
O tanque conservador de um transformador consiste tipicamente em um reservatório, comumente 
denominado de tanque de expansão, montado acima do seu tanque principal, com uma altura 
suficiente para manter o nível de óleo no equipamento em condições adequadas de operação, ou 
seja, acima do flange de fixação de sua bucha mais alta sob qualquer temperatura. 
Alguns transformadores podem ter mais que um tanque de expansão, e ainda indicadores de nível de 
óleo isolante de modo que exista controle sobre o nível mínimo e máximo do mesmo. 
É importante salientar que em alguns transformadores existe uma separação do conservador 
específico para os comutadores de derivação em carga. 
Com a grande evolução nas tecnologias surgiram diferentes sistemas de preservação do óleo, cada 
um com suas exigências de manutenção específicas. Os tipos mais comuns são os detalhados a 
seguir. 
4.2.1 Sistema Externo ao Conservador 
Os sistemas de preservação com tanque externo ao conservador são tipicamente baseados em um 
cilindro com bolsa interna que tem a função de permitir o isolamento entre o ambiente externo e o 
conservador. Em sua grande maioria, este bolsa é preenchida com nitrogênio submetido à pressão 
atmosférica ou uma determinada pressão positiva. Geralmente é composto de tubulações de 
interligação com o equipamento, registros reguladores de pressão e ainda manômetros para 
verificação da eficácia especificamente do sistema de pressão positiva, além de depósito para coletar 
umidade, com a possibilidade de instalação de dispositivos de alarmes. 
 
 
53 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.4 – Sistema de preservação do óleo utilizando um cilindro externo auxiliar com bolsa interna. 
4.2.2 Sistemas Internos ao Conservador 
Estes sistemas contêm uma bolsa ou membrana internamente de modo que não haja contato direto 
entre o ar atmosférico e o óleo, contribuindo assim para a preservação do óleo isolante da seguinte 
forma: Permitindo que o ar entre na bolsa ou na parte superior da membrana, quando a temperatura 
do equipamento está diminuindo e descarregando-o quando da elevação da temperatura. É parte 
integrante deste sistema, um recipiente com material dessecante que tem a finalidade de secar o ar 
que entra na citada bolsa ou na parte superior da membrana. 
Existe a possibilidade de instalação de um dispositivo de supervisão do estado da bolsa ou membrana 
do conservador. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.4 – Sistema de preservação de óleo isolante utilizando Membrana (Diafragma) ou Bolsa (Bexiga) 
interno ao conservador. 
4.2.3 Tanque Principal Selado 
O sistema composto por um tanque principal selado tem por finalidade impedir o contato do líquido 
isolante com a atmosfera. O uso deste sistema requer que o tanque seja grande o suficiente para 
acomodar as variações de volume do líquido isolante decorrentes da operação normal do 
equipamento. 
 
 
 
Tanque 
principal 
Buchholz 
Secador 
de ar 
 Óleo 
 
Ar 
(acima do Diafragma) 
 
 
 
 
Tanque 
principal 
Buchholz 
Secador 
de ar 
Óleo 
 
 
Ar 
Conservador com Membrana 
(Diafragma) 
Conservador com Bolsa 
(Bexiga) 
 
 
 
Óleo 
 
Tanque 
principal 
Buchholz 
 
 
 
 
Cilindro 
Auxiliar 
 
 
54 
Nos projetos atuais, este tipo de sistema de preservação é usado tipicamente para os transformadores 
menores cujas exigências mínimas e máximas de nível de óleo podem ser previstas. 
É usualem transformadores com tanque selado, o preenchimento com nitrogênio seco, possuindo 
controlador de pressão e válvula de enchimento. 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.6 – Tanque principal selado de transformador. 
 
4.2.4 Respiração Livre 
A forma mais simples de preservação do sistema de óleo em transformadores é o de respiração livre. 
Seu princípio de funcionamento baseia-se na utilização de um recipiente com material secante 
instalado entre o ar atmosférico e a parte interna do tanque de expansão, permitindo que somente o 
ar seco seja admitido para o conservador do equipamento. 
Devido a simplicidade do sistema e consecutiva fragilidade no impedimento de que ar úmido tenha 
contato com o líquido isolante, recomenda-se que preferencialmente este sistema seja utilizado 
conjuntamente as opções de preservação que utilizam bolsas ou membranas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.7 – Sistema de preservação utilizando respiração livre, através de material secante. 
 
 
 
 
Nitrogênio 
Óleo 
Tanque Principal Selado 
 
 
 
Ar 
Óleo 
 
Tanque 
principal 
Buchholz 
Secador 
de ar 
 
 
55 
4.2.5 Características dos Sistemas de Conservação 
Características do Sistema externo ao transformador: 
� Facilidade de manutenção; 
� A instalação pode ser feita com o equipamento energizado; 
� O gás de pressurização, normalmente nitrogênio, permanece em contato com o óleo isolante. 
Dependendo das condições de operação ocorrerá a impregnação do óleo isolante com o gás; 
� Pode ser utilizado em conjunto com uma das outras opções apresentadas, no lugar do secador 
de ar; 
� Requer espaço adicional na subestação para posicionamento do cilindro auxiliar. 
Características do Sistema interno ao Conservador utilizando membrana: 
� A manutenção exige o desligamento do equipamento; 
� O material utilizado na construção da membrana é permeável a gases de moléculas menores ou 
mesmo ao óleo isolante, após longo tempo de operação. 
Características do Sistema interno ao Conservador utilizando Bolsa: 
� A manutenção exige o desligamento do equipamento; 
� O material utilizado na construção da membrana é permeável a gases de moléculas menores ou 
mesmo ao óleo isolante, após longo tempo de operação. 
Características do Tanque principal selado: 
� Não requer manutenção de bolsa ou membrana; 
� Limitação do uso em função do tamanho e tensão de operação do equipamento; 
� Ocorre a impregnação do óleo isolante com o gás utilizado no colchão, normalmente nitrogênio; 
� Não possui relé de gás. 
Características do Sistema com respiração livre: 
� Menor investimento em relação aos demais sistemas propostos; 
� Exige manutenção constante do material utilizado no secador de ar; 
� É o sistema de menor efetividade no controle de penetração de umidade no óleo isolante 
contido no tanque principal do transformador. 
 
 
 
 
56 
4.3 Sistemas de Resfriamento 
Os sistemas de resfriamento são utilizados para realizar a troca térmica entre o líquido isolante do 
transformador com um fluido de resfriamento externo. Conforme descrito na IEC 600076-2 existem 
diferentes tipos de sistemas de resfriamento, conforme descritos a seguir: 
4.3.1 Radiador 
Os tipos mais comuns são constituídos por aletas compostas por duas chapas estampadas formando 
os canais de resfriamento e unidas por solda, como mostra a figura 4.8. Existem também radiadores 
formados por tubos, como mostra a figura 4.9. 
Os radiadores são fixados diretamente ao tanque do transformador ou em baterias ligadas por 
tubulação. 
 
Figura 4.8 – Radiador constituído por aletas compostas por duas chapas estampadas 
formando os canais de resfriamento e unidas por solda. 
O seu funcionamento baseia-se no princípio da convecção, onde o líquido isolante quente circula no 
interior do radiador, onde será resfriado pelo ar ambiente e retornará ao tanque principal do 
equipamento. 
Dependendo do projeto do equipamento, os radiadores funcionam associados com moto ventiladores 
que produzirão fluxo de ar forçado e bombas de óleo para produzir fluxo forçado, com o objetivo de 
aumentar a eficiência do processo de transferência térmica. 
 
 
 
57 
 
 
Figura 4.9 – Radiador constituído por tubos. 
 
Alguns aspectos construtivos dos radiadores são descritos a seguir: 
� O material utilizado para a fabricação de radiadores é o aço carbono em forma de chapas ou 
tubos, que atenda a NBR 5915; 
� De acordo com a NBR 5356 a espessura, para chapas deve ser de, no mínimo, 1,2 mm, e para 
os tubos de 1,5 mm; 
� As superfícies internas devem ser completamente limpas e secas assegurando ausência de 
produtos, resíduos ou partículas que contaminem o óleo e comprometam materiais isolantes; 
� Podem ser pintados internamente e, nesse caso, é necessária a preparação da superfície para 
garantir a aderência da tinta, que deve ser compatível com o fluído isolante; 
� Externamente, é necessário um tratamento para proteção contra corrosão. As alternativas são: 
pintura, galvanização a fogo ou galvanização a fogo mais pintura. A escolha de uma delas deve 
levar em conta o tipo de atmosfera a que o transformador estará submetido; 
� Existem normas que servem de orientação quanto ao sistema de pintura de radiadores (ex. 
NBR 11388 - sistemas de pintura para equipamentos e instalações de subestações elétricas) 
que tratam do tema desde o preparo de superfície para aplicação de pinturas até os tipos de 
tintas, espessuras recomendadas, ensaios de resistência a corrosão dos diversos esquemas, 
classificação de atmosferas, etc. 
Inspeções visuais periódicas para detecção e eliminação de corrosão, danos, desgaste no sistema de 
proteção de superfície e vazamentos, devem ser adotadas com o objetivo de conservar e prolongar a 
vida útil dos radiadores. 
 
 
 
58 
4.3.2 Trocador de Calor 
O trocador de calor ou permutador de calor é um dispositivo concebido para realizar a transferência 
de calor eficiente de um fluido para o outro, encontrando-se estes a temperaturas diferentes. Os 
meios são separados por uma parede sólida para que não haja misturas entre os fluídos. Esse 
equipamento é normalmente inserido no transformador com a finalidade de arrefecer (resfriar) o óleo 
do transformador, utilizando, na maioria das vezes, a água proveniente de reservatórios como o meio 
refrigerante. Os trocadores podem ser construídos conforme norma DIN ou TEMA. O tipo DIN facilita 
a manutenção na condição de operação normal do trocador. 
Principio de Funcionamento 
Os Trocadores de Calor utilizados em transformadores são do tipo Casco-Tubos que se caracterizam 
pela sua forma construtiva e pelo seu princípio de funcionamento. Nesses equipamentos a 
transmissão de calor se processa através da adequada separação dos fluidos envolvidos, sendo que 
do lado externo destes equipamentos, chamado de lado do casco, flui o óleo do transformador, e do 
lado interno, dentro dos tubos, flui a água que serve para a refrigeração do óleo, assim, um dos 
fluidos é resfriado, enquanto o outro fluido envolvido é aquecido. Independente das condições 
operacionais do trocador de calor deve possuir uma geometria adequada para que, através da 
superfície de transmissão fornecida, possa transmitir o fluxo de calor gerado pelas perdas internas ao 
transformador. 
Características Construtivas 
O trocador de calor tipo Casco-Tubo é basicamente composto de três itens básicos: 
Feixe Tubular: é composto de uma série de tubos de cobre ou aço inoxidável, fixados em espelhos 
nas extremidades, dentro dos quais passa o fluído de arrefecimento (água). A fixação dos mesmos 
aos furos dos espelhos pode ser através de mandrilhagem (expansão), soldaou combinação de 
ambos. Entre os espelhos são montadas chicanas posicionadas através de espaçadores e tirantes, de 
modo a permitir que o fluxo do fluido seja conduzido adequadamente através deste. As chicanas 
possibilitam também um suporte adequado para o feixe como um todo. 
Casco: é composto de um cilindro de aço carbono, por onde circula o fluído aquecido (líquido 
isolante), sendo que em suas extremidades poderão estar soldados os flanges ou os próprios 
espelhos, dependendo do tipo de construção. 
Cabeçotes: destinam-se a receber e distribuir o fluido que passa pelo interior dos tubos. A 
quantidade de passes (número de circulações) do fluído de arrefecimento no interior dos tubos pelo 
casco é conseguida conforme a configuração dos cabeçotes. No caso de trocadores com número 
impar de passes (figura 4.10), um cabeçote tem a função de entrada e outro tem a função de saída, 
no caso de trocador de calor com número par de passes (figura 4.11) um dos cabeçotes opera como 
cabeçote de retorno e o outro opera como cabeçote de entrada e saída. Ainda podem existir 
equipamentos construídos com somente um cabeçote (figura 4.12) que tem a função de entrada e 
saída do fluído. 
 
 
59 
Espelhos
Saída
do Óleo
Entrada
do Óleo
Saída
do Fluído
Entrada
do Fluído
 
Figura 4.10 - Trocador de calor de um passe. 
 
 
Espelhos
Saída
do Óleo
Entrada
do Óleo
Saída
do Fluído
Entrada
do Fluído
 
Figura 4.11 - Trocador de calor com dois passes. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
60 
 
Figura 4.12 - Trocador de calor com um cabeçote. 
 
4.3.3 Bombas para Circulação de Óleo 
Em transformadores, as bombas de óleo são utilizadas para a circulação do óleo isolante contido no 
transformador, propiciando o aumento da eficiência de troca de calor no equipamento. Os materiais 
utilizados para a construção da bomba devem ser similares aos utilizados no transformador. Cuidados 
especiais são considerados na lubrificação do equipamento, que deve ser feita por materiais que não 
agridam ou contaminem os materiais isolantes do transformador. Para a condição de operação da 
bomba de óleo, a temperatura máxima permissível para o óleo que circule na bomba não deve 
ultrapassar a temperatura limite do óleo isolante. 
As bombas são construídas de forma a minimizar a perda de carga quando não estão em 
funcionamento, para possibilitar a passagem do óleo isolante na condição de convecção natural e 
também impedir que haja contato entre as partes rotativas e fixas do conjunto, evitando o 
desprendimento de materiais metálicos que possam comprometer o funcionamento do transformador. 
A instalação da bomba é feita na tubulação da entrada ou saída dos conjuntos de radiadores ou 
trocadores de calor, a figura 4.13 mostra a bomba posicionada na tubulação de saída dos 
radiadores. 
 
Figura 4.13 – Exemplo de posição de instalação da bomba 
 
 
61 
O tipo de bomba utilizado para a circulação de óleo no transformador é do tipo Hidrodinâmico 
(Turbobombas), nas quais a movimentação do fluído ocorre pela ação de forças que se desenvolvem 
em sua massa, em consequência da rotação de um eixo no qual é acoplado um disco (rotor, impulsor) 
dotado de pás (palhetas, hélice), que recebe o fluído pelo seu centro e o expulsa pela periferia, pela 
ação da força centrífuga (Rotor centrífugo) ou pela simples rotação das pás no interior do fluído (rotor 
Helicoidal). 
Construção mecânica 
As bombas possuem as seguintes partes constituintes: 
� Corpo da Bomba ou Carcaça: envolve toda sua parte funcional, possibilitando acesso aos 
terminais de ligação. Possui flanges nas extremidades de modo a possibilitar a conexão ao tubo 
coletor de óleo do transformador e possuem pontos para desaeração (purga); 
� Invólucro Isolado: tem como finalidade enclausurar as partes do motor (e rotor quando for o 
caso) de modo a diminuir as perdas mecânicas resultantes da circulação do fluído no interior da 
bomba e proporcionar um perfil de fluxo mais uniforme. O invólucro possui pequenos canais ou 
furações para permitir a refrigeração do estator e rotor do motor propulsor, de modo que o 
calor gerado seja dissipado pelo próprio óleo do transformador. 
A figura 4.14 mostra exemplos de bombas com rotor helicoidal e centrífugo nas quais há a utilização 
de rolamentos. 
 
 
Figura 4.14 – Bomba Axial de rotor helicoidal (esquerda) e rotor centrífugo (direita) com rolamentos 
 
4.3.4 Ventiladores 
Os ventiladores utilizados em transformadores são do tipo axial, uma vez que os radiadores oferecem 
baixa resistência a passagem do ar. 
São compostos de uma hélice acoplada diretamente ao eixo de um motor, montados em uma 
estrutura cilíndrica que também servirá para sua fixação aos radiadores, conforme mostra a figura 
4.15 juntamente com grades de proteção na entrada e saída do ar. 
 
 
62 
 
Figura 4.15 – Ventilador com grade de proteção. 
Quanto a sua instalação podem ser fixados nas laterais dos radiadores, com fluxo de ar na horizontal, 
ou sob os mesmos, com fluxo de ar na vertical. Nesse caso, é conveniente que os radiadores estejam 
a uma distância do solo suficiente para que os ventiladores não aspirem materiais que possam 
comprometer o funcionamento e a vida útil dos equipamentos. 
Alguns aspectos construtivos dos ventiladores são descritos a seguir: 
� As hélices podem ser fabricadas em alumínio, em plástico, aço carbono ou ainda com a 
combinação desses materiais; 
� A estrutura de fixação de seus componentes pode ser de aço carbono ou aço inoxidável, bem 
como as grades de proteção; 
� Para casos onde os ventiladores operam em ambientes expostos a intempéries, é necessária a 
aplicação de proteção específica, como por exemplo, galvanização a fogo para estruturas e 
grades metálicas ou adição de materiais resistentes aos raios solares para os plásticos. 
Medidas de manutenção preventiva para os ventiladores devem ser adotadas com o objetivo de 
prolongar sua vida útil: 
� Verificação sistemática do desgaste dos rolamentos e problemas de desbalanceamento das 
hélices; 
� Verificação da estanqueidade do motor devido a penetração de umidade e sujeira; 
� Inspeção visual com a finalidade de evitar o acúmulo de umidade e sujeira na estrutura 
cilíndrica, nas grades de proteção e nas hélices; 
� Acompanhamento da corrente de partida e em regime de operação do motor. 
 
 
 
63 
4.4 Vedações 
As vedações têm como função prover a estanqueidade do equipamento em todas as aberturas (para 
acesso de pessoas ou conexão de componentes), evitando contato do interior do equipamento com 
umidade e oxigênio, prolongando sua vida útil. 
Uma vedação ideal deve ser compatível com o equipamento considerando aspectos como o líquido 
isolante adotado e as variações de temperatura operacional e ambiental. 
Existem 02 (duas) formas básicas de vedações adotadas em projetos de transformadores: 
� Anel de vedação (O-ring); 
� Juntas Planas. 
Os materiais utilizados na produção de vedações são basicamente os seguintes: 
Elastômero 
Alguns tipos de elastômeros utilizados na vedação de transformadores são listados a seguir: 
� Borracha de Policloropreno (CR) - Possui baixa compatibilidade com o óleo naftênico e 
utilização em temperatura de operação entre -30°C à 120°C. Encontrada em equipamentos 
antigos e em desuso em projetos novos; 
� Borracha Nitrílica (NBR) - Possui grande utilização em equipamentos com isolação a base de 
óleo naftênico devido sua adequada compatibilidade com este isolante. Utilização em 
temperatura de operação entre -30°C à 120°C; 
� Fluoroelastômero (FKM) - Utilizada na fabricação de anéis de vedação (o-rings). Possui 
adequada compatibilidade ao óleo naftênico e faixade temperatura de operação mais larga que 
os anteriores, entre -30°C à 180°C; 
� Fluorosilicone - Possui adequada compatibilidade ao óleo naftênico e faixa de temperatura de 
operação, entre -60°C à 180°C. 
Papelão Hidráulico 
� Adequado do ponto de vista de resistência química para contato com óleo naftênico e 
temperatura; 
� Exige um melhor nível de acabamento superficial (e com maior custo) quando comparado com 
os elastômeros; 
� Composição utiliza fibra de amianto como base, material nocivo a saúde humana. Existe 
composição de papelão que utiliza elastômero, substituindo o amianto. 
 
 
 
64 
PTFE (Politetrafluoretileno) 
Material com alta resistência mecânica a deformação, estabilidade ao contato com óleo naftênico e 
adequado a faixa de temperatura operacional dos transformadores, entre -210°C à 260°C. 
4.4.1 Instalação das Vedações 
Quanto a compreensão aplicada para vedações, recomendam-se os seguintes limites divididos por 
tipo de vedação: 
� Superfícies usinadas 
� Limite de 33% para vedações tipo o-ring; 
� Limite de 25% para vedações planas. 
� Superfícies rugosas 
� Limite de 50% para vedações tipo o-ring; 
� Limite de 25% para vedações planas. 
Vedações que utilizam Borracha Nitrílica ou Fluorosilicone devem ser fornecidas com Grau de Dureza 
de 70 Shore A. 
A incompatibilidade das vedações quanto ao tipo do óleo isolante e a temperatura em que o 
equipamento será submetido conduzirão a defeitos nas vedações utilizadas, como endurecimento, 
rachaduras ou alterações na forma e dimensão, levando a vazamentos e contaminação do meio 
ambiente. 
A avaliação quanto a substituição das vedações deve ser realizada sempre que houver constatação de 
vazamentos ou quando da abertura da flange associada, não sendo recomendável o reaproveitamento 
de vedações. O torque adequado nos parafusos é fundamental para a eficiência da vedação aplicada. 
Uma vedação de elastômero adequada deve ser lisa, firme e maleável. Em algumas situações, as 
vedações utilizadas necessitam de lubrificação nas superfícies em que serão aplicadas e estes 
lubrificantes devem ser compatíveis com a vedação. 
Os estoques das vedações devem ser mantidos sob condições controladas, conforme as seguintes 
sugestões: 
� Protegidas de umidade e luminosidade natural; 
� Evitar contato com o oxigênio; 
� Temperaturas entre 5ºC e 30ºC e a umidade entre 45% e 70%. 
 
 
65 
 
Figura 4.16 – Exemplos de procedimentos adequados à montagem de vedações 
4.5 Medidores, Indicadores e Relés 
4.5.1 Indicadores de Temperatura do Óleo e Enrolamento 
Os indicadores de temperatura são usados fundamentalmente para indicar a temperatura do óleo 
isolante, do enrolamento e a medição indireta da temperatura do ponto mais quente do enrolamento 
(imagem térmica). 
Os indicadores de temperatura (eletromecânicos ou eletrônicos) podem ser ajustados ou programados 
para acionamento da refrigeração, supervisão da temperatura, monitoramento on-line contínuo, 
alarme ou desligamento (trip), dependendo da filosofia adotada pela empresa proprietária do ativo. 
Indicador eletromecânico de temperatura 
O indicador eletromecânico de temperatura do óleo é construído em caixa robusta e impermeável 
(IP54) com visor de vidro e ponteiros ligados a contatos. O mecanismo (Espiral de Bourdon ou Fole) é 
acoplado a ponteiros, sendo um de arraste (ponteiro vermelho) que indica a temperatura máxima 
alcançada pelo óleo e o outro que indica a temperatura instantânea do óleo (ponteiro branco). Na 
figura 4.17 o bulbo sensor (1) e capilar (2) são preenchidos com fluído térmico expansível sendo o 
bulbo instalado em uma cuba estanque localizada na parte superior do transformador. Os contatos 
auxiliares são acionados quando o óleo alcança valores definidos de temperatura. 
 
 
66 
 
 
Figura 4.17 – Indicador eletromecânico de temperatura do óleo. 
 
O indicador eletromecânico de temperatura do enrolamento (Imagem térmica) apresenta 
característica construtiva similar ao do óleo, acrescido de componentes utilizados para simular a 
temperatura do enrolamento. 
A figura 4.18 exemplifica um dos sistemas de medição de temperatura do enrolamento, onde a 
temperatura do óleo é proveniente do bulbo instalado no topo do transformador, acrescido da 
temperatura gerada pelo elemento de aquecimento (3) que tem a temperatura regulada pela variação 
da corrente circulante no elemento (5). A alimentação de corrente para o circuito de aquecimento é 
produzida no TC de bucha (4). 
 
 
 
 
 
 
Figura 4.18 – Indicador eletromecânico de temperatura do enrolamento. 
 
 
 
 
67 
Características dos indicadores eletromecânicos: 
� Tecnologia simples e conhecida; 
� Necessita verificação e calibração periodicamente, para garantir uma exatidão satisfatória; 
� A medida da temperatura do enrolamento é uma simulação do ponto quente do enrolamento; 
� Falta de indicação remota de falha do indicador de temperatura. 
 
Indicador eletrônico de temperatura 
Os indicadores eletrônicos de temperatura são constituídos de PT100 (RTD) instalado no topo do 
transformador, com medição de corrente a partir de TCs de bucha e um indicador micro-processado 
(IHM). O processamento das informações obtidas a partir do PT100 e TCs fornece tanto a 
temperatura do óleo do transformador quanto a temperatura do ponto mais quente do enrolamento 
do transformador (imagem térmica). O valor da temperatura do enrolamento é obtido através de 
algoritmos (cálculos) processados no indicador eletrônico. 
Os indicadores eletrônicos de temperatura podem estar preparados para receberem mais de uma 
entrada de temperatura a partir de PT100 e mais de uma medição de corrente. A medição de corrente 
pode ser obtida diretamente dos TCs de bucha do transformador ou a partir de TCs auxiliares 
instalados no circuito secundário dos TCs de bucha. Geralmente, possuem contatos auxiliares de 
saída, além de saídas analógicas que possibilitam a leitura dos valores de temperatura por sistemas 
supervisórios ou de monitoramento on-line contínuo. 
Características dos indicadores eletrônicos: 
� Não necessita calibração para garantir a exatidão das leituras; 
� As medidas são acessíveis eletronicamente; 
� A vida de um componente eletrônico é geralmente muito menor do que a vida de um 
transformador. 
 
 
Figura 4.19 – Indicador eletrônico de temperatura do enrolamento 
 
 
 
 
68 
Sonda de temperatura de fibra ótica 
As sondas de temperatura de fibra ótica podem ser encaixadas diretamente no enrolamento enquanto 
o transformador está sendo fabricado e possibilitam a medição direta do ponto mais quente do 
transformador, de acordo com o projeto do equipamento. Estas fibras são conectadas a um indicador 
eletrônico. Sondas de temperatura de fibra ótica podem ser usadas para validar o projeto térmico do 
transformador durante o ensaio de aquecimento e sobrecarga. 
Características da sonda de temperatura de fibra ótica: 
� Medida exata localizada no ponto mais quente de projeto, podendo ser acessíveis 
eletronicamente e sem necessidade de calibração; 
� Necessidade de acesso interno ao transformador para reparos; 
4.5.2 Indicadores de Nível de Óleo 
Geralmente os transformadores preenchidos com líquido isolante possuem algum tipo de indicador 
que permite a visualização do seu nível que está relacionado com a temperatura do óleo e a do 
ambiente. 
O sistema é acionado mecanicamente por um flutuador (bóia ou prato) acoplado a uma haste que se 
movimenta conforme a variação do nível do óleo, transferindo o movimento a um ponteiro do 
mostrador externo. 
No indicador magnético de nível a transferência de movimento (entre a parte interna e externado 
tanque) é realizada por imãs permanentes posicionados opostamente e separados por uma flange, 
sendo um conectado ao ponteiro do mostrador e outro a haste de acionamento, o que elimina o 
contato direto do óleo, reduzindo a possibilidade de vazamentos. 
O seu mostrador possui em sua escala uma referência de volume de óleo a 25 ºC, que tem como 
função orientar o nível correto na temperatura ambiente. Desta forma também as marcações de 
máximo e de mínimo corresponderão aos respectivos volumes nas temperaturas máximas e mínimas 
admissíveis. 
Um baixo nível do fluido pode provocar a atuação do relé Buchholz. Para evitar essa condição, o 
indicador de nível pode ser dotado de contatos de alarme. A correção do nível de óleo deve considerar 
as temperaturas do ambiente e do óleo. 
Sempre que possível deve-se verificar o correto funcionamento do indicador de nível de óleo, 
inspecionando-se a sua caixa de ligações, fiações, vedações, boia e atuação dos contatos de alarme. 
Além do indicador magnético mencionado, existe também a possibilidade de utilização de tubos de 
vidro para indicação do nível de óleo. Neste caso é necessário adotar ações de manutenção quanto a 
limpeza e ausência de trincas. 
 
 
69 
 
 
Figura 4.20 – Indicador de nível de óleo 
4.5.3 Relé Detector de Gás tipo Buchholz 
O dispositivo constitui um dos principais acessórios de segurança e proteção intrínseca utilizados em 
transformadores isolados a óleo e dotados de tanque de expansão. 
O Relé Detector de Gás tipo Buchholz é um dispositivo eletromecânico e tem por finalidade proteger 
continuamente o equipamento, visando detectar situações de formação de gases e a presença de 
fluxo anormal do liquido isolante. É constituído por sistemas de boias responsáveis pela atuação dos 
contatos de alarme e desligamento, com as seguintes funções: 
� Reter gases gerados no interior do equipamento, produzindo um alarme (1º nível) quando o 
gás retido na câmara alcança um volume pré-ajustado de acordo com o tamanho do rele (de 
100 a 300 cm³); 
� Responder a um deslocamento rápido do liquido isolante, devido a ocorrência de uma falha 
interna no equipamento. O fluxo de óleo gerado atingindo o valor calibrado no Relé Detector de 
Gás tipo Buchholz (ajuste entre 0,8 a 2m/s) acionará o contato referente ao desligamento (2º 
nível) e deve interromper o funcionamento do transformador; 
� Os contatos também atuarão pela perda de óleo isolante (vazamento). 
O Relé Detector de Gás tipo Buchholz é instalado em série com a tubulação que interliga o tanque 
principal com o tanque de expansão de óleo do equipamento. Uma seta gravada em alto relevo, na 
carcaça e tampa do rele, indica o sentido correto para a sua instalação (do tanque para o 
conservador). Pode ser instalado em outros locais que tenham expansão de óleo, tais como, 
compartimentos separados do comutador e seletor de taps. 
 
 
 
70 
Não é projetado para atuação com a movimentação normal do óleo provocada por dilatações e 
contrações térmicas, por efeito eletrodinâmico das bobinas e pelo fluxo reverso (deslocamento do 
óleo do conservador para o tanque), porém em transformadores com bombas de circulação forçada 
de óleo, que eventualmente possam provocar pico de velocidade no deslocamento do óleo, durante o 
seu ciclo de partida ou parada, uma regulagem especial deve ser efetuada na fábrica, para que o relé 
não atue indevidamente nestas situações. 
Os Relés Buchholz que possuem contatos de mercúrio (substância tóxica e nociva ao meio ambiente) 
são suscetíveis a alarmes e atuações indevidas causadas por vibrações. Existem relés com contatos do 
tipo magnético (reed switch) acionados por imãs permanentes e resistentes a vibração, abalo sísmico 
e choque. 
O relé dispõe de um registro para desaeração e coleta de gás. Pode ser equipado com uma tubulação 
fina do registro do Relé Detector de Gás tipo Buchholz até um receptor de gás ao nível do solo, sendo 
possível tirar amostras sem a necessidade de desligamento do transformador. Possui um dispositivo 
de teste manual para acionamento dos contatos de alarme e de desligamento, que também pode ser 
usado para travar o mecanismo interno móvel do relé durante o transporte. 
Para atendimento a norma brasileira ABNT NBR 12456, os relés podem ser fornecidos com uma 
blindagem magnética que garante a sua imunidade contra efeitos externos de campos magnéticos. 
No momento da especificação do Relé Detector de Gás tipo Buchholz deve ser considerado: Diâmetro 
interno e externo das tubulações; furação dos flanges; distancia entre faces; tipo de vedação; 
material da bóia, número e calibração dos contatos. 
 
Figura 4.21 – Figuras ilustrativas de um Relé detector de Gás tipo Buchholz 
 
 
71 
4.5.4 Dispositivo de Alívio de Pressão 
O dispositivo de alivio de pressão tem como objetivo minimizar o dano causado por um aumento de 
pressão interna, que pode ser súbito ou lento, decorrente de uma falha interna ou de um defeito no 
sistema de preservação do líquido isolante. 
O dispositivo de alívio de pressão é uma válvula instalada no tanque principal do equipamento, 
composta de um disco metálico sob pressão de mola e calibrado para permitir a descarga do líquido 
isolante em caso de pressão acima do estabelecido. É projetado para fechar automaticamente após a 
normalização da pressão, impedindo saída em excesso de óleo. Sua atuação é indicada localmente 
através de dispositivo de sinalização mecânica e remotamente através de contatos elétricos, podendo 
ter função de alarme ou desligamento. Os rearmes devem ser feitos manualmente. 
Além da válvula mencionada, existem transformadores que possuem um tubo na forma de chaminé, 
mais alta que o tanque de expansão e fechado por uma membrana metálica ou de vidro, concebido 
para romper no caso de uma pressão elevada. Pode ainda ter uma lamina na extremidade com um 
interruptor de posição para sinalização no caso de atuação. 
4.5.5 Indicador de Fluxo 
Os indicadores do fluxo do óleo são utilizados em transformadores que utilizam bombas de circulação 
forçada de líquido isolante para indicar a vazão nos circuitos de resfriamento. São instalados nas 
tubulações do conjunto formado entre o radiador ou trocador de calor e a bomba, podendo ser 
analógicos ou digitais. 
O princípio de funcionamento do indicador analógico consiste em um sistema de palheta fixada a um 
eixo móvel orientado para a direção do fluxo, a vazão do óleo gerada pela bomba faz movimentar o 
eixo da paleta, transmitindo esse movimento do eixo ao ponteiro indicador através de imãs 
permanentes, acoplados magneticamente. Esse acoplamento magnético possibilita a remoção da 
parte frontal sem vazamento de óleo da tubulação, pois há uma parede que isola a parte interior do 
tubo ao lado externo. 
O princípio de funcionamento do indicador digital é semelhante ao analógico tendo como diferença a 
existência de um elemento de detecção que varia uma resistência dependendo do fluxo do líquido 
isolante, alterando o nível do sinal de corrente enviado ao indicador a partir de um transdutor, 
sinalizando sua circulação. Normalmente possuem conjuntos de contatos elétricos, que podem ser 
utilizados nos sistemas de supervisão e controle. 
 
Figura 4.22 – Indicador de fluxo analógico. 
 
 
72 
4.6 Armário de Controle 
No armário de controle é onde estão instalados os dispositivos do sistema de controle e supervisão do 
transformador. Fica localizado ao lado do tanque principal e os seus principais componentes são: 
� Fiação e blocos terminais; 
� Terminais dos enrolamentos dos transformadores de corrente (TC), de potencial (TP), sensores, 
fusíveis, disjuntores, contatores e relés; 
� Filtro, resistência de aquecimento paraevitar a condensação, exaustor para manter o armário 
de controle em condições climáticas adequadas para o funcionamento dos dispositivos e 
componentes instalados; 
� Dispositivo de supervisão local; 
� Dispositivos de monitoramento digital. 
Em alguns casos, a modernização do armário de controle é exigida antes que o transformador alcance 
o fim da sua vida útil. Em determinadas regiões mais frias do Brasil, é importante que as resistências 
de aquecimento do armário de controle sejam mantidas ligadas sempre que o transformador 
permanecer armazenado ou desenergizado por longo período. 
 
Figura 4.23 – Armário de controle 
 
 
 
73 
4.7 Transformadores de Corrente 
Os Transformadores de Corrente (TCs) de bucha são dispositivos tipo toroidal, instalados em 
transformadores para obter a corrente secundária com valores proporcionais às do circuito primário, 
necessária para a operação dos sistemas de medição instantânea, proteção e controle do 
equipamento. Os TCs utilizados em transformadores apresentam características como relação de 
espiras, classes de exatidão e capacidade de corrente, de acordo com a sua aplicação. 
A instalação típica dos TCs é feita no interior do tanque do transformador em volta da parte inferior 
da bucha e abaixo do flange. 
 
Figura 4.24 – Instalação típica de TC em transformador. 
 
 
 
74 
4.8 Comutadores de Derivação em Carga 
4.8.1 Geral 
Os comutadores de derivação são dispositivos que variam a relação de espiras de um transformador, 
regulando a sua tensão de operação. Os comutadores de derivação podem ser divididos em dois tipos 
fundamentais: 
� Comutadores de derivação em carga; 
� Comutadores de derivação desenergizado. 
O comutador de derivações em carga é projetado para alterar a posição de derivação e, portanto, 
variar a relação de transformação do transformador enquanto ele está energizado e em carga, 
executando esta função sem qualquer interrupção de energia. Esse processo é feito com dispositivos 
operados mecanicamente que selecionam as várias posições de derivação, alterando as correntes de 
carga e os degraus de tensão. 
O comutador de derivações em carga pode ser empregado usando vários princípios de comutação, 
sendo que os dois mais comuns são: 
� Tipo resistivo, com chaveamento de alta velocidade do resistor de transição e; 
� Tipo reator, com chaveamento de reator de transição (autotransformador preventivo). 
4.8.2 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo. 
Os comutadores de derivações em carga tipo resistivo podem ser divididos em dois tipos distintos: 
� Comutadores de derivação externos (compartimento envolto em ar), conforme descritos em 
4.8.2.1; 
� Comutadores de derivação internos (imerso em líquido), conforme descrito em 4.8.2.2. 
A figura 4.25 mostra a sequencia de operações de um seletor de derivações (a) e de uma chave 
comutadora (b) de um comutador de derivação em carga do tipo resistivo. 
 
 
75 
(a) 
 
(b) 
 
Figura 4.25 – Sequência de operações de um seletor de derivações (a) e de uma chave 
comutadora (b) em um comutador de derivações em carga do tipo resistivo. @ Copyright Axel Kramer 
No comutador de derivações em carga tipo resistivo, o número de operações por hora é limitado pela 
dissipação de calor no óleo pela resistência de transição (tipicamente 150 operações por hora). 
4.8.2.1 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo Externo. 
Estes comutadores de derivação estão contidos em seus próprios tanques e montados lateralmente ao 
transformador. São considerados quatro tipos de arranjos de comutadores de derivação, todos 
empregando o princípio de chaveamento de alta velocidade do resistor de transição, conforme 
descritos a seguir: 
Compartimentos de seletor e comutador único. 
Este tipo de comutador de derivações utiliza sistemas de contatos distintos para o seletor de 
derivações e chave comutadora combinados em um único compartimento com líquido isolante, isolado 
do tanque do transformador para impedir que haja contaminação do óleo do mesmo. As derivações 
do transformador são levadas para os contatos do comutador através de uma barreira estanque ao 
líquido isolante. 
 
 
 
76 
Compartimentos de seletor e comutador separados. 
Este tipo de comutador de derivações possui dois compartimentos separados, um para a pré-seleção 
das derivações do transformador, chamado de compartimento do seletor de derivações e o outro para 
chaveamento em carga chamado de chave comutadora. Os dois compartimentos possuem líquidos 
isolantes em câmaras, e ambos também são isolados do líquido isolante principal do transformador, 
embora o compartimento do seletor de derivações e o tanque principal possam compartilhar o mesmo 
conservador. As derivações do transformador são levadas para os contatos do seletor através de uma 
barreira estanque ao líquido isolante. O compartimento do seletor de derivações contém líquido isento 
de contaminações que lhe permita suportar as elevadas tensões entre os contatos. O compartimento 
da chave comutadora isola o liquido carbonizado e gases. 
A figura 4.26 representa os tipos de comutadores resistivos com compartimentos separados ou 
único, ambos montados lateralmente ao transformador. Cabe a ressalva que no tipo de 
compartimento único não existe separação entre a seletora e a comutadora. 
 
1 2 
4 
5 
6 
3 
IEC 1390/04 
Figura 4.26 – Comutador tipo resistivo externo, com compartimentos 
separados (ou único) para a seletora e comutadora 
 
Na figura 4.26 encontram-se representados: 1-Enrolamentos do transformador; 2-Cabos de 
derivação; 3-Barreira estanque ao liquido e gases; 4-Compartimento da chave comutadora; 5-
Mecanismo de acionamento e 6-Compartimento do seletor de derivações. 
Comutador de derivações com chave seletora. 
O comutador de derivações com chave seletora tem como principal característica a utilização de 
contatos comuns aos processos de seleção e comutação. Utiliza um único compartimento, imerso em 
líquido isolante e normalmente fixado lateralmente ao transformador. Novamente as derivações do 
transformador são levadas para os contatos do comutador de derivações através de barreira 
estanques ao líquido. A figura 4.27 representa este tipo de comutador de derivação. 
 
 
77 
 
1 
2 
4 
5 
3 
IEC 1391/04 
Figura 4.27 – Comutador de derivações com chave seletora 
Na figura 4.27 encontram-se representados: 1-Enrolamentos do transformador; 2-Cabos de 
derivação; 3-Barreira estanque ao liquido e gases; 4-Compartimento da chave seletora e 5-Mecanismo 
de acionamento. 
Comutador de derivações interno com montagem separada 
Utilizando um comutador de derivações interno em um compartimento separado com uma barreira 
estanque ao líquido entre o comutador de derivações e o transformador, teremos um tipo de 
comutador de derivações com montagem separada. O líquido do seletor de derivações é totalmente 
isolado do transformador, embora o compartimento do seletor e o tanque principal possam 
compartilhar o mesmo conservador. A figura 4.28 representa este tipo de comutador de derivação. 
 
1 2 
3 4 6 5 
IEC 1392/04 
Figura 4.28 – Comutador de derivações interno com montagem separada. 
 
Na figura 4.28 encontram-se representados: 1- Enrolamentos do transformador; 2- Cabos de 
derivação; 3- Barreira estanque ao liquido e gases; 4-Seletor de derivações; 5-Chave comutadora e 6-
Mecanismo de acionamento. 
 
 
78 
Características da montagem externa do comutador de derivações em carga. 
� Maior facilidade para a manutenção devido ao acesso por completo ao comutador de 
derivações e todos os contatos obtido pela retirada das tampas de inspeção; 
� Como o seletorestá sempre em uma câmara separada, a análise cromatográfica do líquido 
isolante do transformador não é afetada pela passagem dos contatos do seletor; 
� O monitoramento dos compartimentos separados pode levar ao diagnóstico precoce de 
problemas no seletor, permitindo diferenciar entre defeitos do mesmo e os principais defeitos 
no transformador; 
� Devido às questões de níveis de isolamento, montagens externas de comutadores de 
derivações em carga têm sua aplicação limitada a transformadores de tensões inferiores a 145 
kV. 
4.8.2.2 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo Interno 
Estes comutadores de derivações estão internamente ao transformador, normalmente com sua 
instalação fixada na tampa do transformador. O conjunto formado por um seletor de derivações e 
uma chave comutadora (ou também chave seletora) é conhecido por coluna, podendo ser constituída 
de uma, duas ou três fases. 
Para algumas aplicações de transformadores trifásicos ligados em triângulo, podem ser utilizadas duas 
colunas, sendo uma monofásica e uma bifásica. 
Estes comutadores podem ser classificados em três tipos: 
Seletor de derivações e chave comutadora separados. 
Neste tipo de comutador, os seletores de derivações operam no mesmo líquido isolante do 
transformador e a chave comutadora em um recipiente próprio. O seu princípio de funcionamento 
baseia-se na existência de dois anéis seletores por fase, sendo um contendo as derivações ímpares e 
o outro contendo as derivações pares, e braços de contatos móveis que selecionam radialmente uma 
derivação pré-selecionada, sem fluxo de corrente antes que a chave comutadora mude para essa 
derivação. 
Geralmente a chave comutadora é montada em um compartimento isolado, com a função de isolar os 
gases provenientes do arco e o liquido isolante carbonizado, e com um conservador próprio. A figura 
4.29 ilustra este tipo de arranjo. 
 
 
79 
 
1 2 3 5 4 
IEC 1393/04 
Figura 4.29 - Seletor de derivações e chave comutadora separados. 
Na figura 4.29 encontram-se representados: 1-Enrolamentos do transformador; 2-Cabos de 
derivação; 3-Seletor de derivações; 4-Chave comutadora e 5-Mecanismo de acionamento. 
Comutador de derivações com Chave seletora (interna) 
O Comutador de derivações com chave seletora interna realiza a seleção e o chaveamento no mesmo 
compartimento utilizando os mesmos contatos e imerso no mesmo líquido isolante. Os contatos fixos 
são montados radialmente, ao redor de um compartimento vertical isolado, com as suas fases (no 
caso de mais de uma fase) montadas uma sobre a outra. O liquido carbonizado e os gases são 
separados do liquido do tanque do transformador através de um compartimento estanque. Os 
contatos móveis são fixados a um mecanismo de transmissão central isolado, como mostra a figura 
4.30. 
 
1 2 3 5 4 
IEC 1394/04 
Figura 4.30 - Comutador de derivações com chave seletora interna. 
Na figura 4.30 encontram-se representados: 1-Enrolamento do transformador; 2-Cabos das 
derivações; 3-Terminais da chave seletora; 4-Terminais pré-seletor e 5-Mecanismo de acionamento. 
 
 
80 
Seletor de derivações e chave comutadora separados em compartimento único. 
O princípio de funcionamento deste comutador é similar ao do tipo seletor de derivações e chave 
comutadora separados, descrito no item 4.8.2.1, porém ambos os conjuntos de contatos estão 
localizados no mesmo compartimento. 
Características de comutadores de derivações em carga internos. 
� Maior aplicação em transformadores de classes de tensão acima de 145kV. 
� Permite que o comutador de derivações seja conectado ao transformador no inicio do processo 
de fabricação. 
� Comparativamente com o comutador de derivação externo possui um menor volume de óleo. 
� Como o seletor é montado internamente ao tanque principal do transformador, a análise 
cromatográfica do líquido isolante do transformador pode ser afetada pela passagem dos 
contatos do seletor. 
4.8.3 Comutador de Derivações do tipo Reator 
Comutadores de derivações do tipo reator normalmente são projetados para serem aplicados no 
enrolamento de baixa tensão dos transformadores e podem ser divididos em dois diferentes tipos: 
� Comutador de derivações externo (envolto em ar), conforme descritos em 4.8.3.1; 
� Comutador de derivações interno (imerso em líquido isolante), conforme descrito em 4.8.3.2. 
A figura 4.31 mostra a sequencia de operações de um seletor de derivações e de uma chave 
comutadora de um comutador de derivação em carga do tipo reator. 
 
Figura 4.31 - Sequencia de operações de um seletor de derivações e de uma chave comutadora de um 
comutador de derivação em carga do tipo reator. @ Copyright Axel Kramer 
 
 
81 
Estes comutadores de derivações são montados em seu próprio tanque e posicionados em qualquer 
parede do transformador. As derivações do enrolamento de regulação do transformador são 
conectadas ao seletor através de uma barreira estanque, isolando do tanque principal do 
transformador e permitindo analisar a cromatografia do líquido isolante separadamente tanto do 
comutador como do transformador. São considerados três tipos de arranjos de comutadores de 
derivações. 
Chave comutadora e seletor de derivações. 
Este tipo de comutador consiste de um pré-seletor e seletor de derivações, projetado para selecionar 
a derivação, e chave comutadora, projetada para interromper ou estabelecer corrente, realizando a 
comutação com formação de arcos. Estes dispositivos são normalmente localizados em um único 
compartimento. 
Comutador de derivações com chave seletora. 
Este tipo de comutador de derivações irá incorporar uma chave seletora que realiza as funções de 
interromper ou estabelecer corrente e selecionar a derivação, combinando as funções de um seletor 
de derivações e uma chave comutadora. A chave seletora e o pré-seletor, se existentes, são 
localizados no mesmo compartimento. 
Interruptor a vácuo (com contatos by-pass) e seletor de derivações. 
O projeto deste comutador de derivações consiste de um único compartimento com líquido isolante 
contendo um pré-seletor, um seletor de derivações e um interruptor a vácuo instalado por fase. 
Adicionalmente, eles podem ser equipados com contatos by-pass, geralmente projetados para operar 
quando o comutador de derivações não está realizando uma operação. Devido à utilização do 
interruptor a vácuo para realizar a interrupção de corrente no processo de comutação, a carbonização 
do liquido isolante é minimizada. 
Comutador de derivações tipo reator interno. 
Estes projetos são usados exclusivamente em reguladores de tensão. O comutador de derivações é 
instalado internamente ao tanque principal do transformador e normalmente localizado na sua parte 
superior, adjacente ao autotransformador preventivo (reator). 
Este tipo de comutador de derivações incorpora uma chave seletora de transferência de carga a qual 
realiza a função de transferir corrente e selecionar a derivação. As derivações do transformador são 
conectadas aos contatos do comutador que estão localizados em uma placa isolada. 
Como a comutação é realizada no mesmo tanque dos enrolamentos do transformador, o liquido 
isolante deve ser freqüentemente analisado para garantir a integridade dielétrica do transformador, 
portanto deve-se considerar a carbonização do liquido isolante no tanque principal do transformador. 
 
 
 
82 
4.8.4 Tipos de Conexão de Comutadores de Derivação em Carga 
Os tipos de conexão dos comutadores de derivação em carga podem ser os seguintes: 
� Centro (neutro) dos enrolamentos conectados em estrela: Utilizado um comutador de 
derivações em carga mais compacto e de menor custo, frequentemente uma única coluna 
trifásicaé suficiente. O nível mais baixo associado da isolação também permite intervalos mais 
longos entre a manutenção. 
� Enrolamentos conectados em delta ou na extremidade da linha: Neste caso uma única 
coluna trifásica não é apropriada e preferivelmente o comutador de derivações deve ser 
composto de três colunas monofásicas. Os custos de manutenção são mais elevados e o nível 
mais elevado da isolação (devido a sua localização) exige uma manutenção mais criteriosa no 
que se refere a qualidade do líquido isolante. 
Existem conexões alternativas para reduzir o esforço de tensão no comutador de derivações em 
carga: instalação no enrolamento médio e a conexão através de um transformador série (booster). 
4.9 Comutadores de Derivações Desenergizado 
O comutador de derivações desenergizado é projetado para mudar a posição da derivação e 
consequentemente variar a relação do transformador enquanto o mesmo está desenergizado. 
Os contatos fixos podem ser dispostos em uma configuração circular (para tipos rotativos) ou em 
linha (para tipo linear). Normalmente o mecanismo de acionamento é manual, porém mecanismos 
motorizados também são utilizados. 
Estes comutadores podem operar em uma posição por longo período de tempo, eventualmente 
formando nos contatos carbono pirolítico. Recomenda-se que quando da necessidade de mudança de 
relação do transformador seja realizada alguns ciclos de comutação para limpeza dos contatos, 
medição de relação e resistência ôhmica na derivação em que o equipamento será energizado. 
Este tipo de comutador é geralmente montado dentro do tanque do transformador, com o mecanismo 
de acionamento montado na sua tampa ou tanque principal. 
4.10 Líquido Isolante para Comutadores de Derivação 
Geral 
Os comutadores de derivações descritos anteriormente neste capítulo requerem um liquido para uso 
como isolante ou como extintor de arco durante uma comutação. Geralmente é utilizado o óleo 
mineral isolante, porém outros tipos de líquidos isolantes podem ser utilizados, como por exemplo, o 
óleo vegetal (Éster Natural), com os cuidados necessários para garantir a compatibilidade com o 
comutador de derivações em consideração. 
 
 
 
83 
Aplicação em comutador de derivações em carga 
O liquido utilizado para comutadores de derivações em carga, possui as funções de isolação elétrica e 
extinção de arco, atuando também como lubrificante e refrigerante. O liquido isolante é essencial para 
a operação mecânica do comutador de derivações devido a sua lubrificação requerida. É recomendado 
que o fabricante do comutador de derivações seja consultado antes de operar mecanicamente o 
comutador de derivações quando desenergizado e em um ambiente sem liquido isolante. 
Outros líquidos que às vezes são utilizados em transformadores por motivos ambientais e de 
segurança, podem não ser compatíveis com o comutador de derivações. Fluidos de silicone possuem 
propriedades lubrificantes inadequadas, assim como não são capazes de extinguir arcos e, portanto 
não são utilizados em comutador de derivações. Ésteres sintéticos e parafinas de alto peso molecular 
(HMW) possuem adequadas propriedades lubrificantes e de extinção de arcos, podendo ser 
compatíveis com alguns comutadores de derivações em carga. Quando outro líquido que não seja o 
óleo mineral de transformadores é considerado, o fabricante do comutador de derivações deve ser 
consultado para garantir a compatibilidade. 
Aplicação em comutador de derivações desenergizado. 
Diferentemente de comutadores de derivações em carga, comutadores de derivações desenergizados 
não requerem extinção de arco ou boas propriedades lubrificantes, assim como baixas temperaturas 
que influenciam na viscosidade do líquido não são importantes para sua operação. Por estas razoes, o 
uso de diferentes tipos de fluidos são possíveis. 
Quando outro liquido que não o óleo mineral é considerado, o fabricante do comutador de derivações 
deve ser consultado para garantir a compatibilidade. 
Filtragem do óleo do comutador 
O filtro do óleo do comutador é utilizado durante a operação normal do transformador e tem a função 
de remover partículas e umidade (em alguns casos) do líquido isolante da chave comutadora ou 
seletora, devido a natural carbonização ocorrida através do processo de comutação. 
No comutador de derivações em carga, no qual é implementado filtro de óleo, existe um benefício 
direto em permitir, após analise da aplicação por parte do fabricante do comutador de derivação em 
carga, um aumento no intervalo do tempo ou número de operações entre as manutenções 
preventivas. Entretanto, uma limitação principal na possibilidade de aumentar estes intervalos será o 
desgaste mecânico das peças que exige a substituição de partes após um determinado número de 
operações. 
Espera-se que os benefícios da utilização do filtro do óleo sejam mais evidentes para as seguintes 
aplicações: 
� Comutadores de derivações em carga para aplicações com alta corrente; 
� Comutadores de derivações em carga colocados em enrolamentos conectados em delta ou na 
extremidade da linha; 
 
 
84 
� Número anual elevado de operações (transformadores de conversor HVDC e de forno). 
Para a aplicação em transformadores, onde geralmente é esperado um número reduzido de 
comutações, o critério de tempo determina o intervalo entre as manutenções. 
Normalmente, a filtragem de óleo não é usada em comutador de derivações em carga conectado no 
neutro. 
Um benefício derivado da filtragem do óleo é um ambiente mais limpo para o trabalho de 
manutenção. 
4.11 Parte Ativa do Transformador 
A parte ativa de um equipamento de transformação é composta principalmente por enrolamentos, 
núcleo e ferragens. 
Constitui-se de um conjunto mecanicamente rígido, capaz de suportar condições adversas de 
funcionamento. A figura 4.32 ilustra os componentes da parte ativa de um transformador. 
 
 
Figura 4.32 – Componentes da parte ativa de um transformador. 
 
 
85 
 
 
 
4.11.1 Núcleo do Transformador 
 
O núcleo se destina a prover o acoplamento magnético entre os enrolamentos do transformador, 
promovendo um caminho de baixa relutância para as linhas de força do campo magnético. 
É constituído por material ferromagnético de alta permeabilidade, que contém em sua composição o 
silício, que lhe proporciona características excelentes de magnetização e perdas. Porém, esse material 
é condutor e estando sob a ação de um fluxo magnético alternado, dá condições de surgimento de 
correntes parasitas. Para minimizar este problema, o núcleo, ao invés de ser uma estrutura maciça, é 
construída pelo empilhamento de chapas finas e isoladas entre si por um verniz (carlite). 
As peças metálicas da prensagem são isoladas do núcleo e entre si, para minimizar as correntes 
parasitas, que aumentariam sensivelmente, as perdas em vazio, podendo ocasionar a falha do 
equipamento. Estas chapas de aço, durante a sua fabricação, recebem um tratamento especial com a 
finalidade de orientar seus grãos. É esse processo que torna o material adequado à utilização em 
transformadores, devido à diminuição de perdas específicas. É também com a finalidade de diminuir 
as perdas, que nessas chapas são feitos cortes a 45º nas junções entre o jugo e perna, ver figura 
4.33. 
 
Figura 4.33 – Detalhamento do corte de 45º do núcleo. 
Nos transformadores de potência, utiliza-se basicamente dois tipos de núcleo: 
� Núcleo envolvido (shell type): Os enrolamentos são colocados sobre as colunas do núcleo e 
envolvem o respectivo circuito magnético. 
� Núcleo envolvente (core type): Os enrolamentos envolvem o respectivo circuito magnético, 
ficando porém, também envolvidos por este. Normalmente são utilizados em transformadoresmonofásicos e utilizam menor quantidade de óleo isolante em relação aos transformadores com 
núcleo envolvido. 
 
 
86 
 
 
(a) (b) 
Figura 4.34 – Núcleos do shell-type ou núcleo envolvido (a) e core-type ou núcleo envolvente (b). 
O núcleo de um transformador não requer manutenção preventiva. Para finalidades de diagnóstico, as 
conexões de aterramento das laminações do núcleo e dos frames do núcleo devem ser trazidas a um 
ponto externamente acessível, de modo que um teste de resistência de isolamento possa ser 
executado sem a necessidade de drenar o óleo e entrar no tanque do transformador. Danos no 
isolamento do núcleo causarão o fluxo de correntes de circulação e aquecimento, causando geração 
de gases que poderiam mascarar outros problemas no transformador ou até mesmo transformar-se 
em problemas mais sérios no núcleo. Para impedir a circulação das correntes, alguns fabricantes do 
transformador introduzem uma resistência no circuito do aterramento do núcleo. O resistor mantém o 
núcleo conectado à terra, mas limita a circulação de corrente no caso de ocorrer um problema com a 
isolação do núcleo. Esta solução poderia também ser adaptada a outros transformadores que 
desenvolvem um problema de circulação das correntes no aterramento do núcleo. 
4.11.2 Enrolamentos 
Usualmente os enrolamentos são constituídos por condutores de cobre envolvidos por material 
isolante, sendo que o material isolante mais utilizado é o papel kraft. Os enrolamentos normalmente 
são apoiados em discos isolantes de papelão e separados entre si por cilindros do mesmo material. Os 
enrolamentos são bobinados em cilindros concêntricos, que são montados em colunas do núcleo 
durante a etapa de ligação da parte ativa. Há casos em que o isolamento é composto de verniz ou 
outro material sintético. 
Disposição do enrolamento 
Os transformadores podem possuir vários enrolamentos, porém mais comumente possuem dois 
(primário e secundário) ou três (primário, secundário e terciário), além destes, quando o 
transformador for regulador, haverá o enrolamento de regulação. Cada enrolamento é caracterizado 
pelos seguintes parâmetros: tipo construtivo, número de espiras, tamanho e formas dos condutores, 
da isolação dos condutores, tubos de refrigeração, dos cilindros de isolamento e de barreiras de 
isolamento. As bobinas concêntricas são enroladas tipicamente sobre os cilindros com os espaçadores 
em sua superfície para formar dutos entre os condutores e o cilindro. O fluxo do líquido através dos 
enrolamentos pode ser baseado apenas na convecção natural ou ser parcialmente direcionado através 
do uso de guias de óleo estrategicamente localizadas no enrolamento. 
 
 
87 
Existem diversos tipos de enrolamentos, porém os tipos básicos são os três a seguir: 
� Cilíndrico (ou Camadas) – O condutor é bobinado de forma contínua sobre o cilindro, 
mantendo as espiras adjacentes. Devido às suas características, são utilizados normalmente 
como terciários, que operam para compensação de harmônicas ou como enrolamentos para 
prover derivações em transformadores com comutadores; 
� Helicoidal - Consiste em diversos condutores empilhados na direção radial e enrolados em 
forma de espiral. Difere do enrolamento cilíndrico por não ser apoiado diretamente sobre o 
cilindro base, mas tendo espaçadores axiais e espiras separadas por espaçadores radiais. 
Utilizados para correntes elevadas e tensões baixas; 
� Disco - Composto por várias bobinas elementares, denominadas seções, em forma de disco 
que são ligadas em serie e separadas entre si por espaçadores radiais. Possui grande faixa de 
aplicação de tensão e corrente. 
Além dos tipos básicos acima, existe grande variedade de enrolamentos derivados destes, exemplo: 
disco entrelaçado, multicilindricos, duplo helicoidal, etc. 
 
� Hélice: usado para enrolamentos com poucas 
espiras e vários fios em paralelo 
� Disco: usado para enrolamentos com muitas 
espiras e poucos fios em paralelo 
� Camada (Hélice): usado para enrolamentos de 
regulação 
 
Figura 4.35 – Tipos de enrolamento de transformador. 
Os parâmetros do enrolamento são determinados em conjunto com as características do 
transformador e a necessidade de prover suportabilidade adequada às sobretensões e curto-circuitos, 
boa resistência térmica, projeto térmico aceitável e perdas em carga otimizadas. O material básico do 
condutor para os enrolamentos do transformador de potência é fio isolado de cobre ou alumínio numa 
forma retangular. O alumínio é mais leve e seu custo é inferior ao do cobre, porém, a área da seção 
transversal do condutor de alumínio deve ser maior em relação ao cobre para se conseguir o mesmo 
desempenho de corrente, aumentando as dimensões do transformador. Geralmente o material 
empregado é o cobre, devido à melhor capacidade de condução de corrente. 
A seção da espira (um ou vários condutores paralelos) depende da corrente nominal do enrolamento 
e o número de espiras do enrolamento depende da tensão. 
 
 
 
88 
Dispositivos de prensagem, calços e isolamento 
Para que o núcleo se torne um conjunto rígido, é necessário que se utilize dispositivos de prensagem 
das chapas. Normalmente esta prensagem é realizada por tirantes ou bandagens (cintas). Podem 
ainda estar projetadas para suportar o comutador, os pés de apoio da parte ativa, suporte das 
derivações e ainda o dispositivo de fixação da parte ativa no tanque. 
Os calços normalmente são constituídos de papelão (presspan), fenolite e madeira prensada 
(permawood), tem como finalidade propiciar a circulação de óleo isolante, prensar os enrolamentos e 
servir como apoio da parte ativa. 
O isolamento se faz necessário nos pontos da parte ativa onde a diferença de potencial seja 
expressiva, ou seja, nos condutores, entre camadas dos enrolamentos, entre enrolamentos, entre 
fases e entre enrolamentos e massa. 
Além do óleo isolante, outros materiais isolantes também são utilizados em transformadores: 
� Papel Kraft: Usado para realizar a isolação dos condutores; 
� Papel termoestabilizado: Usado também para realizar a isolação de condutores, quando se 
deseja maiores resistências a altas temperaturas; 
� Poliamida (nomex): Os calços são usados como espaçador, enchimento de bobinas e 
isolamento de terminais. O papel também é utilizado no isolamento de condutores, quando se 
deseja maiores resistências a altas temperaturas; 
� Madeira prensada (permawood): Usada geralmente como calços e em locais onde se requer 
resistência a solicitações mecânicas; 
� Papelão prensado (presspan): Utilizado como cilindros, enchimentos, calços e suportes; 
� Fibra de vidro: Normalmente utilizado como invólucro de comutadores; 
� Pastilhas Cerâmicas: Utilizados como canais de refrigeração do núcleo. 
A figura 4.36 mostram diversos exemplos de materiais isolantes. 
 
 
89 
 
 
 
 
 
(a) (b) 
 
 
(c) (d) 
 
Figura 4.36 – Materiais isolante utilizados na fabricação de transfomraodres: Presspan (a), Permawood 
(b), Papel termoestabilizado (c) e Pastilhas de cerâmica (d). 
 
4.12 Óleo Isolante 
A filosofia deste guia de manutenção é fornecer aos usuários uma base, tão ampla quanto disponível, 
para a compreensão da deterioração da qualidade do óleo, de modo que decisões bem 
fundamentadas possam ser tomadas com relação às práticas de inspeção e manutenção. 
Há uma ampla variação de procedimentos e critérios, sendo possível, entretanto, comparar o valor e 
significado dos ensaios padronizados para o óleo e recomendar critérios uniformes para avaliação dos 
dados de ensaios. 
Se um determinado grau de deterioração for ultrapassado, haverá inevitavelmente algum prejuízo das 
margens de segurança e a questão do risco de falhaprematura deve ser considerada. Enquanto a 
quantificação do risco pode ser difícil, um primeiro estágio envolve a identificação dos efeitos 
potenciais do aumento da deterioração. A compreensão do processo de deterioração da qualidade do 
óleo é fundamental na tomada de decisões. 
O óleo deve apresentar rigidez dielétrica adequada para suportar as solicitações elétricas impostas em 
serviço, bem como características adequadas de condutividade térmica, calor específico e viscosidade, 
para que sua capacidade de transferência de calor seja eficiente para o equipamento. Deve ter ponto 
 
 
90 
de fulgor e combustão suficientemente altos para atender aos requisitos de segurança. 
Devemos ter consciência que os óleos minerais, são recursos limitados e devem ser manuseados com 
critério. A maioria das legislações considera o óleo como rejeitos controlados. Se ocorrerem 
derramamentos, isso poderá ter impacto negativo sobre o meio ambiente, especialmente se o óleo 
estiver contaminado por poluentes orgânicos persistentes, tais como as bifenilaspolicloradas (PCB). 
NOTAS: 
� Transformadores que contém óleo contaminado com PCB o impacto ambiental é um fator 
crítico a ser considerado, assim como a legislação. Havendo suspeita de contaminação com PCB 
devem ser realizadas análises específicas e a interpretação dos resultados devem ser utilizadas 
na avaliação do risco para serem consideradas a prevenção e a mitigação dos danos potenciais 
ao ambiente e para evitarem-se riscos desnecessários a equipe e ao público; 
� As empresas devem possuir um inventário de todos os equipamentos em operação ou 
armazenados que contenham óleo mineral isolante contaminados com PCB, com os respectivos 
volumes, localização, nível de tensão, potência, concentração de PCB, entre outros; 
� Atenção especial deve ser dispensada a possibilidade de contaminação cruzada; 
� Transformadores com concentração de PCB superior a 50ppm deverão ser tratados e estas 
concentrações deverão estar abaixo deste limite até dezembro de 2025, ver legislação vigente. 
Os equipamentos elétricos utilizam basicamente o óleo mineral isolante, o qual este guia explora com 
riqueza de informações relevantes para seu conhecimento e monitoramento da condição operativa, 
todavia existe um interesse e uso cada vez maior de refrigerantes dielétricos à base de óleos vegetais 
(ésteres naturais), e por se tratar de um produto com vantagens em alguns aspectos e desvantagens 
em outros, e que pode, ao longo do tempo assumir uma parcela maior de aplicação, pesquisas são 
desenvolvidas apresentando novas diretrizes e normas para auxiliar a engenharia de manutenção a 
estabelecer condições adequadas para sua utilização segura. 
O capítulo 5 deste guia de manutenção apresenta orientações técnicas ao usuário, direcionadas a 
servir de base para a preparação de procedimentos específicos e completos, com base nas condições 
locais e do melhor compromisso entre os requisitos técnicos e os fatores econômicos. 
 
 
91 
5. AÇÕES DE MANUTENÇÃO 
 
 
5.1 Métodos de Ensaios Elétricos Básicos e Avançados 
Os ensaios elétricos básicos ou avançados têm por finalidade garantir as condições das características 
funcionais dos transformadores de tal forma que possam entrar em operação segura no sistema, 
executando as funções as quais foram construídos. 
Considerando o grau de complexidade, os ensaios básicos são os mais comuns, necessários e simples 
a serem aplicados nos transformadores no caso de uma intervenção rotineira ou mesmo em um 
comissionamento. 
Os ensaios avançados, devido à complexidade de sua realização, são aplicados normalmente em 
aceitação em fabrica ou em campo quando o transformador passa por uma intervenção de alta 
complexidade ou por esforços eletromagnéticos que colocam em dúvida sua capacidade operativa. 
5.1.1 Testes Elétricos Básicos 
Os testes elétricos básicos a que são submetidos os transformadores tem a finalidade de verificar, 
mesmo com tensões de ensaios inferiores as suas tensões nominais, a condição para sua operação 
normal, principalmente quanto a sua isolação, condição de condução de corrente, e no caso específico 
de transformadores, a relação de transformação. Os tipos de testes básicos comumente adotados são 
os seguintes: 
� Isolamento AC e DC: Verifica a condição da isolação entre os enrolamentos, e desses para a 
terra; 
� Resistência elétrica dos enrolamentos: Verifica a condição de resistência ôhmica dos 
enrolamentos, contatos de comutadores, conexões e soldas; 
� Relação de transformação: Verifica se não há irregularidades nos enrolamentos quanto a 
relação entre espiras dos enrolamentos, bem como o comutador de tensão. 
5.1.1.1 Resistência de Isolamento DC 
Este ensaio consiste em submeter o isolamento a uma tensão contínua DC, normalmente entre 0,5 e 
10 kV, e com isso haverá a circulação de um “pequeno” fluxo de corrente, na ordem de 
microamperes. Esta corrente depende da tensão DC aplicada, da capacitância do isolamento, da 
resistência total, das perdas superficiais, da umidade e da temperatura do material. Podemos afirmar 
que, para uma mesma tensão, quanto maior a corrente, menor a resistência. A resistência resultante 
medida neste ensaio é a soma da resistência interna do condutor (valor pequeno) mais a resistência 
de isolação, que é dividido em três componentes (sub-correntes) independentes: 
 
 
 
92 
� Corrente de fuga condutiva (IL) 
A Corrente condutiva é uma pequena quantidade de corrente (microampères) que normalmente 
flui através da isolação, entre condutores ou de um condutor para a terra. Esta corrente 
aumenta à medida que a isolação deteriora-se e torna-se predominante depois que a corrente 
de absorção some. Por ser bastante estável e dependente de tempo, é a mais importante 
corrente na medição do ensaio de isolamento DC. 
� Corrente de fuga de carga capacitiva (IC) 
Devido ao efeito capacitivo existente entre condutores, ou entre condutor e a terra, uma 
corrente de fuga flui através da isolação do condutor. Esta corrente tem curta duração 
(somente alguns poucos segundos assim que a voltagem DC é aplicada) e some depois que a 
isolação foi carregada eletricamente por completo. Importante ressaltar que em equipamentos 
de baixa capacitância, a corrente capacitiva pode ser maior do que a corrente de fuga 
condutiva, porém geralmente desaparece até o momento em que começamos a registrar os 
dados. Por causa disto, é importante deixar a leitura se fixar antes de registrá-la. Por outro 
lado, ao testar equipamentos de alta capacitância, a corrente de fuga de carga capacitiva pode 
durar muito tempo antes da leitura se estabilizar. 
 
 
Figura 5.1 - Componentes de corrente no ensaio de resistência do isolamento DC. 
� Corrente de fuga de absorção de polarização (IA) 
A corrente de absorção é a polarização de moléculas no dielétrico. Em equipamentos de baixa 
capacitância, a corrente é alta pelos primeiros segundos e decresce vagarosamente a quase 
zero. Ao ensaiar equipamentos de alta capacitância ou isolação com teor de umidade elevado e 
contaminada, não haverá decréscimo na corrente de absorção por um longo período. 
A interpretação do ensaio de resistência de isolamento DC é realizada comparando valores de 
resistência obtidos ao longo do ensaio, que geralmente tem duração de 10 minutos e medições com 
intervalos que variam entre 30 segundos a 1 minuto, sendo que a interpretação da curva do gráfico 
 
 
93 
irá determinar a condição da isolação. Portanto, um crescimento contínuo na resistência indica boa 
isolação, em contrapartida, uma curva uniforme ou decrescente indica isolação degradada. 
Além da interpretação das curvas, uma analise muito importante é obtida com a divisãodo valor 
encontrado com 10 minutos pelo valor obtido com 1 minuto de ensaio, conhecido com índice de 
polarização (IA). Um índice de polarização “baixo” indica problemas com a isolação. 
 
 
Figura 5.2 – Comportamento típico de ensaio de Resistência do Isolamento DC. 
TABELA 5.1 - Tabela orientativa para diagnóstico da Isolação de Transformadores 
IA (R1min / R30s) IP (R10min/R1min) Condição da Isolação 
< 1 < 1 Ruim 
1 – 1,4 1 - 2 Duvidoso 
1,4 – 1,6 2 - 4 Aceitável 
> 1,6 > 4 Boa 
 
5.1.1.2 Ensaio do Isolamento AC (Fator de Potência e Capacitância) 
Na medição da resistência de isolamento DC, o resultado obtido consiste na parcela resistiva do 
isolamento, sendo que a isolação referente a parte capacitiva não é medida. A medição da isolação da 
parte capacitiva é realizada através do teste de fator de potência, que é a relação entre a componente 
capacitiva e a resistiva da corrente que flui na isolação, como mostra a figura 5.3. 
 
 
94 
 
 
Figura 5.3 - Modelo elétrico do isolamento com a parcela capacitiva. 
Um valor ruim no fator de potência do isolamento pode ocorrer devido ao envelhecimento natural da 
isolação, que pode ser por efeito térmico ou por contaminações tais como umidade e partículas. Estes 
fatores também influenciam na capacitância do isolamento do transformador. 
Qualquer variação na capacitância do sistema de isolamento resulta em mudanças significativas do 
ângulo de fase. Na manutenção periódica pode ser utilizado esse teste como uma ferramenta de 
avaliação do estado do isolamento do equipamento. Caso haja aumento do fator de potência ao longo 
do tempo em relação a um nível normal, há indicio de provável contaminação do óleo isolante ou 
defeito em evolução que deve ser investigado. 
 
Figura 5.4 – Exemplos de capacitância existentes em um transformador. 
 
 
 
 
95 
5.1.1.3. Resistência Ôhmica dos Enrolamentos 
Este teste mede a resistência ôhmica dos enrolamentos do transformador. Não existem valores de 
referência, portanto os resultados devem ser comparados com os valores dos ensaios de fábrica, ou 
anteriores, e podem dar indicações sobre a existência de espiras em curto-circuito, conexões e 
contatos em más condições de condução elétrica. 
A medição deve ser efetuada com corrente contínua e não deve ser a superior a 15% da corrente 
nominal do enrolamento sob ensaio. 
Quando aplicado este ensaio em conjunto com outros, em virtude da polarização do núcleo sugere-se 
que este seja o último ensaio a ser realizado. 
5.1.1.4. Relação de Transformação (TTR) 
A verificação da relação do número de espiras dos enrolamentos do transformador é um recurso 
valioso para se verificar a existência de espiras em curto-circuito, de falhas em comutadores de 
derivação em carga e ligações erradas de derivações. 
Existem vários métodos para execução do teste de relação de espiras, sendo que o método do 
transformador de referencia de relação variável, conhecido como TTR, é o mais comum. 
Para avaliar se um transformador está com sua relação de transformação normal, os valores lidos no 
instrumento de medição devem ser comparados com os teóricos e a variação máxima admissível é +/- 
0,5%, em todos os taps de comutação. 
O erro percentual é calculado em função da relação lida e da relação teórica, usando a seguinte 
formula: 
E%: Rl – Rt . 100 
Rt 
 
Onde: 
� E% = erro percentual 
� Rl = relação lida 
� Rt = relação teórica 
Referência Bibliográfica: 
 
� Livro Manutenção de Transformadores em Liquido Isolante de Milan Milasch. 
 
 
 
 
 
 
96 
5.1.2 Testes Elétricos Avançados 
5.1.2.1 Medição de Descarga Parcial (DP) 
Uma Descarga Parcial (DP) é caracterizada como uma descarga elétrica de pequena intensidade que 
ocorre em uma região de imperfeição de um meio dielétrico sujeita a um campo elétrico, onde o 
caminho formado pela descarga não une as duas extremidades dessa região de forma completa. A 
ocorrência de descarga parcial depende da intensidade do campo aplicado nas extremidades desse 
espaço, além do tipo de tensão de teste aplicada (tensão alternada, tensão contínua, sinal transitório 
ou impulso). 
Nos transformadores algumas fontes de DP incluem bolhas de gás no óleo, contaminações e vácuos 
no material de isolação sólida ou partículas metálicas imersas em óleo isolante. O efeito a longo prazo 
de DP é destrutivo para sistemas orgânicos da isolação, degradando as propriedades da isolação. 
Através da Análise de Gases Dissolvidos (DGA) em transformadores pode-se detectar a ocorrência de 
Descargas Parciais ou falhas singulares do isolamento. 
A norma IEC 60270 define Descarga Parcial como: “Descargas elétricas localizadas que simplesmente 
fazem a ligação parcial entre dois condutores através do isolamento. Descarga Parcial é, em geral, a 
consequência de uma concentração de tensão elétrica local no isolamento ou sobre uma superfície de 
isolamento. Geralmente, tais descargas aparecem como pulsos com a duração menor que 1 µs”. O 
método de teste esboçado nesta norma é uma ferramenta útil, porque é um método sensível e pode 
ser calibrado. 
As descargas parciais podem ser classificadas de acordo com a natureza da sua origem, tais como: 
Descargas Superficiais 
Elas ocorrem em gases ou líquidos na superfície de um material dielétrico, normalmente partindo do 
eletrodo para a superfície. Se a componente de campo elétrico que tangencia a superfície excede um 
determinado valor crítico o processo de descarga superficial é iniciado. Esse processo é conhecido 
como trilhamento e pode levar à ruptura completa da isolação. 
Descargas Externas 
Descargas parciais no ar ambiente geralmente são classificadas como “descargas externas” e 
frequentemente chamadas de “descargas por efeito corona”. No início do processo de indução da 
tensão, brilho e correntes de descargas podem aparecer. Elas ocorrem em gases a partir de pontas 
agudas em eletrodos metálicos em partes com pequenos raios de curvatura. Isto forma regiões nas 
vizinhanças dessas pontas com elevado campo elétrico, ultrapassando o valor de ruptura do gás. Esse 
processo químico desencadeado por descargas no gás cria subprodutos que são incorporados ao meio 
gasoso. Assim os processos no ar ambiente puro podem ser considerados como reversíveis e 
geralmente inofensivos. Entretanto, descargas tipo corona no ar geram ozônio causando fissuras na 
isolação polimérica. Óxidos de nitrogênio junto com o vapor d’água podem corroer metais e depositar 
material condutor em isoladores. Isto causa o trilhamento do material. 
 
 
97 
Descargas Internas 
As descargas internas ocorrem nos espaços, geralmente vazios preenchidos com gás, presentes nos 
materiais sólidos e líquidos usados em sistemas de isolamento. As descargas em isolamentos sólidos 
podem ocorrer em cavidades capilares de gás em vazios ou trincas. Também podem se estabelecer 
em defeitos da estrutura molecular. Nos isolantes líquidos, as descargas parciais podem ocorrer em 
bolhas de gás devido a fenômenos térmicos e elétricos e em vapores de água criados em regiões de 
alta intensidade de campo elétrico. 
Um tipo particular de descargas internas são as descargas que ocorrem em arborescências elétricas. A 
arborescência (treeing) elétrica é um fenômeno de pré-ruptura que ocorre no interior da isolação de 
equipamentos elétricos, tais como cabos de potência isolados, tendo sua origem devido à ocorrência 
contínua de descargas parciais internas em vazios ou a partir de uma falha no eletrodo. A figura 5.5 
mostra fotografias de descargas parciais típicas. 
 
(a) Streamer no ar; (b) Descarga guia no óleo; (c) Arborescência (treeing) elétrica. 
Figura 5.5 – Fotografias de descargas parciais típicasUm aumento significativo do nível de DP ou a taxa de crescimento de DP podem fornecer uma 
indicação adiantada para defeitos em evolução e os pulsos de DP geram ondas eletromagnéticas, 
sinais acústicos, reações químicas, aquecimento local e sinais óticos. 
Diferentes técnicas podem ser usadas para detectar estes fenômenos, tais como: 
� Medição de Descargas Parciais utilizando-se Sistemas Digitais de Medição; 
� Medição de Descargas Parciais utilizando-se o Método Acústico; 
� Medição de Descargas Parciais utilizando-se Ultra Alta Frequência. 
Referência Bibliográfica: 
� Lemke, Eberhard, “Guide for partial discharge measurements in compliance to IEC 60270”, WG 
D1.33 – CIGRÉ, 2008. 
 
 
98 
Medição de descargas parciais utilizando-se sistemas digitais de medição 
Os sistemas digitais de medição de descargas parciais aplicam processamento síncrono de sinais em 
múltiplos canais. Isto torna a análise estatística eficiente, sendo possível a discriminação entre os 
eventos, sejam descargas parciais ou ruídos e a identificação dos tipos de falhas e sua localização. 
Efetua medidas em tempo real de DP contínuas e síncronas em canais múltiplos. A figura 5.6 mostra 
um exemplo de um sistema digital de medição de descargas parciais. 
PD
V
 
Figura 5.6 – Representação de esquema microprocessado de medida de descargas parciais. 
A figura 5.7 apresenta uma visão ilustrativa de um sinal de descargas parciais dentro da unidade do 
sistema, desde a conversão Analógica/Digital do sinal até a extração dos parâmetros do pulso em um 
sistema de 3 canais. 
 
Figura 5.7 – Processamento de dados de DP em canais 
múltiplos com 3 unidades de aquisição de DP. 
A extração dos parâmetros do pulso possibilita velocidades de processamento de dados em tempo 
real de até 1,5 × 106 pulsos por segundo. A essa velocidade, os parâmetros selecionados dos pulsos 
de três diferentes unidades de aquisição podem ser correlacionados e exibidos em diferentes 
diagramas de avaliação: 
� Diagrama de Relação de Amplitude em 3 Fases (3-Phase-Amplitude-Relation-Diagram – 
3PARD); 
� Diagrama de Relação de Tempo em 3 Fases (3-Phase-Time-Relatio- Diagram – 3PTRD); 
� Diagrama de Relação de Frequências em 3 Canais (3-Center-Frequency-Relation-Diagram – 
3CFRD). 
 
 
99 
Cada um desses diagramas separa diferentes origens de tipos de pulsos em agrupamentos. Além 
disso, cada agrupamento é selecionável para exibir de volta na configuração PRPD, apresentando uma 
única origem de descargas parciais para observar. 
Referência Bibliográfica: 
� Paulino, M. E. C., “Estado da Arte da Medição com Múltiplos Canais Sincronizados para 
Avaliação de Descargas Parciais” in Proc. 2010 IEEE Power Engineering Society Transmission 
and Distribution Conf., São Paulo, SP, Brazil, 2010. 
Medição de descargas parciais utilizando-se o método acústico 
A medida da descarga parcial através do método acústico associa o fato de que um sinal acústico é 
emitido pela atividade de Descarga Parcial (DP) em consequência das flutuações de pressão causadas 
pelas descargas elétricas. Por causa da curta duração dos impulsos de DP, as ondas de compressão 
resultantes têm frequências que variam até a faixa de ultra-sons. O espectro da frequência encontra-
se na escala entre diversos Hz e centenas de kHz. 
Este método tem uma sensibilidade limitada às falhas de DP nos enrolamentos internos, e sensível ao 
ruído que não é gerado pela DP interna. Para melhorar a sensibilidade, este método pode ser 
combinado com o método de Medição de Descargas Parciais utilizando-se Sistemas Digitais de 
Medição ou com o método de Medição de Descargas Parciais utilizando-se Ultra Alta Frequência. Os 
sinais elétricos podem ser usados para provocar o registro de sinais acústicos. A utilização de filtros 
reduz a influência de ruídos indesejáveis. 
Nos transformadores, as ondas mecânicas geradas pela DP se propagam através do óleo, atingindo as 
paredes do tanque internamente. Do lado externo do tanque são instalados sensores piezoelétricos 
para a detecção dos sinais acústicos gerados. Usando técnicas de trigonometria, a fonte da emissão 
acústica pode ser localizada. 
Os sensores possuem diversas características que necessitam de uma correta especificação, sendo 
elas: 
� Número de sensores por transformador: o número de sensores necessários para a detecção de 
falhas internas em transformadores varia de acordo com o tamanho do transformador, 
quantidade de canais disponíveis e tipo de falha a se detectar. Para a localização mais 
aproximada de falhas é necessário um número maior de sensores, de forma que o maior 
volume possível do transformador possa ser monitorado; 
� Pré-Amplificação: este item é de suma importância, pois apenas os sinais acústicos amplificados 
são enviados ao hardware de aquisição, eliminando-se os ruídos; 
� Frequência de operação: fortemente dependente do tipo de falha que se deseja monitorar, 
visto que as falhas mecânicas estão associadas às frequências que variam entre 20 kHz e 50 
kHz, ao passo que as falhas elétricas variam entre 70 kHz e 200 kHz; 
� Frequência de ressonância: este parâmetro especifica a frequência onde o ganho de sinal é 
 
 
100
máximo. Para um máximo desempenho é necessário que o sensor possua uma frequência de 
ressonância em sintonia com o fenômeno que se deseja monitorar. Os sensores mais comuns 
possuem frequência de ressonância de 150 kHz 
Referência Bibliográfica: 
� Gonzales, Carlos Guilherme, Silva, Ivan Nunes da, “Sistema especialista inteligente para 
diagnóstico de defeitos elétricos internos em transformadores de transmissão utilizando sinais 
de emissão acústica e análise de gases” - XXI SNPTEE – Seminário Nacional de Produção e 
Transmissão de Energia Elétrica, Florianópolis, SC, Brasil, 2011. 
Medição de descargas parciais utilizando-se ultra alta frequência (UHF) 
Este método de medição baseia-se no fato de que as Descargas Parciais no óleo são processos 
elétricos muito rápidos e irradiam ondas eletromagnéticas com frequências de altíssimo alcance (300-
3000 MHz). Ondas eletromagnéticas são detectáveis com sensibilidade de sondas UHF (figura 5.8). 
As sondas podem ser inseridas no transformador através de suas válvulas de enchimento ou janelas 
de inspeção. 
 
Figura 5.8 – Sonda UHF 
A dissociação dos sinais de Descargas Parciais utilizando-se o método UHF, a partir do interior do 
tanque de um transformador de potência requer que os sensores sejam sensíveis aos sinais de UHF. 
Os sinais de UHF têm muito menos sensibilidade do que os sinais acústicos, portanto pode ser 
vantajoso combinar os dois métodos. Calculando a média dos sinais acústicos e sincronizando aos 
impulsos de chegada de UHF, a influência do ruído acústico pode ser reduzida. 
A provável localização de DP é conseguida utilizando-se os tempos de curso do sinal acústico 
combinado com a forma de onda e do tempo de chegada do sinal de UHF. 
Combinando o método UHF com sensor acústico, instrumentação e processamento de dados 
adequados, são apresentadas uma série de vantagens, tais como: 
� Distinção mais fácil entre os sinais internos e externos de DP (efeito do tanque do 
transformador atuando como "gaiola de Faraday / blindagem" para a detecção de UHF); 
� Controle do diagnóstico com um maior entendimento do processo através da comparação com 
resultados obtidos em medições baseadas na norma IEC 60270; 
� Localização geométrica da DP (ou por uma combinação de UHF e método acústico ou a 
aplicação exclusiva de um dos métodos, dependendo dos transformadores sob teste); 
� A dissociação dos sinais de UHF como medição alternativa de DP, pois no óleo são processos 
elétricos muito rápidos e irradiam ondas eletromagnéticas com frequênciasde altíssimo alcance 
(300-3000 MHz). 
 
 
101
Em comparação com o método da IEC 60270 apresenta a vantagem de utilizar a faixa de frequência 
UHF para a dissociação entre os sinais de DP, e possibilitar a aplicação do método em 
transformadores com buchas sem tap capacitivo. 
Referência Bibliográfica: 
� “Sensitivity of UHF PD Measurements in Power Transformers “ - S. Coenen, S. Tenbohlen , 
Universtiät Stuttgart, Pfaffenwaldring 47, 70569 Stuttgart, Germany and S.M. Markalous, T. 
Strehl LDIC Diagnostic GmbH Zschoner Ring 9, 01723 Kesselsdorf, Germany. 
5.1.2.2 Analise da Resposta em Frequência (FRA) 
A metodologia do ensaio da Análise da Resposta em Frequência (FRA), ou Método da Função de 
Transferência baseia-se na teoria de controle, onde o comportamento de um sistema linear, invariante 
no tempo, de uma entrada e uma saída é estável, pode ser descrito pela resposta ao impulso 
aplicado, ou pela sua função de transferência no domínio da frequência, e que representa um circuito 
RLC que modela o transformador, por uma rede de parâmetros distribuídos contendo componentes 
elétricos passivos sensíveis à variação da frequência, consequentemente, a variação destes 
componentes, devido a danos no transformador, pode ser diagnosticada. Neste sentido, o sistema 
pode ser caracterizado através da análise do comportamento da resposta a um sinal de excitação de 
entrada. Este método apresenta bons resultados e é eficiente em análises realizadas em frequências 
maiores que 1 kHz, onde o transformador se comporta de forma linear e o núcleo não possui uma 
influência determinante nos resultados. 
Este ensaio pode ser utilizado no estudo e avaliação de efeitos lineares no interior de um 
transformador, ou seja, efeitos que mantém as características de linearidade do equipamento, como 
por exemplo, mudanças mecânicas e elétricas que variam a distribuição interna de capacitâncias e 
indutâncias, e, consequentemente, a resposta em frequência do transformador 
Este ensaio mede a impedância, admitância e/ou magnitudes de tensão de enrolamentos de 
transformadores sob uma grande faixa de frequências, geralmente compreendida entre 10 Hz e 3 
MHz. As medições realizadas em transformadores em bom estado fornecem um diagrama de resposta 
em frequência de referência ou também denominado no meio técnico “assinatura do transformador”. 
Obter esta informação é importante porque é com ela que são comparadas as medições de resposta 
em frequência realizadas após a ocorrência de eventos no sistema, que podem ter danificado os 
enrolamentos do transformador. 
No tocante à comparação entre medições de RF, a mesma é melhor realizada usando-se medições 
efetuadas no enrolamento antes e depois da falta, ou seja, comparando a assinatura do 
transformador com a medição após o evento no sistema que causou a possível falta. É apropriado que 
ambas as medições sejam realizadas com a mesma posição de tap e mesmas condições de ensaio em 
foi gerada a assinatura. 
Caso as condições de ensaio em que foi gerada a assinatura não sejam possíveis de serem repetidas, 
é aconselhável que sejam realizadas medições entre fases do mesmo transformador para uma 
avaliação mais confiável, para complementar a comparação com as medições de referência. A 
 
 
102
comparação entre fases é possível em transformadores trifásicos, desde que somente uma das três 
fases do transformador esteja danificada. Devido a diferenças na indutância de magnetização entre as 
fases, poderão existir diferenças entre diagramas de RF nas baixas frequências. Em médias e altas 
frequências, os resultados geralmente são bastante coerentes. 
A figura 5.9 ilustra uma medição real de RF para as três fases em um transformador trifásico de 41 
MVA, 138-13.8 kV conexão Y/D. 
Como pode ser observado, existem pequenas diferenças nas médias e altas frequências e diferenças 
significativas nas baixas frequências, portanto, estas diferenças devem ser consideradas na análise da 
resposta em frequência entre fases. Para alguns transformadores, análises realizadas entre fases 
podem não fornecer resultados muito satisfatórios, devido ou a diferenças na configuração das 
ligações no ensaio ou devido aos espaços externos ao enrolamento (RYDER, 2003). 
 
Figura 5.9 – Medição de FRA 
A comparação de medições de RF entre transformadores de mesma família também é possível. Um exemplo de 
utilização da técnica de FRA para esta situação é no caso de investigar danos em bancos de transformadores 
monofásicos. Também para este tipo de comparação, a resposta em baixas frequências pode apresentar grandes 
diferenças, entretanto, em médias e altas frequências os resultados tendem a ser satisfatórios (RYDER, 2003). 
Existem duas abordagens para injetar o sinal de excitação necessário para realizar a Análise da 
Resposta em Frequência, o Método da Resposta ao Impulso (IRM) e o Método da Resposta de 
Varredura em Frequências (SFRA) (RYDER, 2001; TENBOHLEN; RYDER, 2003). 
Informações complementares são encontradas na brochura técnica CIGRÉ 342 – Mechanical Condition 
Assessment of Transformer Windings Using Frequency Response Analysis (FRA), Working Group 
A2.26 
 
 
103
5.1.2.3 Resposta em Freqüência de Perdas Dispersas (FRSL) 
A medição de resposta em freqüência de perdas dispersas (FRSL) é uma ferramenta para determinar 
curto-circuitos de fios paralelos em Condutores Transpostos Contínuos (CTC). A parte resistiva da 
impedância de curto-circuito é medida ao longo de um intervalo de frequência de 15Hz a 400Hz. As 
curvas de resistência das três fases do transformador são comparadas entre si. Os valores de 15 Hz 
são muito semelhantes aos valores da resistência de corrente contínua. Se a curva de uma fase é 
mais do que 2-3% diferente das outras fases, uma falha de curto-circuito entre os condutores em 
paralelo pode ser a razão para este comportamento, podendo causar sobreaquecimentos locais e 
consequentes falhas, conforme mostra a figura 5.10. 
 
Figura 5.10 – Sobreaquecimentos locais na bobina 
Medidas de impedância pelo método FRSL 
Assim, com a medição da reatância de dispersão, podemos obter informações sobre mudanças 
sofridas entre os canais de dispersões, devido às altas correntes de curto-circuito circulantes nos 
enrolamentos. As medições da reatância de dispersão são realizadas durante o teste de curto circuito. 
Durante este teste, a relutância encontrada pelo fluxo magnético é determinada pelas características 
do meio de condução do fluxo magnético, pelo chamado canal de fuga ou canal de dispersão. O canal 
de fuga ou de dispersão é o espaço confinado entre a superfície interior do enrolamento interior, a 
superfície exterior do enrolamento exterior e o espaço entre o jugo inferior e superior. 
Quando ocorre uma distorção dos enrolamentos por conta de uma falha, as perdas aumentam devido 
às correntes induzidas. A relutância altera a trajetória do fluxo de dispersão. Isto resulta na mudança 
do valor de impedância de dispersão medida. 
Segundo a estrutura da disposição dos enrolamentos sem a transposição da fiação, ocorrerão perdas 
devido às correntes induzidas. Para minimizar essas perdas, os fios são transpostos de forma a 
compensá-las. Se esses condutores forem danificados ou sofrerem um curto-circuito, ocorrerá um 
aumento nas perdas do enrolamento. A figura 5.11 ilustra o descrito. 
 
 
104
 
Figura 5.11 – Indicação de curto circuito entre espiras 
O diagrama equivalente da função de transferência pode ser visto na figura 5.12, em que Rac(f) é a 
parcela resistiva dependente da frequência. 
 
Figura 5.12 - Diagrama equivalente da função de transferência 
 Procedimentos e configuração de testes 
Com uma excitação por fase, a impedância de dispersão de umaunidade trifásica pode ser medida 
por dois métodos: o método do equivalente trifásico e o método por fase. No método por fase 
executa-se um teste por cada fase, conectando os terminais de teste do instrumento de medição aos 
terminais de linha ou ao neutro e linha dos enrolamentos em estrela ou a um par dos terminais de 
linha no enrolamento em delta. Os terminais do enrolamento oposto devem ser “curto-circuitados”. Os 
terminais de linha dos outros enrolamentos devem ser deixados flutuantes. 
A reatância de dispersão pode ser medida em uma faixa de frequência de 15 Hz a 400 Hz, 
empregando uma fonte de Tensão Alternada ou Corrente Alternada. 
Com as medidas realizadas, de posse dos valores das resistências segundo a variação de frequência, 
são montados os gráficos conforme o exemplo mostrado na figura 5.13. Os gráficos para as três 
fases devem ser coincidentes para que o transformador esteja em perfeitas condições. 
 
 
105
acdc
w RR
I
PR +== 2
max
acR
dcR
Frequência [Hz] 
Figura 5.13 – Exemplo de medição 
A figura 5.14 mostra um gráfico evidenciando a descoberta de um problema no enrolamento da fase 
C. Pode-se notar, para frequências maiores, o desvio na fase C em relação às fases A e B. Entretanto, 
se forem observados os valores em torno de 50 Hz e 60 Hz não existe nenhuma indicação de defeito 
ou qualquer anormalidade. 
 
Figura 5.14 – Medição indicativa de problema no enrolamento da fase C 
5.1.2.4 Espectroscopia no Domínio da Frequência (FDS) 
A figura 5.15 mostra o desenho do isolamento de um transformador com os espaçamentos 
preenchidos com óleo isolante, e sendo aplicada uma tensão de teste no enrolamento de alta tensão, 
a corrente flui entre a isolação principal para o enrolamento de baixa tensão e volta para o 
instrumento de teste, onde ela é medida. 
 
 
106
 
Figura 5.15 – Representação do isolamento de um transformador 
As propriedades medidas são a condutividade da celulose e do óleo, além do efeito de polarização 
interfacial. A polarização interfacial ocorre se dois materiais com diferentes condutividade e 
permissividade (óleo e papel) estão dentro de um dielétrico. Assim os íons em óleo viajam para o 
elétrodo oposto e formam uma nuvem de carga que pode ser medida externamente como um efeito 
de polarização. 
A polarização e a condutividade são afetadas pela geometria do isolamento e sua composição. A 
medida do isolamento de um transformador consiste na medida da superposição de vários efeitos, tais 
como as propriedades do papel e do óleo isolante. 
A análise das propriedades dielétricas é dada com a combinação da polarização interfacial no 
isolamento do óleo e papel no transformador de potência combinando suas características. 
A resposta dielétrica do isolamento pode ser registrada no domínio do tempo ou no domínio da 
frequência. As medidas no domínio da frequência são obtidas através das medições de fator de 
potência, com uma larga faixa de frequência, especialmente em baixas frequências. Este 
procedimento é chamado de Espectroscopia no Domínio da Frequência (Frequency Domain 
Spectroscopy – FDS). 
O método FDS é feito através de medição de uma série de medidas de fator de potência em 
frequências diferentes, tipicamente de 0,001 Hz a 1000 Hz como mostrado nas curvas a seguir: 
 
 
107
 
Figura 5.16 – Espectroscopia do domínio de frequência 
O fator de potência com variação da frequência mostra uma curva típica em formato de “S”, com o 
aumento do teor de umidade, da temperatura ou com o envelhecimento, a curva aumenta para 
frequências mais elevadas. A umidade influencia tanto em baixas quanto em altas frequências. A 
parte central da curva com o gradiente elevado (grande variação de valores) reflete a condutividade 
do óleo. Para a determinação do teor de umidade no isolamento a medida deve fornecer dados mais a 
esquerda da elevação que registra as condições de geometria do isolamento. 
A determinação da umidade é baseada em uma comparação da resposta do dielétrico do 
transformador com a resposta de um dielétrico padrão. Um algoritmo rearranja a resposta do 
dielétrico padrão e apresenta a condição do isolamento, fornecendo o grau de umidade e 
condutividade do óleo. Uma análise confiável da umidade em medidas realizadas no campo se baseia 
em uma grande quantidade de dados de respostas dielétricas padrão. A base de dados é formada por 
vários testes realizados com papel isolante novo e várias temperaturas, diferentes concentrações de 
umidade e óleo usados para impregnação. Novos procedimentos consideram também as propriedades 
dielétricas do envelhecimento do papel prensado para compensar a influência do envelhecimento. 
Nota: A realização deste ensaio pode polarizar o núcleo do transformador devido a aplicação de 
corrente contínua, devendo tomar as devidas precauções para despolarizá-lo, antes da realização de 
outros ensaios elétricos ou energização. 
Esta metodologia também pode ser aplicada para avaliação de buchas de alta tensão, onde a medida 
do fator de potência em baixas frequências (alguns hertz) permite a detecção da umidade com 
elevada sensibilidade. A figura 5.17 abaixo demonstra uma curva típica indicando a umidade medida 
e a relação entre o fator de potência nas buchas de OIP entre 20 hertz e 400 hertz. 
 
 
108
 
Figura 5.17 - Fator de Potência de Buchas em Frequências Diferentes 
Como referência, os limites indicativos para a Fator de potência em buchas novas e antigas na 
frequência de 15Hz, 50/60Hz e 400Hz são dadas na tabela seguinte. 
TABELA 5.2 – Indicativo DF/PF Valores Limites para Buchas Condensivas 
 RIP OIP RBP 
Frequência Novo Usado novo usado novo usado 
15 Hz < 0,6% < 0,7 % < 0,5 % < 0,7 % < 0,7 % < 1,5 % 
50/60 Hz < 0,5 % < 0,5 % < 0,4 % < 0,5 % < 0,6% < 1,0 % 
400 Hz < 0,6% < 0,7 % < 0,5 % < 0,7 % < 0,7 % < 1,5 % 
 
Referência Bibliográfica: 
� Paulino, M.E.C “Avaliação do Isolamento em Transformadores de Potência com Testes Elétricos 
Avançados. 
5.1.2.5 Método da Tensão de Retorno (RVM) 
Em enrolamentos de transformadores isolados a óleo, quando aplica-se uma corrente contínua 
verifica-se que mesmo após a retirada da fonte permanece uma tensão residual, identificada como 
“Tensão de Retorno”, devido ao fenômeno da polarização. 
Para descrever o fenômeno pode-se considerar o alinhamento de dipolos em um campo elétrico, onde 
a molécula de água (H2O) forma um dipolo com os íons carregados negativamente por 2 elétrons do 
Hidrogênio, e os 2 íons H+ do outro lado que “cedeu” estes elétrons para o Oxigênio, e tem uma 
 
 
109
carga positiva. Esta molécula com uma carga positiva de um lado, e negativa de outro é considerada 
um dipolo. 
Para um dipolo que é exposto a um campo elétrico constante, as cargas negativas serão atraídas pelo 
eletrodo positivo e vice-versa, assim sobre condições elétricas e geométricas, o dipolo apresenta 
tendência a orientar-se na direção do campo elétrico. 
O processo de orientação requer algum tempo, que é influenciado por 2 fatores relacionados com o 
nível de energia da própria molécula e a quantidade de energia que pode ser transportada em um 
dado tempo. 
Finalmente o dipolo depois de completada a orientação no campo, tem armazenada a energia 
necessária que precisa para esse processo. Quando retirado o campo elétrico, a molécula retorna à 
sua posição, porem com menor nível de energia armazenada. 
O efeito de polarização segue uma função exponencial e apresenta saturação após todos os dipolos 
terem completado a orientação no campo elétrico. 
O processo de polarização papel-óleo não é composto por um único dipolo, mas por um grande 
número, e com diferentes comportamentos de polarização. 
O Método da Tensão de Retornofornece um espectro obtido por ciclos, consistindo de 3 passos e por 
um período de relaxação: 
� A aplicação de uma tensão DC por um tempo de carga (tC); 
� Curto circuito em um tempo de descarga (tD), na razão da metade do tempo de carga. Esta 
etapa remove a polarização da isolação para que se possa obter a energia armazenada nos 
dipolos; 
� Posteriormente os terminais são abertos e medida a tensão, obtendo-se então um valor de 
tensão de retorno (UR) para um dado tempo de carga (tC). 
 
Figura 5.18 – Aplicação da Tensão UC para um tempo de carga = tC 
 
 
 
110
 
gC
gR
iU
CiRiTi •=
CT
CU
iU
dT
 
Figura 5.19 – Aplicação de curto circuito com tD = ½ tC 
Normalmente o ensaio inicia-se com tC = 0,02 s, obtendo-se o correspondente UR , e repete-se o 
ciclo à tempos de carga cada vez maiores até um valor máximo de tensão de retorno (URmax). A 
partir daí, tempo de cargas maiores vão gerar valores de tensão de retorno menores que URmax , até 
que tC atinja 1000 s, quando se encerra o ensaio. 
gC
gR
iU
CiRiTi •=
CT
iU
dT maxrT
rU
rU
iU
 
Figura 5.20 – Obtenção da UR (Tensão de Retorno) 
O esquema típico do ensaio é aplicar tensão no enrolamento mais interno, curto-circuitando e 
aterrando os demais enrolamentos e o tanque do transformador. 
Ao final do ensaio se obtém uma curva que correlaciona UR X tC em escala logarítmica 
m
ax
U
)20.( oNormtc
 
 
Figura 5.21 – Espectro de Polarização Típico 
 
 
111
Podemos então relacionar o teor de umidade da isolação, com a constante de tempo tC, sendo que 
quanto menor o teor de umidade da isolação, menor o tempo de aplicação de carga, para que se 
atinja o valor máximo de tensão de retorno URmax. 
A influência da temperatura da isolação é um parâmetro importante para o ensaio, assim o valor da 
temperatura deve ser confiável. 
Após o ensaio, os dados são inseridos no software de interpretação que normalizará a curva para 
20ºC. 
A obtenção do teor de umidade contida na isolação sólida a partir dos valores de URmax e da 
temperatura da isolação requer a obtenção de um fator de correlação, obtido empiricamente. 
 
Figura 5.22 – Gráfico de Correlação UR X tC 
A influência de alguns fatores e a metodologia do ensaio causam uma série de inconveniências: 
� O ensaio de RVM só pode ser executado com o transformador fora de serviço; 
� A duração do ensaio pode chegar a 10 horas, no caso de equipamentos novos ou com valores 
de umidade menor que 0,5%; 
� A temperatura do enrolamento deve estar homogênea e manter-se o mais constante possível 
durante o teste, sem a circulação do óleo forçada por bombas ou operação dos ventiladores. 
� O teste demanda muito tempo de impedimento do equipamento, uma vez que o tempo médio 
requerido para a estabilização da temperatura é de normalmente 6 a 8 horas após o 
desligamento do transformador. 
Referências Bibliográficas: 
� Jayme L. Nunes Jr. - O Óleo Isolante do Ponto de Vista Químico - IV SEMEL – Seminário de 
Materiais do Setor Elétrico Curitiba, 1994; 
� GCOI, Comissão de Estudos Físicos – SCM 093 Metodologia da Avaliação da Umidade da 
Superfície do Isolamento Ago/91; 
� Alexander G. Schlag – The Recovery Voltage Method for Transformer Diagnosis. 
 
 
112
5.1.2.6 Tensão Induzida em Transformadores em Campo 
O ensaio de tensão induzida é indicado para verificar o isolamento entre espiras de um mesmo 
enrolamento. Há possibilidade de também detectar problemas na isolação entre os enrolamentos e 
entre ambos e a massa. 
A Norma NBR 5356-3 recomenda a realização do ensaio para os transformadores novos devendo-se 
aplicar nos terminais do lado de baixa tensão, um valor de até o dobro da sua tensão nominal, por um 
tempo correspondente a 7.200 ciclos. Com isso, o gradiente de potencial entre espiras também 
duplicará, de tal modo que, se houver, um defeito de isolação, este se revelará dentro do tempo 
fixado de ciclos citado. 
Deve ser observado um valor de corrente de excitação igual a até 30% da nominal do enrolamento 
sob tensão, este limite a ser observado pois um alto valor de corrente aqueceria o enrolamento e 
consequentemente teria influência sobre o isolante. 
O valor da tensão induzida é: 
V ≈ k1.B.f 
Onde: 
� V é o valor da tensão induzida; 
� k1 é o Coeficiente de Steimmetz (depende do tipo de material usado no núcleo); 
� B é o valor da indução magnética; 
� f é a frequência aplicada. 
Para dobrar o valor da tensão, uma possibilidade é dobrar a indução magnética B, porém assim tem-
se valores muito elevados da corrente de excitação, e consequentemente saturação do enrolamento, 
então eleva-se o valor da frequência f. 
Portanto a razão de se trabalhar com um valor superior de frequência é impedir a saturação do núcleo 
magnético, e desta forma poder atingir até o dobro da tensão nominal do equipamento, e nesses 
casos a indução magnética continua igual aquela de funcionamento nominal assim como a corrente a 
vazio. 
Para a obtenção de tensões com frequências múltiplas de 60 Hz, pode-se utilizar grupo motor-
gerador, onde se aumenta o número de pares de polos, com isso aumenta-se a frequência elétrica 
sem alterar a frequência mecânica de giro do rotor. Nesse caso o volume de equipamentos a serem 
utilizados e transportados para esse ensaio é significativo ocupando área considerável, sendo que 
nem sempre existe espaço suficientemente disponível na subestação. 
Com o desenvolvimento dos sistemas de eletrônica de potência e com a utilização de fontes 
chaveadas, o volume de equipamentos para a realização do ensaio reduziu-se consideravelmente 
(figura 5.23), tornando-se uma ferramenta de diagnóstico de campo de alta confiabilidade, pois 
 
 
113
durante o tempo de energização do transformador é possível a medição de descargas parciais pelo 
método elétrico e localização acústica. 
 
Figura 5.23 – Exemplo de Sistema de ensaios de tensão induzida utilizando eletrônica de potencia, 
e sistema de medição de DP com acoplamento no tap capacitivo da bucha. 
Execução do ensaio 
No caso de transformadores novos a norma ABNT NBR 5356-3, recomenda que uma tensão alternada 
deve ser aplicada aos terminais de um enrolamento de menor tensão do transformador, sendo que a 
forma de onda deve ser a mais senoidal possível e sua frequência conforme descrito anteriormente. 
Deve ser medido o valor de crista da tensão induzida e este valor dividido por √2, devendo ser igual a 
tensão de ensaio. Normalmente a medição da tensão é realizada através de voltímetro de pico. 
A menos que de outra forma especificada, a duração do ensaio com a tensão especificada deve ser de 
60 s para qualquer frequência até duas vezes a frequência nominal, inclusive. 
Se a frequência de ensaio for maior do que duas vezes a frequência nominal, a duração do ensaio 
deve ser: 
t (s) = 120 x frequência nominal (mas não inferior a 15 s) 
 frequência de ensaio 
Os transformadores novos devem suportar o ensaio de tensão induzida, sem que se produzam 
descargas disruptivas e sem que haja evidência de falha. 
Deve ser feita sempre a medição de descargas parciais durante toda a duração do ensaio, pois é uma 
ferramenta valiosa, uma vez que seu aparecimento pode indicar uma deficiência no isolamento antes 
que ocorra a ruptura, e caso não seja detectado, indica que o transformador está garantido para uma 
operação livre de descargas parciais em condições normais de operação. 
 
 
114
Para os transformadores usados, os valores de tensão deverão ser reduzidos, bem como o tempo de 
energização deverá ser avaliado em função da anomalia detectada. 
Recomenda-se este ensaio para as seguintes condições: 
� Transformadores novos, em queapós o transporte houve a indicação de solavancos superiores 
aos recomendados, ou alteração no ensaio de resposta de frequência; 
� Transformadores usados que passaram por algum reparo de alta complexidade em campo; 
� Transformadores usados após serem submetidos a esforços severos em operação, ou seja, 
curto circuito em que haja indicativo de possível avaria interna, não detectável através de 
ensaios operacionais de rotina; 
� Transformadores que por atuação de suas proteções, mesmo após os ensaios de rotina 
convencionais, ainda são suspeitos e deverão ser avaliados para complementação e liberação 
para operação ou intervenção interna. 
Antes de realizar este ensaio o transformador deve ser submetido aos ensaios operacionais 
rotineiros, tendo sido aprovado em todos. 
Transformadores novos ou em garantia (ABNT NBR 5356-3) 
Ligar o transformador a uma tensão de no máximo 50% da sua tensão nominal. 
Elevar a tensão para o valor de 110% da nominal durante 5 minutos, executando as medições de 
descarga parciais. Os valores de descarga detectados devem ser menores que 100 pC. 
Se o transformador não apresentar indícios de descarga, elevar a tensão para 150% da sua nominal 
durante 5 minutos, e executar as medições de descargas parciais. Os valores detectados tem que ser 
menores que 500 pC. 
Caso o transformador não apresente indícios de descarga, deve-se elevar a tensão para 170% da 
nominal durante 7200 ciclos, desde que represente mais de 15 segundos. Em seguida retornar a 
150% da tensão nominal, e nessa tensão manter por 60 minutos, caso a tensão nominal do 
transformador seja maior que 300 KV, caso seja menor, aplicar somente por 30 minutos. 
Executar as medições de descargas parciais somente a 150% da tensão nominal. 
Caso não apresente indícios de descarga, deve se reduzir a tensão para 110% da nominal do 
transformador e manter por 5 minutos, executar as medições de descargas parciais. Não detectando 
nenhuma anormalidade reduzir para 50% da tensão nominal encerrando assim o ensaio. 
Transformadores antigos - recomendações 
Recomenda-se elevar a tensão em degraus até o valor de 80% da nominal do transformador durante 
5 minutos, executando-se as medições de descargas parciais elétricas em conjunto com a acústica, 
durante esse período. 
 
 
115
Caso não sejam detectados resultados anormais ou que comprometam a integridade do isolamento, a 
tensão deverá ser elevada gradativamente até a 100% da nominal, mantendo-se as medições pelo 
período de mais 5 minutos. 
Decorrido esse tempo, a tensão poderá ser elevada até 0,75x(1,5xVn), dando continuidade às 
medições, podendo permanecer nesse nível de tensão durante mais 01 hora. 
Caso não haja indicio de defeito, a tensão deverá ser reduzida para a nominal, por pelo menos mais 1 
hora, podendo chegar a até 24 horas, sempre monitorando as descargas parciais pelo método elétrico 
e acústico, bem como a evolução de gases combustíveis. 
Os níveis de tensão e o tempo de energização poderão ser alterados em função dos resultados 
apresentados antes da elevação ao valor máximo. 
5.2 Análise de Gás Dissolvido no Óleo Isolante (DGA) 
A cromatografia gasosa é uma técnica utilizada para separar e quantificar substâncias dissolvidas em 
uma fase líquida ou gasosa, podendo com isso realizar a análise de gases dissolvidos no óleo isolante, 
capaz de processar pequenas amostras com grande sensibilidade e precisão, constituindo-se na 
melhor ferramenta de diagnóstico da condição de operação do transformador. 
Existem duas formas de execução deste ensaio, a primeira e mais usual, trata-se da análise 
cromatográfica de gases dissolvidos em óleo isolante de maneira off-line, onde o óleo é extraído do 
transformador e analisado em laboratório ou através de equipamento portátil, a segunda forma é 
através de sensor de gases conectado preferencialmente em uma válvula próxima da circulação de 
óleo do transformador, estando o sensor conectado a um sistema de monitoramento on-line contínuo. 
Existem diversos modelos de sensores de gases on-line contínuo disponíveis no mercado, mostrando 
diferenças desde o padrão de comunicação do sensor com o sistema de supervisão ou monitoramento 
até a quantidade de gases monitorados. 
Na escolha deve ser observado que o custo destes sensores é proporcional ao número de medições 
discretizadas de gases, e que, a utilização deste tipo de sensor não substitui a necessidade de coleta 
de amostra de óleo para analise em laboratório, para confirmação ou esclarecimento dos valores 
obtidos pelos sensores. 
5.2.1 Formação de Gases 
Os Transformadores que utilizam o óleo mineral isolante como líquido isolante e refrigerante possuem 
em sua constituição um conjunto de materiais, dentre os quais os dielétricos que em sua maioria são 
compostos orgânicos. 
O óleo mineral isolante e a celulose presente na isolação sólida de transformadores, quando expostos 
a temperaturas normais de operação liberam gases como: monóxido de carbono (CO), dióxido de 
carbono (CO2), hidrogênio (H2) e compostos gasosos de hidrocarbonetos. 
 
 
116
Em situação anormal de operação, devido a falhas localizadas, ou condições de carregamento acima 
da nominal, a geração de gases ocorre em níveis anormais e, dependendo da temperatura atingida, 
ocorrerá o incremento de determinado gás dissolvido no óleo isolante. 
Os gases formados são total ou parcialmente dissolvidos no óleo, diluídos e transportados através da 
convecção natural de funcionamento do transformador, ou através da circulação forçada do óleo 
isolante. 
A velocidade de produção de gases é ligada a taxa de liberação de energia pelo defeito. Defeitos de 
baixa taxa (descargas parciais, pontos quentes de baixa temperatura) produzem gases lentamente e 
esses provavelmente se dissolverão no óleo. Taxas mais elevadas (altas temperaturas no núcleo, por 
exemplo) produzirão gases mais rapidamente e parte deles provavelmente não será dissolvida no óleo 
isolante (saturação da concentração). 
Exemplos de situações onde ocorrem a formação de gases dependendo do material envolvido no 
aquecimento e a temperatura alcançada: 
� Com o envolvimento do isolamento sólido celulósico haverá o aumento de monóxido de 
carbono (CO) e dióxido de carbono (CO2); 
� O desenvolvimento de arco elétrico no óleo decompõe por pirólise o líquido dielétrico em seus 
componentes químicos básicos, formando carbono coloidal que se dispersa em suspensão no 
óleo, e liberando como gases típicos o hidrogênio (H2) e acetileno (C2H2); 
� Descargas elétricas de baixa intensidade de energia contribuem para o processo de ionização 
que liberam radicais das moléculas dos compostos químicos do óleo, e os gases predominantes 
formados são hidrogênio (H2) e o metano (CH4). 
As quantidades de gases dissolvidos gerados no óleo isolante de um transformador de potência 
dependem da energia envolvida, localização da falha e se a falha é intermitente ou contínua. Todos 
estes fatores afetam de maneira diferente o óleo e o papel isolante do equipamento. No óleo a 
geração dos gases se comporta conforme a figura 5.21 a seguir: 
 
 
117
 
Figura 5.24 – Geração de gases dependendo da temperatura do óleo 
A análise destes gases permite identificar a ocorrência de defeitos ou falhas evolutivas associadas aos 
materiais dielétricos utilizados na construção dos transformadores. 
5.2.2 Coleta de Óleo Isolante 
A coleta de óleo isolante consiste na obtenção de uma amostra representativa do óleo contido no 
equipamento em estudo, tendo-se sobretudo cuidado em evitar contaminação ou contato com o ar. 
Em situações normais de manutenção preventiva, a amostra é retirada na válvula inferior de 
amostragem, sendo efetuada a amostragem em outros pontos quandoem situação especial, como: 
registro do relé buchholz (relé de gás) e registro superior. 
Entende-se por situação especial, quando o equipamento está sendo investigado quanto a possíveis 
danos decorridos de falhas, após ocorrência da operação da proteção intrínseca do transformador, 
como confirmação de resultados duvidosos ou anormais, para acompanhamento mais criterioso de 
unidades em garantia, ou que se encontrem em situação de operação sob risco. 
Os transformadores possuem buchas de alta tensão cuja isolação é do tipo papel/óleo, onde também 
pode ser retirada uma amostra de óleo isolante, dependendo da política de manutenção da empresa, 
 
 
118
ressalva-se que alguns fabricantes usam óleo sintéticos, cuja analisa cromatográfica não é válida. 
Segundo a NBR 7070:2006 que indica o método para amostragem de óleo isolante de um 
equipamento elétrico. Para análise cromatográfica é recomendado a seringa de vidro de 20 a 50 ml 
com torneira de 03 vias. A conexão entre a seringa e o registro de amostragem deve ser feita 
utilizando um tubo impermeável resistente ao óleo, e ser o mais curto possível. A seringa limpa e seca 
deve ser acondicionada em uma embalagem protetora para transporte, juntamente com etiqueta de 
identificação detalhada da amostra e dados sobre o equipamento de origem. 
 
Figura 5.25 – Seringa de vidro de 50 ml com torneira de três vias. 
É recomendado que o tempo entre a coleta da amostra e a sua análise não seja superior a duas 
semanas, devido a baixa solubilidade do hidrogênio. Períodos mais dilatados poderão ocasionar erros 
nos resultados das análises, pois apesar da seringa apresentar uma boa vedação com perdas menores 
que 2,5% de Hidrogênio (H2) por semana, por este o gás ser menos solúvel, rapidamente se 
difundirá. 
Em situação de coleta de óleo após atuação de proteção intrínseca do transformador, recomenda-se 
que seja realizada no mínimo 3h após a atuação da proteção, dependendo do tipo de circulação do 
óleo isolante adotado no transformador. 
5.2.3 Ensaio de Cromatografia 
A realização do ensaio consiste de duas etapas, onde: 
A primeira etapa do ensaio consiste na extração dos gases dissolvidos de um volume de 25 ml da 
amostra de óleo isolante do equipamento através de um sistema de vácuo. 
A segunda etapa consiste na determinação qualitativa e quantitativa dos gases dissolvidos no óleo 
isolante. 
Além da concentração de cada gás, calcula-se também a concentração total dos gases dissolvidos e a 
dos gases combustíveis. 
A experiência considera satisfatória uma variação de 5% nos resultados em um mesmo laboratório, e 
 
 
119
10 % entre laboratórios diferentes. Esporadicamente deve ser realizada uma verificação entre 
laboratórios das empresas que prestam este tipo de serviço, onde são trocadas amostras de óleo 
entre estes laboratórios a fim de verificar a reprodutibilidade dos resultados obtidos para a mesma 
amostra por laboratórios diferentes. 
No Brasil, esta inter-comparação entre laboratórios é executada pelo Grupo de Trabalho GT D1.01 – 
Líquidos Isolante, do Comitê de Estudos de Materiais e Tecnologias, do Cigré Brasil. 
Os gases combustíveis analisados são os seguintes: monóxido de carbono (CO), hidrogênio (H2), 
metano (CH4), etileno (C2H4), etano (C2H6) e acetileno (C2H2), e os gases não combustíveis: oxigênio 
(O2), nitrogênio (N2), dióxido de carbono (CO2 ). 
5.2.4 Interpretação dos Resultados 
A interpretação dos resultados obtidos na análise cromatográfica deve considerar, no mínimo, os 
seguintes aspectos: 
� Correlação com valores anteriores: correlacionar os resultados da análise atual com os 
resultados de análises anteriores do mesmo equipamento, verificando assim o incremento, ou 
taxa de evolução de cada gás; 
� Concentração de Carbono: verificar o valor resultante da relação entre dióxido de carbono e 
monóxido de carbono (CO2/CO); pela NBR 7274/2011 a relação CO2/CO tem valor médio 7, se 
esta relação for inferior a 3 ou superior a 11 e houver concomitantemente degradação 
excessiva do óleo, a probabilidade de defeito é grande e convém comparar com valores obtidos 
anteriormente para o mesmo transformador ou para outros do mesmo tipo e com 
carregamentos semelhantes. 
� Relações: utilizando relações de gases de acordo com critérios preestabelecidos (por exemplo, 
Rogers, IEC 60599, Duval, Dörnemburg, Doble ou Pugh, e Laborelec), possibilita a identificação 
da falha incipiente, bem como a sua gravidade. 
Para um completo entendimento das reais condições operativas do transformador em estudo faz-se 
necessário algumas observações. 
Em defeitos evolutivos, além da velocidade de produção dos gases, a análise depende da velocidade 
com que os gases se dissolvem no óleo. O excesso de gás gerado e não dissolvido no óleo acumula-
se no relé de gás (saturação da concentração do gás no óleo). 
Nos transformadores selados com bolsa ou membrana de borracha, os gases dissolvidos permanecem 
no óleo; nos transformadores selados com colchão de gás, os gases gerados se distribuem entre o 
óleo isolante e o colchão de gás; nos transformadores não-selados, que "respiram" através de um 
conservador equipado com secador de ar, parte dos gases gerados é perdida para a atmosfera. 
Não existe consenso sobre os níveis máximos absolutos aceitáveis para cada gás, uma vez que a 
geração dos gases é dependente do projeto, carga, tipo de óleo e até mesmo da qualidade dos 
materiais empregados no transformador. 
 
 
120
5.2.5 Periodicidade de Análise de Gases Dissolvidos em Óleo Isolante 
A periodicidade a qual o óleo isolante dos transformadores é submetido à análise cromatográfica de 
gases depende do critério adotado por cada empresa. 
Fatores como tipo de transformador, existência e tipo de sistema de selagem (sistema que evita o 
contato do óleo isolante com o oxigênio contido na atmosfera), tensão, potência, importância do 
transformador para o sistema elétrico ao qual está instalado, facilidade de acesso, existência ou não 
de um sistema on-line para medição de gases, influenciam na decisão quanto a periodicidade de 
amostragem do óleo isolante. 
Amostras eventuais (situações especiais) são aquelas retiradas quando observadas taxas anormais de 
desenvolvimento de gases combustíveis e anomalias na composição dos gases em evolução, que 
indicam o desenvolvimento de defeitos incipientes ou em estágio mais avançado. Nestas condições, a 
análise cromatográfica de gases dissolvidos no óleo é realizada em períodos relativamente curtos, 
mediante um programa de amostragem aplicado especificamente ao equipamento em 
acompanhamento. 
5.2.6 Importância como Técnica de Manutenção Preditiva 
A análise cromatográfica de gases dissolvidos no óleo mineral isolante constitui o principal 
instrumento de detecção de defeitos incipientes nos equipamentos em operação. 
Em sua grande maioria, os defeitos vão evoluindo paulatinamente, sendo possível a sua identificação 
quanto ao tipo e gravidade, pela monitoração do desempenho dos equipamentos através da analise 
cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo. 
Há falhas abruptas que não podem ser evitadas nem previstas através da analise cromatográfica. 
Normas e Critérios para Diagnóstico 
Normas técnicas para interpretação dos valores obtidos nos ensaios de gás-cromatografia foram 
elaboradas por laboratórios, fabricantes de transformadores, concessionárias de energia elétrica e 
entidades responsáveis por elaboração de normas técnicas. 
A maneira de utilização de determinado método consiste em entrar com os valores de concentração 
dos gases em ppm (parte por milhão) obtidos no ensaio de gás-cromatografia nas tabelas propostas 
pelo método. 
Entre os métodos ou normas existentes, este trabalho mencionaas seguintes normas ou critérios: 
Norma NBR 7274:2011, IEC 60599, Critério de Rogers, Critério desenvolvido pelo Laborelec, Critério 
de Duval, Critério de Dörnemburg, Critério de Pugh e Gases Chaves. 
Estes métodos usam as relações de determinadas concentrações de gás para combinar o perfil do gás 
dissolvido às fontes típicas de geração, assim como o nível de energia envolvido nesse processo. Por 
exemplo, as relações ajudam a distinguir se o perfil do gás é o resultado de: falha térmica da baixa 
 
 
121
temperatura, Falha térmica da temperatura media, Falha térmica da alta temperatura, Descargas da 
baixa energia, Descargas de alta energia, Descarga parcial, Centelhamento. 
Como exemplo, mencionamos a aplicação da NBR 7274:2011. 
Esta norma descreve como a concentração de gases livres ou dissolvidos pode ser interpretada para 
diagnosticar as condições de equipamentos elétricos em serviço e sugerir ações futuras. 
Na página 11 da norma 72744:2011, é apresentada uma tabela identificada como “Tabela de 
interpretação de análise de gases dissolvidos”, copiada na tabela 5.2 , onde é possível estabelecer 
uma falha característica a partir dos resultados do óleo obtido no ensaio de DGA. 
TABELA 5.3: Tabela de interpretação de análise de gases dissolvidos, NBR7274:2011, página 11 
Caso Falha característica C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 
DP Descargas parciais NS < 0,1 < 0,2 
C1 Centelhamento 0 – 0,6 0,1 – 1 < 1 
D1 Descargas de baixa energia > 1 0,1 – 0,5 > 1 
D2 Descargas de alta energia 06 – 2,5 0,1 – 1 > 2 
T1 Sobreaquecimeto, t < 300ºC < 0,01 > 1 < 1 
T2 Sobreaquecimento, 300 ºC , t , 700 ºC < 0,1 > 1 1 – 4 
T3 Sobreaquecimento, t > 700 ºC < 0,2* > 1 > 4 
NOTA 1 – As relações acima são significativas e convém que sejam calculadas se pelo menos um dos gases está presente em 
concentração e taxa de evolução acima dos valores típicos de um mesmo projeto ou se apresentem acima das concentrações 
de nível médio. 
NOTA 2 – O padrão de decomposição de gases similar às descargas parciais tem sido reportada como um resultado de 
decomposição de um fino filme d eóleo entre lâminas sobreaquecidas do núcleo na temperatura de 140ºC e acima. 
NOTA 3 – Além da caracterização da falha convém que seja considerada a concentração total de gases combustíveis, bem 
como as taxas de evolução de cada gás. Os valores e critérios destas concentrações, recomendados para uma melhor 
avaliação da situação do equipamento são os seguintes: 
0 – 400 ppm Concentração de gases combustíveis baixo. 
400 – 900 ppm Concentração de gases combustíveis baixo. 
900 – 1500 ppm Concentração de gases combustíveis baixo. 
1500 – 2500 ppm Concentração de gases combustíveis baixo. 
Acima de 2500 ppm Concentração de gases combustíveis baixo. 
NOTA 4 – NO caso de obtenção de diagnósticos idênticos, considerar o de maior gravidade. 
NS = O valor esperado de acetileno deve ser abaixo do limite de detecção do método utilizado. 
* Um incremento do valor da quantidade de acetileno pode indicar que a temperatura do ponto quente é maior que 1000ºC. 
 
Referências Bibliográficas: 
� Milton Binda e José Carlos de C. Brandão, Análise Cromatográfica de Gases Dissolvidos no Óleo 
Isolante para Monitorar a Operação de Equipamentos, Furnas Centrais Elétricas S.A., artigo 
publicado no 19o Encontro Técnico do GTMS (Grupo de Trabalho de Manutenção de 
Subestações), Campinas, SP, Agosto de 1988; 
� NBR 7274, Interpretação da Análise dos Gases de Transformadores em Serviço, ABNT 
(Associação Brasileira de Normas Técnicas); 
 
 
122
5.3 Ensaios no Óleo 
Esta seção é baseada principalmente no trabalho da TF D1.01.12, referência CIGRÉ Brochure #413. 
Consulte este original para mais informações. 
 
Exigências do Óleo Mineral Isolante 
 
O óleo mineral isolante é usado como líquido de refrigeração e isolante em equipamentos elétricos 
desde o começo do século XX. É altamente refinado a fim de atingir as características e a qualidade 
exigidas nas especificações da Agência Nacional de Petróleo (ANP). 
As três principais exigências para o óleo isolante são: 
� Resistir a solicitações elétricas: para atender aos critérios de isolação, se exige que tenha uma 
rigidez dielétrica elevada e um fator de dissipação/potência baixos; 
� Boa circulação mesmo em baixas temperaturas: para atender aos critérios de transferência 
térmica e refrigeração se exige que o óleo tenha uma viscosidade e um ponto de fluidez 
suficientemente baixo; 
� Isolação e refrigeração suficientes para assegurar a extinção de arcos: para atender aos 
critérios de extinção de arcos se exige que o óleo tenha um ponto de fulgor e uma rigidez 
dielétrica elevada, assim como uma baixa viscosidade. 
O óleo deve também ter uma boa resistência à oxidação para assegurar uma longa vida útil, pois em 
operação deteriora-se mesmo sob as condições normais de uso. O desempenho confiável do óleo no 
sistema de isolação depende das características básicas do óleo, que por sua vez podem afetar o 
desempenho do equipamento. Diversos processos podem causar a degradação do óleo e alguns são 
inter-relacionados. Estes processos incluem a oxidação; contaminação por água, por partículas ou por 
fibras da celulose; formação de arcos elétricos ou descarga; superaquecimento localizado e 
superaquecimento geral. 
Oxidação do óleo 
A oxidação ocorrerá em todo o equipamento onde o óleo esteja em contato com o ar. Nesses 
equipamentos, a oxidação ocorrerá gradualmente e é inevitável com o envelhecimento. A oxidação é 
acelerada quando as temperaturas de operação aumentam. Pode também ser acelerada pela 
presença de catalisadores tais como metais ou compostos metálicos. Os efeitos cumulativos da 
oxidação do óleo são o seu escurecimento, formação de compostos ácidos e água e podem culminar 
na produção de borra. 
A produção de água e de ácidos pode conduzir à corrosão de superfícies de metal, particularmente 
acima da superfície do óleo, e atacar a celulose do papel isolante, tendo como resultado a perda de 
resistência mecânica e aumentando a possibilidade de avaria. 
Se o óleo alcançar um estado avançado de oxidação, produtos insolúveis serão gerados, o que resulta 
na formação de borra, que é solúvel dependendo do tipo de óleo, e uma vez que ela alcance o ponto 
de saturação, ela se precipitará. 
 
 
123
Geralmente, a borra é solúvel no óleo naftênico e relativamente insolúvel no óleo parafínico. Os 
depósitos de borra tendem a aumentar de espessura devido à temperatura, e são especialmente 
evidentes nas regiões mais frias do transformador, podendo reduzir o diâmetro dos dutos de óleo, 
reduzindo assim a eficiência da refrigeração. A somatória do superaquecimento do óleo e a oxidação 
aumentam a possibilidade de avaria grave do equipamento. 
A característica da borra ser solúvel no óleo nafténico, se a temperatura do óleo no transformador for 
elevada ao seu ponto de anilina (78°C), pode ser usada para atuar como um solvente para dissolver a 
borra depositada. Isto pode ser explorado através da circulação de óleo quente a fim de dissolver a 
borra. Esta etapa é seguida então pelo processo de regeneração do óleo, que a removerá. 
O processo de oxidação do óleo deve ser monitorado pelos ensaios físico-químicos, como a cor, 
aparência, acidez e teor de umidade. Uma inspeção visual pode observar sinais de depósitos de borra 
em superfícies internas. 
Os testes de tangente δ (fator de dissipação) e tensão interfacial (TIF) do óleo podem igualmente 
ajudar na detecção precoce da formação de subprodutos polares devido à oxidação. 
Contaminação do óleo 
Como o óleo isolante está em contato com diversos materiais dentro do transformador, pode ser 
contaminado e ter suas propriedadeselétricas afetadas. 
A contaminação por umidade pode ocorrer pela oxidação do óleo, pela degradação da celulose e 
também por ingresso devido a não ser dotado de um sistema de selagem adequada, ou mesmo 
durante uma falha da manutenção. 
A água é solúvel no óleo até um determinado limite, que depende da temperatura e também da 
acidez. Se este limite for excedido, o óleo torna-se saturado e a água aparecerá sob a forma de 
opacidade ou de gotas visíveis. A água dissolvida afeta as propriedades elétricas do óleo. 
Na presença de outros contaminantes, a água dissolvida pode reduzir significativamente a rigidez 
dielétrica do óleo. Se houver uma redução rápida na temperatura do transformador existe um risco 
adicional de formação de água livre, devido à redução repentina da solubilidade da água no óleo. 
A contaminação por partículas ou fibras pode ocorrer a partir de componentes do próprio 
equipamento, devido a formação de arco, produtos de degradação, falha do equipamento ou do 
ingresso durante a manutenção, reduzindo a rigidez dielétrica e aumentando as perdas dielétricas do 
óleo. 
A umidade está presente no óleo e no papel. Entretanto, o teor de água no papel predomina, uma vez 
que dependendo da temperatura, cerca de 99% do teor de água total está no papel, e somente 1% 
está no óleo, conforme item especifico do teor de água. 
O alto teor de umidade do papel é um dos fatores que reduz sua vida útil, e, portanto também do 
equipamento, assim manter a umidade baixa é importante. O monitoramento do teor de umidade 
 
 
124
deve ser feito pela análise rotineira no laboratório e pela inspeção visual para sinais de água livre. 
O monitoramento desse parâmetro é feito através do ensaio de rigidez dielétrica e pode ser analisado 
também através de inspeção visual e do ensaio do conteúdo de partículas. 
Uma falha elétrica ou a formação de arco no óleo produzem gases e produtos tais como carbono e 
partículas metálicas. Nesse caso a degradação do óleo também leva a uma oxidação acelerada e 
aumento da acidez. Este tipo de degradação ocorre no comutador sob carga (OLTC). 
Ensaios do óleo 
Os ensaios para o óleo em serviço podem ser divididos em três grupos: 
� Grupo 1: Ensaios mínimos para monitorar a condição do óleo, visando assegurar que o 
equipamento esteja apropriado para operação. 
� Grupo 2: Ensaios adicionais para obter informações específicas sobre a condição do óleo, 
auxiliando na avaliação complementar para operação. 
� Grupo 3: Ensaios para determinar a conformidade do óleo, assegurando o cumprimento de 
requisitos especificados das normas e especificações técnicas. 
Os resultados das análises para o Grupo 1 não devem exceder os limites recomendados. Os 
resultados do Grupo 2 indicam tendências que devem ser acompanhadas. 
Observação: Os valores recomendados para os ensaios de Acidez, Teor de Água, Rigidez Dielétrica, 
Fator de Potência/Dissipação, Tensão Interfacial, Ponto de Fulgor e Quantidade de Partículas constam 
da norma ABNT NBR 10576 – “Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos – Diretrizes para 
supervisão e manutenção”, que deve ser consultada para detalhes adicionais. 
Os valores limites para os ensaios de Estabilidade a Oxidação, Ponto de Fluidez, Densidade e 
Viscosidade estão especificados para óleo mineral isolante novo, no Regulamento Técnico ANP Nº 
4/2008, da Resolução ANP Nº 36, bem como suas revisões, da Agência Nacional do Petróleo. 
5.3.1 Ensaios no Óleo Grupo 1 
Acidez (ABNT NBR 14248) 
A oxidação do óleo forma produtos ácidos, que aumentam sua acidez. Os ácidos e outros produtos de 
oxidação, conjuntamente com a água, afetam as propriedades dielétricas e propiciam a formação de 
borra (sabões), também têm um impacto importante na degradação de materiais celulósicos e podem 
contribuir para a corrosão das peças de metal em um transformador. 
A taxa de aumento da acidez do óleo é um bom indicador de envelhecimento, uma vez que ocorre no 
estágio avançado (acidez > 0,1 mg de KOH/g). A tensão Interfacial também é um indicador do 
envelhecimento. 
 
 
125
O nível da acidez é um indicador para determinar quando o óleo deve ser substituído ou regenerado. 
Quando a acidez alcançar 0,1 mg de KOH/g de óleo há riscos de início de processo de geração de 
Descargas Parciais na isolação, por isso o ensaio de tensão interfacial é um melhor indicador, pois 
fornece um alerta mais antecipado. O valor de referência para óleo novo é <0,03 mgKOH/g óleo. 
Cor (ABNT NBR 14483) 
A mudança da cor pode ser uma indicação direta da contaminação do óleo isolante e é normalmente 
atribuível à oxidação ou a contaminação por carbono, pois tende a escurecer o óleo. 
O mecanismo que rege a oxidação dos hidrocarbonetos é a peroxidação que gera como produtos 
hidro-peróxidos. Estes, de acordo com sua espécie irão formar alcoóis, aldeídos e cetonas, os quais 
são chamados de produtos intermediários, pois na presença de oxigênio irão dar origem aos ácidos 
carboxílicos. Estes produtos são moléculas polares que agridem o papel. 
O OLTC pode ser uma das causas do escurecimento do óleo do equipamento, pois é naturalmente 
contaminado devido aos arcos, e caso haja vazamento pode misturar-se ao do tanque principal. 
Teor de água (ABNT NBR 10710) 
O óleo serve como um meio de homogeneização de água dentro de um transformador. A massa total 
de água está entre o papel e o óleo, sendo que a maior quantidade está no papel. 
A água presente no óleo mineral do transformador tem como origem o meio externo e a degradação 
do seu papel. 
Há duas formas de umidade presentes no óleo isolante: 
� Água livre, que está separada do óleo, emulsionada e possivelmente turva; 
� Água dissolvida, que não pode ser vista. 
Pequenas alterações de temperatura alteram significativamente o teor de água dissolvida do óleo, 
mas pouco altera a quantidade de água impregnada no papel. 
Para avaliar a tendências da elevação da umidade, deve-se medir a temperatura do óleo no ponto da 
coleta, que será corrigida a 20ºC, que é a temperatura de referência para determinação do teor de 
água equivalente, consultar a norma ABNT NBR 10576 – “Óleo mineral de equipamentos elétricos – 
Diretrizes para supervisão e manutenção”. 
O transformador deve estar em operação e em equilíbrio de temperatura no momento da amostragem 
do óleo. 
TABELA 5.4 - Valor recomendado para transformadores (corrigido para 20º C): 
Tensão Teor de água 
< 72,5 kV <25 ppm 
> 72,5 / < 242 kV <15 ppm 
> 242 kV <10 ppm 
 
 
126
Rigidez Dielétrica (ABNT NBR 6869) 
O óleo com baixo teor de água e com baixo teor de partículas, apresenta uma alta rigidez dielétrica. 
Água e partículas sólidas em níveis elevados tendem a migrar para regiões de tensão elétrica elevada 
e reduzir dramaticamente a rigidez dielétrica. 
A rigidez dielétrica indica a presença de contaminantes tais como a água ou partículas. Um baixo valor 
da rigidez dielétrica pode indicar que uma ou ambas estão presentes. Entretanto, uma alta rigidez 
dielétrica não indica necessariamente a ausência de todos os contaminantes. 
TABELA 5.5- Valor recomendado para transformadores (método ABNT NBR IEC 60156) 
Tensão Valores limites 
< 72,5 kV >40 kV 
> 72,5 / < 242 kV >50 kV 
> 242 kV >60 kV 
 
TABELA 5.6 - Valor recomendado para comutadores (método ABNT NBR IEC 60156) 
Comutador de neutro (para uso no neutro dos 
enrolamentos) 
Comutador de linha (para uso em qualquer 
posição que não seja o neutro dos 
enrolamentos) 
> 25 kV > 40 kV 
 
Fator de Potência/ Dissipação e Resistividade (ABNT NBR 12133) 
Estes ensaios são muito sensíveis à presença de contaminantes, produtos do envelhecimento ou de 
colóides polares solúveis no óleo e indicam a perda dielétricado óleo, bem como são dependentes da 
temperatura. As mudanças nos níveis dos contaminantes podem ser monitoradas pela medida destes 
parâmetros, mesmo quando a contaminação é pequena. 
Resultados elevados podem indicar contaminação por subprodutos de oxidação, água ou partículas 
condutoras. Os limites aceitáveis dependem muito do tipo de equipamento, entretanto valores 
elevados de Fator de Potência/ Dissipação, ou baixos valores de Resistividade, podem afetar de forma 
danosa a resistência de isolação do equipamento. 
Geralmente, com a diminuição da Resistividade, há um aumento no Fator de Potência/ Dissipação. O 
valor da Resistividade é o parâmetro mais lento restaurado a um nível aceitável, no caso de um 
tratamento, comparado com a TIF, a acidez e o Fator de Potência/ Dissipação. 
Diagnósticos adicionais podem ser obtidos através da medição da Resistividade ou do Fator de 
Potência/ Dissipação na temperatura ambiente e em uma temperatura mais alta, como a 90°C. 
 
 
 
 
 
127
TABELA 5.7 - Valor recomendado para transformadores: 
Ensaio 
Tensão 
< 72,5 kV > 72,5 / < 242 kV > 242 kV 
Fator de Dissipação a 25º C <0,5 % <0,5 % - 
Fator de Dissipação a 90º C <15 % <15 % <12 % 
Fator de Potência a 25º C <0,5 % <0,5 % - 
Fator de Potência a 100º C <20 % <20 % <15 % 
 
Tensão Interfacial (ABNT NBR 6234) 
A Tensão Interfacial (TIF) entre o óleo e a água fornece meios de detectar contaminantes e produtos 
polares solúveis provenientes da degradação do óleo. Esta característica pode mudar rapidamente 
durante os estágios iniciais de envelhecimento, mas tende a estabilizar quando o envelhecimento é 
ainda moderado. 
Este fenômeno faz da TIF o indicador preferido para detecção de tendência antecipada de 
envelhecimento. Ao contrário, a acidez muda lentamente durante os estágios iniciais do 
envelhecimento, mas muda rapidamente nos estágios terminais. Ao reconhecer esta sensibilidade 
diferencial para a degradação do óleo, o “Índice de Oxidação” (tensão interfacial dividida pela acidez) 
fornece um índice mais útil porque seu valor varia mais proporcionalmente com a degradação do óleo. 
Uma diminuição rápida de TIF pode ser uma indicação de problemas de compatibilidade entre o óleo 
e alguns materiais do transformador (vernizes, gaxetas), ou de uma contaminação acidental no 
momento do enchimento com o óleo. Esta possibilidade pode ser verificada testando outros 
parâmetros do óleo, particularmente os dielétricos. 
Para transformadores sobrecarregados, a deterioração dos materiais é rápida e a TIF é uma 
ferramenta para esse diagnóstico. Também a TIF pode ser afetada pela presença de resíduos 
magnéticos e produtos solúveis como umidade e deterioração dos subprodutos do óleo. 
TABELA 5.8 - Valores recomendados para transformadores (TIF a 25º C) 
Tensão TIF a 25º C 
< 72,5 kV >22 mN/m 
> 72,5 / < 242 kV >22 mN/m 
> 242 kV >25 mN/m 
 
5.3.2 Ensaios no Óleo Grupo 2 
Estabilidade a oxidação 
A habilidade do óleo mineral de retardar a oxidação quando submetido a elevação de temperatura na 
presença do oxigênio e de um catalisador de cobre, é chamada Estabilidade a Oxidação. Seus 
resultados dão informação geral em relação à expectativa de vida útil do óleo sob as condições que 
são representativas para o equipamento. 
 
 
128
Essa propriedade é definida como a resistência à formação de compostos ácidos, borra e compostos 
diversos que exercem influência no Fator de Dissipação/Potência, sob dadas condições, e depende 
principalmente do processo de refinação do óleo e de sua aplicação. Os óleos minerais refinados 
contêm, em graus variados, os compostos naturais que atuam como inibidores da oxidação, 
conhecidos como inibidores naturais. Os óleos que contêm somente inibidores naturais são 
designados como óleos “não inibidos”. 
Os inibidores de oxidação sintéticos podem ser adicionados para aumentar a estabilidade à oxidação. 
Nos óleos isolantes, são usados os inibidores fenólicos. Os compostos de uso geral são o 2,6-
diterciário-butilparacresol (DBPC) e 2,6-diterciário-butil fenol (DBP). 
A eficácia do inibidor varia com a composição química do óleo de base. Os óleos inibidos têm uma 
tendência de oxidação que contrasta extremamente com os óleos não inibidos. No início da vida útil, o 
inibidor sintético é consumido com pouca formação de produtos de oxidação, refere-se a esse 
processo como o período de indução, depois que o inibidor é consumido, a taxa de oxidação é 
determinada principalmente pela estabilidade a oxidação do óleo de base. 
Devido ao processo de envelhecimento do óleo, há uma diminuição do teor do inibidor, sendo 
aconselhável seu monitoramento. Recomenda-se sempre corrigir seu valor quando da regeneração do 
óleo. O método recomendado para monitorar o consumo do inibidor é a medição da sua 
concentração, de acordo com a norma ABNT NBR 12134. 
TABELA 5.9 - Valores especificados para óleo mineral isolante novo não Inibido 
Característica Limites Métodos 
Estabilidade a 
oxidação 
Índice de neutralização (IAT) ≤ 0,40 mg KOH/g 
ABNT NBR 10504/ IEC 61125 A Borra ≤ 0,10 % massa 
Fator de perdas dielétricas, a 90º C ≤ 20 % 
 
TABELA 5.10 - Valores especificados para óleo mineral isolante novo Inibido 
Característica Limites Métodos 
Estabilidade a 
oxidação 164 horas 
Índice de neutralização (IAT) ≤ 0,40 mg KOH/g 
ASTM D2440 
Borra ≤ 0,20 % massa 
Bomba rotativa 
(RBOT) ≥ 220 minutos ABNT NBR 15362/ ASTM 2112 
 
Sedimento e Borra (Anexo A da norma ABNT NBR 10576) 
O sedimento é o material insolúvel presente no óleo e inclui: 
� Produtos de oxidação insolúveis ou produtos de degradação de materiais de isolamento sólidos 
 
 
129
ou líquidos; 
� Partículas sólidas liberadas no óleo pelo transformador, como o carbono, o metal e óxidos 
metálicos; 
� Fibras e outros corpos estranhos, de origens diversas. 
A borra é o produto polimerizado formado pela degradação do material de isolamento sólido e líquido. 
A borra é solúvel no óleo até um determinado limite, dependendo das características e da 
temperatura de solubilidade do óleo. 
O sedimento ou borra pode mudar as propriedades elétricas do óleo e seu depósito pode impedir a 
transferência térmica, agravando a degradação dos materiais de isolamento. 
A tendência do óleo para a formação de sedimento e borra deve ser analisada de acordo com o Anexo 
A da norma ABNT NBR 10576. 
Valores recomendados para óleo mineral isolante de transformadores: Nenhum sedimento ou borra 
precipitável deve ser detectado. Resultados inferiores a 0,02% em massa devem ser desprezados. 
Contagem de partículas (ABNT NBR 14275) 
A presença de partículas no óleo isolante pode ter diversas fontes possíveis. O transformador pode 
conter partículas da fabricação e o óleo pode conter partículas do armazenamento e da manipulação, 
se não tiver sido filtrado corretamente. 
O desgaste e o envelhecimento do óleo e de materiais sólidos podem produzir partículas ao longo da 
vida útil do transformador. O superaquecimento localizado na faixa de 500ºC também pode formar 
partículas de carbono. O CDC produz partículas de carbono que podem migrar de seu compartimento 
e contaminar o transformador. O desgaste dos rolamentos da bomba de óleo podem também ser uma 
fonte de partículas metálicas. 
O efeito de partículas suspensas no dielétrico depende da natureza das partículas (por exemplo, 
metais, fibras e borra) e do teor de água. É muito importante seguir criteriosamente os procedimentos 
de amostragem do óleo, pois as amostras podem ser contaminadas durante a coleta. 
TABELA 5.11 - Valores máximos recomendados para contagem de partículas de óleo mineral 
isolante em serviço, de transformadores 
Partículas / 100 mlClassificação da 
contaminação 5 µm 15 µm 
250 32 Sem contaminação 
1.000 130 Baixa 
32.000 4.000 Normal 
130.000 16.000 Marginal 
 
 
 
 
130
NOTAS: 
� Estes valores recomendados estão conforme a norma ABNT NBR 10576 – “Óleo mineral isolante 
de equipamentos elétricos – Diretrizes para supervisão e manutenção”. Consultar esta norma 
para maiores informações. 
� É recomendada a realização do ensaio de contagem de partículas quando o resultado da rigidez 
dielétrica apresentar valores incompatíveis com o resultado do ensaio de teor de água. 
Ponto de Fulgor (ABNT NBR 11341) 
Ponto de fulgor é a menor temperatura em que ocorre a inflamação dos vapores da amostra, pela 
passagem de uma chama piloto. Não deve ser confundido com um halo azulado, que às vezes 
circunda a chama piloto. 
Descargas elétricas no óleo ou exposição prolongada a temperaturas muito altas podem produzir 
quantidades suficientes de hidrocarbonetos de baixa massa molecular, causando a diminuição do 
Ponto de Fulgor do óleo. 
Ponto de Fluidez (ABNT NBR 11349) 
O Ponto de Fluidez é a medida da capacidade do óleo de fluir em baixa temperatura. Não há 
comprovação que esta propriedade seja afetada pela deterioração normal do óleo. As mudanças no 
Ponto de Fluidez podem ser interpretadas como o resultado da complementação com tipos diferentes 
de óleo. 
TABELA 5.12 - Valores especificados para óleo mineral isolante novo 
Óleo Naftênico Óleo Parafínico 
≤ -39ºC ≤ -12 ºC 
 
Obs.: Outros limites de ponto de fluidez poderão ser aceitos mediante acordo entre comprador e 
fornecedor. 
Densidade (ABNT NBR 7148) 
A densidade pode ser útil para identificação do tipo de óleo. Em climas frios, a densidade do óleo 
pode ser importante para determinar sua conformidade para o uso. Por exemplo, os cristais de gelo 
formados a partir da água livre podem flutuar no óleo de alta densidade, e conduzir a abertura de 
arco elétrico. 
A densidade não é importante para comparar a qualidade de diferentes óleos. 
Não há evidência que a densidade seja afetada pela deterioração normal do óleo. A densidade 
específica dá uma indicação do tipo do óleo ou mostra se houve uma contaminação com outro líquido. 
 
 
 
131
TABELA 5.13 - Valores especificados para óleo mineral isolante novo (Massa específica a 20ºC) 
Óleo Naftênico Óleo Parafínico 
861,0 – 900,0 kg/m³ ≤ 860,0 kg/m³ 
 
Viscosidade (ABNT NBR 10441) 
A viscosidade é um fator de controle importante na dissipação do calor. O envelhecimento, a oxidação 
e a temperatura do óleo tendem a alterar a viscosidade, porem esses fatores não a alteram 
significativamente, quando em condições normais. Alterações na viscosidade podem indicar problemas 
de descargas tipo corona ou oxidação excessiva do óleo. 
TABELA 5.14 - Valores especificados para óleo mineral isolante novo (Viscosidade Cinemática) 
Temperatura do ensaio Limites 
20º C ≤ 25,0 mm2/s (cSt) 
40º C ≤ 12,0 mm2/s (cSt) 
100º C ≤ 3,0 mm2/s (cSt) 
 
5.3.3 Ensaios no Óleo Grupo 3 
Bifenilas Policloradas (PCBs) (ABNT NBR 13882) 
São da família dos hidrocarbonetos aromáticos sintéticos que têm boas propriedades térmicas e 
elétricas. Estas propriedades, combinadas com sua excelente estabilidade química, foram úteis em 
numerosas aplicações, entretanto, em virtude de sua estabilidade e resistência química à 
biodegradação, as Bifenilas Policloradas são caracterizadas como poluentes para o meio ambiente. 
A preocupação crescente com o impacto ambiental dos PCBs restringiu progressivamente seu uso, de 
tal forma que foi proibido por acordo internacional. 
O teor de PCB do óleo no equipamento novo e usado deve ser medido para confirmar se é livre de 
PCB, pois há risco potencial de contaminação (por exemplo no tratamento e manuseio do óleo). O 
óleo deve ser analisado, e se o teor de PCB encontrado exceder os limites definidos na legislação, 
devem ser tomadas ações para sua destinação final. 
Devem ser tomados cuidados especiais quando na necessidade de manuseio de PCBs, devido a sua 
nocividade as pessoas. 
 
 
 
 
 
 
 
132
TABELA 5.15 - Valores limites para teores de PCB em óleo isolante conforme norma ABNT NBR 8371 
Teor de PCB Ação Recomendada 
Inferior a 50 mg/kg Não é considerado como resíduo de PCB, portanto não há restrições quanto a sua destinação final. 
Superior a 50 mg/kg e Inferior a 
500 mg/kg 
O líquido isolante deve ser incinerado ou descontaminado. 
Os materiais sólidos (constituintes da carcaça e parte ativa, permeáveis e impermeáveis) 
não são considerados como resíduos, portanto não há restrições quanto a sua destinação 
final. 
Igual ou superior a 500mg/kg 
O líquido isolante deve ser incinerado ou descontaminado. 
Os materiais permeáveis da parte ativa (papéis, papelões, madeiras) devem ser 
incinerados. 
Os materiais impermeáveis (carcaças, bobinas, isoladores e demais ferragens) devem ser 
incinerados ou descontaminados. 
 
Enxofre corrosivo (ABNT NBR 10505) 
O enxofre está presente nos petróleos refinados, dependendo do óleo cru utilizado e do seu grau de 
refinamento. Alguns compostos de enxofre atuam como antioxidantes naturais e auxiliam na 
estabilidade da oxidação do óleo. Em altas temperaturas, o enxofre se decompõe nas superfícies 
metálicas e produz os sulfetos, que podem afetar a condutibilidade do isolamento sólido do 
equipamento. 
Embora seja incomum, a formação do sulfeto pode também ocorrer em temperaturas mais baixas, 
especialmente em superfícies chapeadas de prata. A determinação do enxofre corrosivo no óleo em 
serviço é raramente necessária. Os testes tais como o ABNT NBR 10505 (tira de cobre), ASTM D1275 
(tira de cobre) e DIN 51353 (tira de prata) são usados para assegurar a não existência de ataque 
corrosivo em superfícies de metal desencapadas, sob condições normais. 
A experiência internacional (folheto técnico CIGRÉ 378) indica que em circunstâncias especiais, tais 
como alta temperatura de funcionamento, carga elevada e baixo índice de oxigênio (equipamentos 
selados/ enchidos com nitrogênio), sulfeto de cobre (Cu2S) tem sido formado na isolação sólida. 
A presença deste composto condutivo na isolação pode levar a falhas, e para detectar esse fenômeno, 
se aplica o método da norma ABNT NBR 10505 – “Óleo mineral isolante – Determinação de enxofre 
corrosivo”. 
Ver item 5.8 deste guia de manutenção. 
5.3.4 Gestão dos Resultados dos Ensaios de Óleo 
Avaliação do óleo em serviço 
O óleo isolante é sujeito ao calor, ao oxigênio, à água e aos outros catalisadores, que são prejudiciais 
às suas propriedades. A fim de manter a qualidade do óleo, devem ser executadas análises regulares. 
Um dos primeiros sinais da deterioração do óleo pode ser observado pela sua cor. 
 
 
133
A interpretação dos resultados, para verificar a deterioração do óleo, deve ser feita por pessoal 
experiente, baseada nos seguintes elementos de Gestão de Risco e Análise do Ciclo de Vida útil: 
� Valores característicos para o tipo e a família do óleo e do equipamento, baseado em métodos 
estatísticos; 
� Avaliação das tendências e a taxa de variação dos valores para uma determinada propriedade 
do óleo; 
No caso de óleo contaminado com PCB, o impacto ambiental é um fator crítico a ser considerado, 
assim como a legislação vigente. Se houver suspeita de que o óleo tenha sido contaminado com PCB, 
devem ser realizadas análises específicas e a interpretação dos resultados deve ser utilizada na 
avaliação dos riscos e elaboração da estratégia de prevenção e mitigação dos danos potenciais ao 
meio ambiente, à equipe e a população. 
Classificação do óleo em serviço 
É complexo estabelecer-se regras rigorosas e rápidas para a avaliação do óleoem serviço ou limites 
recomendados de ensaios para todas as aplicações possíveis do óleo isolante em serviço. A 
classificação e qualquer ação corretiva deve apenas ser adotada após a devida consideração dos 
resultados de todos os ensaios. 
A tendência de tais resultados ao longo de um intervalo de tempo é considerada informação essencial 
para se chegar a uma decisão final. 
A condição do óleo pode ser classificada como “satisfatória”, “razoável” ou “insatisfatória”, baseada na 
avaliação de suas propriedades físico químicas. 
A seguinte classificação é sugerida: 
� “Satisfatória”: Óleo em condições satisfatórias, manter a periodicidade inalterada. 
� “Razoável”: Deterioração do óleo detectável, recomendada uma amostragem mais frequente. 
� “Insatisfatória”: Deterioração anormal, aconselhável uma ação imediata. 
A tabela 5.16 mostra a relação entre alguns exemplos de problemas do transformador e sua 
influência correspondente sobre os parâmetros para o óleo 
Tabela extraída do Guide for Transformer Maintenance 445 A2.34 CIGRÉ, item 5.3.5 – oil tests results 
management. 
 
 
 
 
 
 
 
 
134
 
TABELA 5.16 – Relação entre problemas no Transformador e parâmetros do óleo. 
Parâmetros 
do óleo 
Problemas no Transformador 
Superaquecimento Descarga Parcial Sistema De Preservação Do Óleo / 
Vedações 
Núcleo Conexão Enrolamento 
Refrigeração 
Óleo Papel Óleo/ 
Papel 
Ruptura Vazamento 
de óleo 
Entrada de 
água 
Acidez/TIF A A A B B B B B A 
1,2 1,2 1,2 2 
Cor A A A B B B B B B 
1,2 1,2 1,2 2 
Teor de Água B B A B A A B-M M A 
5,6 5,6 5,6 6 8 
Rigidez B M A A M A M M A 
3,12 4,6,12 11 5,6,12 6 7 8 
Fator de 
Dissipação 
A A A B B B B B A 
1,2 1,2 1,2 2 9 
Teor de Gás A A A A A A A M B 
1,10 1,100 1,10 1,10 1,4,10 1,4,10 7 10 7 
 
TABELA 5.17 – Legenda da relação entre problemas no Transformador e parâmetros do óleo. 
LEGENDA 
INFLUÊNCIA DO 
PROBLEMA NO 
PARAMETRO DO 
ÓLEO 
PROBLEMA NO TRANSFORMADOR 
A - Alta 1 – Degradação do óleo 5 – Envelhecimento do papel 9 – Água, Sedimentos, Emulsões 
M - Média 2 – Envelhecimento do óleo 6 – Produção de água 10 – Produção de gás 
B - Baixa 3 – Carbonização do óleo 7 – Ar dissolvido 11 – Bolhas 
 4 – Degeneração do papel 8 - Água 12 – Partículas 
 
Exemplo de utilização: 
Problema no transformador: Falha no sistema de preservação do óleo ou vedações. 
Influência correspondente sobre os parâmetros para o óleo com a entrada de água: 
Alta: 
� Eleva a acidez e reduz a TIF, acelerando o envelhecimento do óleo (2); 
� Eleva o teor de umidade, devido a penetração de água (8); 
� Reduz a rigidez dielétrica, devido a penetração de água (8); 
� Eleva o Fator de Dissipação, devido a agua, sedimento e emulsões (9). 
 
 
135
Média: Nenhuma. 
Baixa: 
� Alteração da cor; 
� Elevação do teor de gás, devido ao ar dissolvido (7). 
5.4 Ensaios no papel 
Os ensaios realizados no papel isolante, mais comumente utilizados são: Grau de polimerização (ABNT 
NBR IEC 60450) e teor de Furanos e outros produtos do envelhecimento (ABNT NBR 15349), os quais 
estão descritos no item 1.5 deste guia de manutenção. 
5.5 Manutenção do Comutador de Derivação sob Carga 
A manutenção em comutador de derivação sob carga é de importante para o funcionamento correto 
do transformador. 
Deve-se considerar que o comutador de derivação, é a única parte dinâmica no interior de um 
transformador, qual não somente é submetido a esforços mecânicos (movimento pelo normal 
funcionamento, desgastes mecânicos de partes e peças) bem como a esforços elétricos (desgaste de 
contatos). 
5.5.1 Atividades de Manutenção x Problemas Possíveis 
Existem diversas técnicas de manutenção para avaliação da condição dos Comutadores de Derivação 
em Carga. 
A tabela 5.18 dá uma visão geral das capacidades de detecção de cinco dos métodos diagnósticos e 
depois os mesmos serão discutidos mais detalhadamente. 
A partir da proposta descrita na tabela 5.18, qualquer programa de Manutenção Baseada na 
Condição para comutadores de derivação em carga, teria que confiar na execução de mais de uma 
técnica para cobrir a maior escala de possível de falhas. Estes podem incluir a análise cromatográfica 
e físico-química do óleo, Medição do Torque do Motor e a analise Vibro-Acústica, dependendo do tipo 
de comutador de derivação em carga. Embora esta abordagem de manutenção seja atrativa, existem 
dificuldades na interpretação para as três técnicas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
136
TABELA 5.18 – Capacidade de Testes de CDC Diferentes 
Vibro Acústico 
Vácuo 
Reator 
Resistor 
Torque do motor Todos 
Monitoramento 
Preditivo por analise 
de óleo 
Vácuo 
Reator 
Resistor 
Resistência dinâmica Todos 
 
PROBLEMAS 
Conexão/Engrenagens G G G G 
Cronometragem/Sequência G E E E 
Controle/Relés E 
Motor G 
Freio E 
Lubrificação E 
Alinhamento contatos G G G G 
Arco M G E E E E 
Superaquecimento/Carbonização M E E L M L 
Desgastes dos contatos M E M L 
Transição E E E E 
L- Baixa M – Moderada G – Boa E - Excelente 
 
5.5.2 Manutenção Preventiva 
É de relevada importância que hajam critérios de manutenção dos comutadores de derivação, que 
pode ser de acordo com o manual do fabricante, ou ainda aplicar a engenharia de manutenção, 
analisando o perfil de carga, numero de comutações totais e desde a ultima manutenção, histórico de 
defeitos e vida remanescente. 
É recomendado que as peças a serem utilizadas nas manutenções sejam originais. Para determinar 
quais são devem ser substituídas, deve-se levantar os seus dados de fabricação, número de 
operações desde a ultima intervenção, bem como total de operações, e aplicar a tabela com os 
componentes a serem substituídos ou checados, sendo que o serviço deve ser realizados por pessoal 
capacitado, pois é de alta complexidade. 
Periodicidade de manutenção: 
O número de operações para um comutador de derivações em carga pode variar substancialmente 
dependendo da sua utilização. 
 
 
137
O número de operações previstas do comutador de derivações em carga, o intervalo de tempo de 
manutenção e a avaliação (comparada à carga) devem ser levadas em consideração para 
corretamente atender a programação de manutenção recomendada, conforme descrito nos exemplos 
a seguir: 
� Os transformadores que operam em baixa carga poderiam facilmente exceder o tempo 
prescrito, mas o cuidado deve ser tomado para não exceder o número de operações em 
algumas unidades. O comutador de derivações em carga de alta velocidade, que opera por um 
longo tempo e em cargas muito leves, pode sofrer um desgaste desigual dos contatos de 
transição, somente porque o valor da resistência dos resistores de transição foi originalmente 
selecionado para o valor de 75% ou 100% do carregamento do transformador. 
� Os transformadores que operam intensivamente podem exceder o número máximo 
recomendado das operações, contanto que um registro de manutenção com desgaste do 
contato seja bem documentado. 
� Comutador de derivações em carga em aplicação de Gerador e transformadores HVDC, que 
geralmente são carregados inteiramente, não devem exceder os intervalos de manutenção 
recomendados. 
A manutenção do comutador de derivações é geralmente baseada no número de operações ou no 
tempo, o que ocorrer primeiro. 
A tabela 5.19 indica os critérios típicos para cada um dos tipos de comutador de derivações em 
carga, o efeito da disposição da bobina de regulação e a carga no comutador de derivações em carga. 
TABELA5.19: Recomendações típicas dos fabricantes de CDC para intervalos de manutenção 
Tipo de 
Comutador 
Posição CDC Carga 
Intervalo de Inspeções 
Numero de Operações * Tempo ** (anos) 
Resistivo 
Neutro 
Baixa 40k – 100K 5 – 7 
Alta 30k – 60k 5 – 7 
Linha, Fase Simples ou 
Delta 
Baixa 30k – 80k 3 – 7 
Alta 10k – 50k 3 – 7 
Reator Enrolamento de Alta 50k – 100k 3 - 5 
Reator Enrolamento de Baixa 35k – 60k 3 – 5 
Vácuo 150k – 300k 5 anos ou mais 
* Estes critérios são normalmente estabelecidos na vida estimada de um contato de arcos na carga cheia 
(aproximadamente 20%), a exceção o interruptor de vácuo que é baseado na vida mecânica dos foles. 
** Os critérios básicos do tempo são estabelecidos tipicamente em uma aplicação de rede. 
 
Avaliando a integridade dielétrica do óleo isolante quanto a deterioração, a contaminação e a 
umidade, os intervalos de revisão baseados no tempo podem ser consideravelmente prolongados. 
 
 
138
5.5.3 Análise Físico-Química e Cromatográfica. 
Análise Cromatográfica do Óleo isolante do Comutador 
Pesquisas realizadas principalmente nos EUA sobre o uso da análise de gás dissolvido no óleo isolante 
de comutadores como ferramenta de diagnóstico indicam sua utilidade na detecção de carbonização 
do óleo e dos contatos do comutador. 
A principal questão a ser contornada para a aplicação do monitoramento preditivo por análise 
cromatográfica em Comutadores de Derivação em Carga é o fato de que a concentração de gases 
gerados nestes equipamentos pode dificultar a interpretação dos resultados. No entanto, mesmo 
nestes casos, é possível estabelecer uma correlação entre taxas de elevação de alguns gases 
específicos e defeitos relacionados a desgastes e carbonização nos contatos, rompimento de 
cordoalhas, entre outros. Ou seja, é possível estabelecer critérios de diagnóstico da condição 
operativa de Comutadores de Derivação em Carga a partir do teor de gases dissolvidos no óleo 
mineral isolante. 
Maiores informações são encontradas na brochura do CIGRÉ: WG D1.32: DGA in Non-Mineral Oils and 
Load Tap Changers and Improved DGA Diagnosis Criteria. 
Análise Físico Química do Óleo isolante do Comutador 
A tensão de ruptura e o índice de água são dois parâmetros que podem afetar a confiabilidade do 
comutador de derivação em carga. Os seguintes critérios são sugeridos na tabela 5.20: 
TABELA 5.20: Testes de óleos em CDC 
 Ud [kV] 
VDE 0370 / IEC 60156 
H2O [ppm] 
ASTM D1533-88 
Óleo mineral novo antes da energização >60 <12 
Depois do fim da manutenção Óleo novo >50 <15 
Óleo mineral envelhecido em serviço Óleo em serviço >30 <30 
 
Para comutadores conectados em delta, alguns fabricantes de CDC estabelecem valores superiores a 
40 kV (VDE 0370) para aplicações com óleo mineral em serviço, sendo recomendado consulta direta 
ao fabricante do CDC 
5.5.4 Técnicas Específicas de Manutenção em Comutador 
Medição da Resistência Dinâmica 
A Medida da Resistência Dinâmica pode ser considerada como uma evolução do teste de resistência 
do enrolamento. Introduzindo um valor conhecido de resistência no circuito de teste, e então 
inserindo o enrolamento de regulação com uma corrente contínua, os testes transitórios das 
flutuações de correntes podem ser gravados durante o processo de chaveamento dos comutadores de 
 
 
139
derivação em carga. A resposta é gravada em um osciloscópio, um registrador transitório ou um 
instrumento especializado. Analisando a resposta, a sequência do sincronismo e o valor dos resistores 
de transição podem ser calculados e comparados às especificações de comutadores de derivação em 
carga. 
Em complementação as medições “estáticas” de resistência do enrolamento, a Medição da Resistência 
Dinâmica oferece diagnósticos para defeitos de funcionamentos do CDC como: 
� Problemas do contato do CDC; 
� Molas quebradas; 
� Resistores de transição quebrados; 
� Pressão do contato; 
� Tempo de transição inadequado. 
A medição dinâmica pode também detectar problemas no contato do interruptor do seletor ou uma 
questão de sincronismo com o movimento do interruptor de seletor, o último representado por um 
circuito aberto momentâneo durante a sequência de comutação. Devido a Medição de Resistência 
Dinâmica poder somente ser aplicada off-line e exigir que as linhas terminais sejam desconectadas, 
ela é geralmente limitada ao controle da qualidade dos comutadores de derivação em carga no 
comissionamento ou após uma revisão, ou ainda para verificar a condição do CDC após uma atuação 
da sua proteção. 
Referências Bibliográficas: 
� J J Erbrink et al. “Diagnóstico avançado no local do Transformador do Comutador de Tap Em 
Carga”, Simpósio Internacional de IEEE sobre Isolação Elétrica, junho 2008, Vancôver, Canadá; 
� M Kruger et al. “Novas ferramentas para medição de diagnóstica do Transformador de 
Potência" , Conferência Internacional 2008 sobre a monitoração de condição e diagnóstico, 
Beijing, abril 2008; 
� Brendan Diggin, Hannes Malan “Avaliação da condição dos Comutadores de Derivação Em 
Carga usando a Resistência de Contato Dinâmico" Conferência Internacional de Doble 2004. 
Medição de Torque do Motor 
A Medição do Torque do Motor pode fornecer informações valiosas na condição de todo conjunto, por 
exemplo; acionamento, engrenagens, chave de carga e seletora e eixos. A medida é relativamente 
simples e utiliza parâmetros do motor (corrente e tensão) para calcular a potência durante o ciclo de 
operação do CDC. 
Através de comparações dos valores medidos com os valores de referencia é possível detectar 
anormalidade durante o processo de comutação. 
 
 
140
Um exemplo da detecção de um problema de lubrificação é mostrado na figura 5.26 abaixo: 
 
Figura 5.26 – Problema de Lubrificação da Movimentação do CDC Detectado pela Medida da Corrente do Motor. 
Assinatura Vibro-Acústica 
A assinatura vibro-acústica é obtida por uma sonda de vibração ou mais precisamente por um 
acelerômetro de faixa de frequência, aplicado à parede do transformador para coletar as ondas 
acústicas emitidas pelo mecanismo, similar a um estetoscópio. O método não deve ser confundido com 
as medidas (ultra-sônicas) acústicas para a detecção de descargas parciais que usam sensores 
ressonantes. A assinatura Vibro-Acústica é complementada geralmente pela medida da corrente do 
motor, para controlar o período de registro (para começar e terminar a operação) e para identificar as 
etapas diferentes na operação de comutador de derivação em carga. 
Cada operação de comutação de tap produz ondas características da pressão e da vibração que são 
transmitidas através do óleo e da estrutura do tanque. Diversos estudos demonstraram que, qualquer 
degradação na condição do comutador de tap envolverá uma mudança detectável da assinatura 
acústica. Inversamente, observou-se que esta mesma assinatura varia ligeiramente no caso de um 
instrumento estável. A figura 5.27 mostra a influência no desgaste do contato em uma assinatura da 
vibração da chave de carga 
 
Figura 5.27 – Evidência do Desgaste do Contato na Marca de Vibro-Acústica de uma Chave Desviadora 
 
 
 
141
A dificuldade principal com esta metodologia é estabelecer para cada tipo de comutador de derivação 
em carga, os respectivos critérios para uma condição de funcionamento normal ou anormal de 
funcionamento. Todavia, o método provou eficácia na detecção de um largo espectro das anomalias. 
O procedimento completo de teste é não invasivo e pode ser executado quando o transformador 
estiver em serviço. 
Referências Bibliográficas: 
� M Foata. et al. “Experiência de campo com a implementação de um novo diagnóstico vibro-
acústico online para os comutadores detap em carga”; Conferência dos Usuários Doble, 2005. 
� F Simas et al. “Monitoração de vibração dos comutadores de tap em carga usando um 
algoritmo genérico”, Conferência da tecnologia da instrumentação e da medição, 2005. IMTC 
2005. Procedimentos do IEEE, volume 3, 16-19 maio 2005 Páginas: 2288 – 2293 
� P Kang, e D. Birtwhistle, “Monitoração da condição do transformador de potência comutador de 
tap em carga II. Detecção do Envelhecimento a partir da assinatura da vibração”, IEE Proc. 
Gen. Trans. e Distrib. 148.307-311 (2001) 
� K Williams, “Monitoração da condição de COMUTADOR DE DERIVAÇÃO EM CARGAs usando a 
análise da vibração”, TechCon Ásia 2006. 
Termografia 
A termografia representa um papel importante na prevenção de falhas de componentes de um 
transformador. A aplicação da termografia ao comutador de derivação em carga ainda não apresenta 
nenhum estudo relevante, visto que, o aumento de temperatura é consequência normal da operação 
do equipamento. 
5.6 Práticas de Manutenção e Inspeção 
As práticas de manutenção implementadas pelas empresas concessionárias tem como objetivo manter 
o bom funcionamento dos transformadores durante o ciclo de vida útil para o qual o equipamento foi 
projetado. Além das técnicas de diagnóstico como, por exemplo, os ensaios básicos e avançados ou 
mesmo o DGA, uma série de tarefas de manutenção (incluindo inspeções visuais) são recomendadas 
durante a manutenção preventiva. 
Baseado na divisão por sistemas de um transformador (descrito no capítulo 1 deste guia), este 
capítulo propõe um plano de manutenção preventiva típico para transformadores de potência focando 
nos principais modos de falha comumente encontrados durante a sua fase de operação normal. 
As práticas de manutenção aplicadas aos sistemas de comutação e isolação são descritos 
respectivamente nos itens 5.5.4 e 5.7 deste guia. 
 
 
 
142
5.6.1 Parte Ativa 
Durante o ciclo de vida útil de um transformador, as atividades de manutenção preventivas 
relacionadas ao sistema “parte ativa” serão limitadas principalmente ao tanque principal, visto que 
apenas em atividades de inspeção específicas ou em reparos, será necessário o acesso aos 
enrolamentos e núcleo. 
Tanque 
A integridade do tanque é ditada primeiramente por suas características mecânicas. Por princípio, o 
tanque deve suportar a pressão de líquido isolante sem perder a sua estanqueidade. Portanto, a 
integridade do tanque depende da condição das gaxetas localizadas nas superfícies (tampa, 
conservador, radiadores, janelas de inspeção, portas de caixas de controle, portas e tampas do 
compartimento do comutador de derivações em carga) e a integridade da solda do tanque. A corrosão 
do tanque deve ser um ponto de especial atenção. Quando localizado externamente, o compartimento 
do comutador de derivações em carga pode igualmente ser incluído na avaliação da condição do 
tanque. 
A seguir são descritos os principais aspectos a serem observados em uma manutenção, relacionados 
com o tanque de um transformador. 
� Inspecionar estado geral quanto a vazamentos de óleo isolante e estado de conservação 
(visível) das vedações; 
� Avaliar níveis de corrosão nas superfícies dos tanques e conservador; 
� Nível de óleo isolante do tanque principal do transformador; 
� Inspecionar estado de conexão de aterramento e travas das rodas para deslocamento; 
� Condição de limpeza; 
� Lubrificação das rodas. 
Transformador de Corrente (TC) 
Além do tanque, os transformadores de corrente (TC) merecem atenção da manutenção no que se 
refere a selagem das caixas de passagem, estado das conexões dos terminais e conservação das 
vedações das caixas terminais. A isolação da fiação externa deve estar em bom estado de 
conservação. 
Aterramento 
É importante verificar periodicamente estado de conservação do aterramento do tanque e sua 
conexão. É recomendável que exista apenas um ponto de conexão com a malha de terra por 
transformador. Todos os componentes metálicos do transformador em referencial zero de tensão 
devem se encontrar equipotencializados. 
 
 
 
143
5.6.2 Sistema de Preservação de Líquido Isolante e Conservador 
Considerando os distintos tipos de sistemas de preservação de líquido isolante, descritos no item 4.2, 
as ações de manutenção adotadas devem contribuir para manter a integridade destes, visando 
garantir a expectativa da vida útil do transformador no que se refere ao contato com umidade e 
oxigênio, dois fatores de fundamental importância nesta avaliação. Devido à integração com este 
sistema, as ações de manutenção do conservador também são abordadas neste item. 
Nos sistema externo ao conservador, os cuidados estão relacionados principalmente a possibilidade da 
existência de vazamentos nas tubulações de interligação com o transformador ou mesmo na própria 
bolsa. A implementação de rotina de inspeção para verificar a integridade da bolsa é indicada, já que 
a diminuição significativa de seu volume pode indicar a existência de vazamentos. 
Em sistemas internos ao conservador, a detecção de ruptura de bolsa ou membrana pode ser também 
efetuada através da existência de óleo interno as mesmas. Indícios do rompimento da bolsa ou 
membrana também podem ser observados na marcação equivocada do indicador de nível de óleo, já 
que com o rompimento da membrana pode existir um sobrepeso desta, alterando o funcionamento 
correto do indicador. 
Em transformadores, onde um material secante for usado como preservação do óleo isolante, a 
mudança de sua cor indica que o mesmo está saturado com umidade e que o ar que passa através do 
respirador permanecerá úmido. Recomenda-se que, a substituição do material secante deve ser 
realizada quando 50% do material alterar sua cor. Outro fator importante de constatação, é que a 
mudança da cor deve ser observada sempre a partir do lado da entrada do ar atmosférico, caso a 
coloração não ocorra nesta orientação ou mesmo não haja na evolução nesta “descoloração” durante 
vários meses, deve haver a existência de um vazamento de ar na tubulação da conexão do respirador. 
Os maiores cuidados com a manutenção do conservador de um transformador estão relacionados com 
a corrosão, devendo haver inspeção em intervalos planejados de acordo com a região, com utilização 
de espelhos que possam visualizar a parte superior do mesmo. 
Outro ponto importante relacionado com conservadores é a sua suportabilidade a realização de vácuo, 
devendo-se sempre verificar a necessidade do fechamento de válvulas de interligação com o tanque 
principal. 
A seguir são descritos os principais aspectos a serem observados em uma manutenção, relacionados 
com os sistemas de preservação de óleo isolante e conservador. 
� Verificar o estado de corrosão e pintura dos conservadores e demais partes metálicas do 
sistema de preservação; 
� Verificar o estado de saturação do material secante utilizado; 
� Verificar o estado de conservação das bolsas e membranas; 
� Verificar a estanqueidade do sistema; 
� Cuidados com a capacidade de suportar vácuo do conservador; 
 
 
144
5.6.3 Sistema de Resfriamento. 
Considera-se parte integrante do sistema de resfriamento do transformador: trocadores de calor, 
radiadores, ventiladores e bombas de circulação de óleo. 
Bombas de Circulação de Óleo 
Dois pontos merecem atenção especial do mantenedor quando da realização de manutenção em 
bombas de circulação de óleo: ruído e vibração. Na existência de anormalidade destas grandezas se 
faz necessário uma intervenção específica para verificação de itens como rolamento da bomba, 
diretamente relacionada com estas alterações. Outros fatores a serem levados em consideração pela 
manutenção são: vazamentos de óleo na própriamotobomba, tubulações e válvulas associadas, bem 
como a isolação da fiação de alimentação existente, comando e supervisão da bomba e do indicador 
de fluxo de óleo, quando houver. A seguir, são listados os pontos que merecem atenção durante a 
manutenção de bombas de circulação de óleo. 
� Medição de vibração, ruído e aquecimento das bombas; 
� Vazamento de óleo na motobomba e tubulações/válvulas associadas; 
� Existência de corrosão nas partes metálicas e estado da pintura; 
� Medição da corrente elétrica do motor; 
� Verificação do funcionamento manual e automático da motobomba; 
� Verificação da isolação da enfiação existente de força, comando e supervisão; 
� Verificar funcionalidade de ajustes do comando das motobombas; 
� Funcionalidade da indicação de fluxo de óleo, quando houver; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais. 
Ventiladores 
Similarmente às bombas de circulação de óleo, o ruído e a vibração do motor do ventilador são 
indicativos de defeito e devem ser investigados. Outro importante ponto de verificação é referente à 
obstrução do fluxo de ar direto, causadas por materiais poluentes (papel, plástico, folhas,...), devendo 
haver uma inspeção a intervalos planejados e curtos com esta finalidade de correção. Uma boa 
prática é a energização periódica e manual de ventiladores cuja operação não é contínua ou 
frequente. Para a segurança do pessoal de operação e manutenção, deve ser mantido o bom estado 
dos protetores das hélices do ventilador. A seguir, são listados os pontos que merecem atenção 
durante a manutenção de ventiladores. 
� Verificação de vibração e ruído ventiladores; 
� Existência de corrosão nas partes metálicas e estado da pintura; 
� Medição da corrente elétrica do motor; 
 
 
145
� Verificação do funcionamento manual e automático dos ventiladores; 
� Verificação da isolação da enfiação existente de força, comando e supervisão; 
� Verificar estado de hélices e grades de proteção; 
� Verificar funcionalidade de ajustes do comando dos ventiladores; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais. 
Radiadores 
A principal verificação realizada em radiadores é a inspeção quanto a existência de vazamentos de 
óleo no próprio componente, bem como nas tubulações e válvulas associadas. Os pontos mais típicos 
de vazamento incluem as junções dos flanges de conexão com válvulas, bombas de óleo, tubulações 
e os bujões para drenagem de ar. A eficiência do conjunto radiador-bomba-ventiladores é verificada 
pela a medição de temperatura de entrada e saída de óleo através de um termovisor. A seguir, são 
listados os pontos que merecem atenção durante a manutenção de radiadores. 
� Vazamento de óleo no radiador, junção dos flanges de conexão com motobomba, tubulações e 
válvulas associadas, bem como nos bujões de drenagem de ar; 
� Existência de corrosão nas partes metálicas e estado da pintura; 
� Eficiência do conjunto formado pelo radiador com os ventiladores e motobomba com 
termovisor, verificando temperatura de entrada e saída de óleo; 
� Funcionalidade da indicação de fluxo de óleo, quando houver. 
Trocadores de calor óleo/água 
O principal fator que influencia no rendimento de trocadores de calor óleo/água é a corrosão das 
partes metálicas devido à ação da temperatura e da própria água. Esta corrosão pode resultar no 
vazamento de óleo observado através da saída da água quando da existência de decomposição do 
material das aletas. Caso o transformador opere com a pressão da água maior que a pressão de 
circulação do óleo, esta corrosão pode ocasionar na falha do transformador devido a brusca entrada 
de água no equipamento. Neste caso, é importante avaliar a instalação de um redutor de pressão na 
tubulação de entrada de água a fim de evitar maiores danos quando de falhas na estanqueidade do 
trocador. Obstrução de tubulações por vegetação ou moluscos existentes nos reservatórios de água 
que suprem este sistema também comprometem a eficiência da troca de calor. 
Outro fenômeno que pode causar corrosão é a ação galvânica de metais não similares que é função 
dos tipos de metais usados na construção do trocador e das condições ambientais em que estes são 
operados. A corrosão ocorre geralmente entre metais não similares na parte mais baixa do resfriador, 
na articulação dos tubos e da folha do tubo, sendo notado rapidamente quando ocorrem os 
vazamentos de óleo. Em ambientes agressivos, as aletas dentro nos tubos de resfriamento sofrer 
corrosão e desintegração. 
 
 
146
� Funcionalidade das válvulas do circuito de alimentação de água; 
� Funcionalidade das indicações de fluxo de água e óleo, quando houver; 
� Vazamento de óleo no trocador de calor verificado através da tubulação de saída de água; 
� Vazamento de óleo através da junção dos flanges de conexão com motobomba, tubulações e 
válvulas associadas, bem como nos bujões de drenagem de ar; 
� Vazamento de água através das tubulações, flanges e válvulas associadas; 
� Existência de corrosão nas partes metálicas e estado da pintura; 
� Eficiência do conjunto formado pelo trocador e motobomba com termovisor, verificando 
temperatura de entrada e saída de óleo; 
5.6.4 Sistema de Supervisão, Proteção e Controle. 
Considera-se parte integrante do sistema de supervisão, proteção e controle, os seguintes 
componentes: 
Relé de Gás (ou Buchholz) 
Como qualquer dispositivo preenchido de óleo, o relé de gás está sujeito a vazamentos, sendo este 
um dos defeitos mais comuns neste componente devido à quantidade de pontos de possíveis, como 
os registros associados, as vedações existentes e as buchas de conexão com as bóias de 
acionamento. Existe relato pelas empresas concessionárias de atuações indevidas devido a alguns 
fatores como a penetração de umidade ou de animais peçonhentos, ou mesmo devido a defeitos 
associados à bóia de acionamento, como por exemplo, a migração de óleo para o interior das bóias 
(não maciças) resultando na atuação da mesma. A seguir, são listados os pontos que merecem 
atenção durante a manutenção de relé de gás: 
� Verificação de vazamentos através das vedações e buchas de conexão com enfiação das 
bóias; 
� Existência de corrosão nas partes metálicas e estado da pintura; 
� Verificar estanqueidade e conservação das bóias de acionamento do relé de gás; 
� Verificação da isolação da fiação existente de desligamento e supervisão, realizando se 
possível teste de isolamento; 
� Realizar, quando possível, atuações das bóias de alarme e desligamento para verificar 
funcionalidade; 
� Realizar limpeza, quando possível, do visor de presença de gases existente no relé; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais. 
 
 
 
147
A seguir são listadas possíveis causas para atuação, devida ou não, do relé de gás: 
� Existência de falha interna no transformador. 
� Baixo nível de óleo, sem indicação no visor de nível de óleo do conservador ou mesmo ação 
corretiva da manutenção antes da atuação do relé de gás; 
� Atuação severa de descargas parciais no transformador; 
� Sobreaquecimento severo resultando na decomposição do óleo / papel e consecutiva formação 
de gases; 
� Existência de bolhas de ar internamente ao transformador, após atividade de manutenção com 
manuseio do óleo isolante ou mesmo através de ingresso de ar atmosférico através das bombas 
de circulação de óleo; 
� Vibração excessiva ou choque mecânico no relé; 
� Baixo isolamento ou falha na isolação nos condutores ou terminais de alarme e desligamento 
do relé. 
Válvulade Alívio de Pressão 
O funcionamento adequado da válvula de alívio de pressão está ligado a dois aspectos específicos: a 
pressão definida para atuação da válvula e os componentes responsáveis pela sinalização de 
anormalidade (ou mesmo desligamento do transformador). Para tanto, é importante que não haja 
alteração na pressão definida pelo fabricante, sem consulta prévia ao mesmo, bem como o sistema de 
molas existente nunca devem ser desmontados sem que sejam tomadas todas as precauções de 
segurança apropriadas. A seguir, são listados os pontos que merecem atenção durante a manutenção 
da válvula de alívio de pressão: 
� Verificação de vazamentos de óleo através da vedação existente entre a válvula e o tanque 
principal; 
� Existência de corrosão nas partes metálicas, incluindo molas; 
� Verificar ressecamento das vedações; 
� Funcionamento dos contatos de alarme e desligamento, quando existir; 
� Verificação da isolação da fiação existente de desligamento e supervisão, realizando se possível 
teste de isolamento; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais. 
Indicador de Nível de Óleo Isolante 
Quando da ocorrência de uma indicação equivocada de nível de óleo, os problemas mais comuns 
identificados pelas empresas concessionárias são: defeito no flutuador localizado internamente ao 
conservador (ou transformador), falha nos contatos, baixa isolação da enfiação e falha na indicação 
do ponteiro, através do sistema de imã magnético existente. A seguir, são listados os pontos que 
 
 
148
merecem atenção durante a manutenção do indicador de nível de óleo: 
� Verificação de vazamentos de óleo através da vedação existente entre o indicador e o 
conservador (ou tanque principal); 
� Verificar, sempre que possível, o funcionamento dos contatos de alarme; 
� Verificar, sempre que possível, a funcionalidade do sistema de indicação de nível de óleo; 
� Verificar, sempre que possível, a integridade do flutuador existente internamente ao 
transformador. Este componente pode se encontrar “preso” sob membrana ou bolsa do sistema 
de preservação existente no conservador ou mesmo com óleo contido internamente ao 
flutuador, influenciando no funcionamento do mesmo; 
� Verificação da isolação da fiação existente de desligamento e supervisão, realizando se possível 
teste de isolamento; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais. 
Indicadores da temperatura do óleo isolante e do enrolamento 
As indicações de temperatura do óleo isolante e do enrolamento são importantes parâmetros na 
avaliação do comportamento operacional de um transformador, influenciando diretamente na análise 
de carregamento. Nos modelos analógicos, os defeitos estão mais associados a calibração dos 
indicadores e defeitos nos ponteiros de indicação de temperatura. Nos modelos digitais, existem 
registros de fragilidade de monitores em locais com alta temperatura ou mesmo ação direta de 
radiação solar. Em ambos os tipos, problemas de falta de óleo nas cubas dos sensores e propriamente 
nos sensores, é motivo de defeitos neste tipo de supervisão. A seguir, são listados os pontos que 
merecem atenção durante a manutenção dos indicadores de temperatura: 
� Verificação do estado de conservação do capilar, visor, ponteiro e amortecedores de fixação; 
� Verificar a existência de pontos de corrosão; 
� Testar, sempre que possível, a funcionalidade da atuação do alarme (e desligamento, se 
houver) dos indicadores. Caso necessário, ajustar e aferir; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais; 
� Verificação da isolação da fiação existente de desligamento e supervisão, realizando se possível 
teste de isolamento; 
� Verificar, periodicamente, a existência de óleo isolante conforme indicado nas “cubas” dos 
sensores de temperatura, bem como o estado de conservação dos próprios sensores; 
� Verificar a parametrização dos valores informados nos termômetros digitais quando da 
instalação de unidades novas. 
 
 
 
149
Controle do Sistema de Resfriamento 
A manutenção preventiva periódica associada aos componentes elétricos / eletrônicos existentes nos 
armários de comando e controle dos transformadores é baseada principalmente na prevenção contra 
aquecimento das conexões elétricas existentes. Para tanto, são adotadas ações periódicas de 
verificação do torque adequado as conexões terminais dos componentes e réguas, bem como a 
implementação de uma rotina de inspeção termovisiva para a verificação de aquecimentos. Além 
destas ações a manutenção da vedação das portas, do material selante isolante e a limpeza dos 
componentes contribui para minimização dos defeitos neste sistema. 
� Verificação periódica da existência de aquecimento nas conexões elétricas através de inspeção 
termográfica; 
� Verificação do torque das conexões elétricas nos componentes elétricos / eletrônicos e nas 
réguas terminais; 
� Verificar a lubrificação de dobradiças e fechaduras; 
� Verificação da isolação da enfiação existente, realizando se possível teste de isolamento; 
� Aplicar se necessário selante de silicone (não acético) nas caixas terminais para evitar entrada 
de umidade e animais; 
� Verificar estado de corrosão das superfícies metálicas e realizar tratamento anticorrosivo; 
� Realizar limpeza interna ao armário; 
� Verificar estado da vedação da porta e corrigir, se necessário; 
� Realizar medição de corrente com alicate amperímetro, comparando entre fases, para verificar 
balanceamento, sobrecarga ou mau funcionamento de algum componente de resfriamento do 
transformador; 
� Verificar, e corrigir se necessário, iluminação e aquecimento interno do armário; 
� Verificar periodicamente a funcionalidade do comando e controle do transformador; 
5.6.5 Sistema de Conexão (Buchas) 
As principais práticas de manutenção aplicadas as buchas estão relacionadas a preservação e 
verificação do estado de sua isolação. Práticas de medição periódica de fator de potência da isolação, 
capacitância ou análises DGA a intervalos planejados, são comuns na adoção de políticas de 
manutenção aplicadas a buchas condensivas. Devido ao caráter repentino de alguns tipos de falhas 
em buchas e as consequências severas à instalação (com ocorrência de explosão e incêndio), é 
comum a implementação de monitoramento on-line contínuo em buchas. A seguir, são listados os 
pontos que merecem atenção durante a manutenção de buchas: 
� Verificação da limpeza das porcelanas; 
� Verificação de existência de vazamentos de óleo isolante; 
� Verificação periódica da integridade da isolação com ensaios de fator de potência / capacitância 
 
 
150
ou análise DGA a intervalos planejados; 
� Sempre que possível, verificar a condição de aterramento do tap capacitivo através da tampa; 
� Verificar a existência de pontos de corrosão; 
� Verificar (ou reparar) para-raios ou centelhadores. 
5.7 Secagem da Isolação 
A celulose é um material polimérico natural e as cadeias moleculares que a compõem quebram 
quando expostas às altas temperaturas. Esta despolimerização da isolação sólida é acelerada na 
presença da umidade, do oxigênio e dos ácidos resultantes da deterioração do óleo. O aumento de 
1% no índice de umidade do papel tem o mesmo efeito que um aumento de 6-8°C na temperatura, 
pois dobra a taxa de despolimerização. O papel envelhecido se torna frágil e perde sua propriedade 
elástica, sendo que em caso de um curto-circuito ou impacto no transporte, a isolação pode romper, 
causando falha dielétrica. 
A figura 5.28 ilustra como asecagem de um transformador pode aumentar sua expectativa de vida 
útil gerando assim benefícios financeiros. Apesar do fato de existirem vários motivos que podem levar 
um transformador a falhar, o envelhecimento da isolação é o principal parâmetro para determinar o 
fim de sua vida útil. 
Como exemplo, reduzindo a umidade da isolação sólida de um transformador, de 3% para 1%, 
podemos estender sua da vida útil em aproximadamente 20 anos. 
 
Figura 5.28: Influência da temperatura e umidade na expectativa de vida 
A umidade no óleo, especialmente quando associada com partículas, reduz significativamente a sua 
rigidez dielétrica e aumenta o risco de descarga eletroestática, e descarga parcial entre as fibras do 
papel “tracking”. 
 
 
151
 
Figura 5.29: Influência umidade e partículas na rigidez dielétrica 
 
O alto teor de água na celulose reduz a confiabilidade do transformador em função do aumento da 
possibilidade de formação de bolhas em situações da sobrecarga ou no carregamento repentino, 
devido ao aumento rápido na temperatura. 
 
Figura 5.30: Temperatura para formação de bolha em função 
do índice de umidade na isolação sólida 
Uma forma consagrada de avaliar a quantidade de água no transformador é através do gráfico da 
NBR-5416 “Teor de água no óleo (ppm) X % de umidade no papel (por massa)”, que mostra a 
relação entre teor de água no óleo (ppm) e no papel (%), em função da temperatura da amostra, 
considerando o transformador higroscopicamente estabilizado. 
 
 
152
Conhecendo a porcentagem (%) de água e a massa no papel do transformador, pode-se avaliar a sua 
quantidade de água. Como referencia, estima-se que o peso de papel no transformador seja em torno 
de 12% em massa da sua parte ativa. 
TABELA 5.21 – Limites das diversas normas de % de agua no papel 
 
% URSI % água papel - ASTM D 3277 
<242 kV ≥242 kV <242 kV ≥242 kV 
SCM/CFQ - 093 1,5 máx. 1,0 máx. - - 
SCM/GTMS 019 0,5 
(TR novo) 
0,5 
(TR novo) 
- - 
NBR 7037 - 1993 1,0 máx. 
(TR novo) 
1,0 máx. 
(TR novo) 
- - 
NBR 5416 - 1997 - - 2,0 máx. 1,5 máx. 
 
 
Figura 5.31 - Solubilidade de agua no óleo ver fonte, linha tracejada e aplicar exemplo. 
A figura 5.31 relaciona a temperatura do óleo com o teor de água de saturação em óleo novo (linha 
cheia) e óleo oxidado com acidez de 0,30 mg KOH/g (linha pontilhada). O teor de água de saturação, 
a uma dada temperatura, é a concentração máxima em que a água permanece solubilizada no óleo, 
ou seja, acima desta concentração, qualquer quantia de água adicionada, ficará na forma de água 
livre, como uma gotícula em suspensão (o óleo começará a ficar turvo). 
 
 
153
O ponto de saturação da água no óleo aumenta com o aumento da temperatura. Por exemplo, para 
um óleo novo: 
� teor de água de saturação a 30° C = 80 mg/kg; 
� teor de água de saturação a 40° C = 120 mg/kg. 
O ponto de saturação da água no óleo também aumenta à medida que o óleo torna-se mais oxidado, 
como mostrado no gráfico: 
� teor de água de saturação a 40° C para óleo novo = 120 mg/kg; 
� teor de água de saturação a 40° C para óleo oxidado com acidez de 0,3 mg KOH/g = 200 
mg/kg. 
Referência Bibliográfica: 
� ABNT NBR 10576: 2012 – “Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos – Diretrizes para 
supervisão e manutenção” (páginas 6 e 7). 
 
Figura 5.33 – Relaciona o teor de agua no óleo e a porcentagem de umidade no papel, em função da 
temperatura da amostra. 
Exemplo: Para um transformador com 10.000 litros de óleo, estimando 1.000 kg de isolação sólida, 
com a amostra de óleo sendo tirada a uma temperatura de 40ºC e apresentando 40 ppm de umidade, 
estima-se que o teor de umidade seja em torno de 4 %, ou seja, 0,4 litros contidos no óleo e 40 litros 
na isolação sólida. 
 
 
 
154
Aplicar um processo de secagem a um transformador em campo, seja devido ao alto teor de umidade 
do sistema de isolação papel/óleo detectados nos ensaios físico químicos, ou após um reparo que 
exigiu a retirada do óleo e exposição da parte ativa, ou mesmo em um transformador novo recebido 
com umidade acima dos limites exigidos, é uma decisão técnica importante que deve ser analisada 
com critério para que seja escolhida o melhor método que garanta o melhor custo beneficio de tal 
forma a garantir confiabilidade operativa e prolongar sua vida util. 
Como visto anteriormente, a maior parte da água contida em um transformador encontra-se na 
isolação sólida, a qual pode reter, dependendo da temperatura, até 99%, enquanto o restante está 
dissolvida no óleo. Isto significa que em um transformador de potência a quantidade de água na 
isolação sólida pode alcançar centenas de litros, enquanto que no óleo seu volume seria de apenas 
alguns litros. 
Um fator importante que deve ser considerado para investir em manter o transformador sempre seco, 
consiste no fato de que ele pode ser mais carregado que um com maior teor de umidade, e ainda que 
a expectativa de vida de seu sistema da isolação sólida é maior. 
A contaminação por umidade em um transformador pode ser proveniente de diversas fontes: 
� Remanescente do processo de fabricação e sem o devido controle antes do enchimento; 
� Falha no monitoramento durante o transporte ou na montagem, onde se permitiu a penetração 
de umidade e não se fez uma avaliação adequada antes do enchimento; 
� Entrada de ar úmido em transformadores não selados devido a manutenção inadequada no 
dessecante; 
� Ingresso da umidade através de falha das vedações; 
� Envelhecimento da celulose, pela quebra da cadeia carbônica; 
� Absorção da umidade durante manutenção (inspeção da parte ativa, substituição de bucha, 
troca de radiadores e componentes em contato com o óleo isolante); 
� Enchimento do transformador com óleo sem controle do teor de umidade e rigidez dielétrica. 
Durante intervenções longas, onde há necessidade da retirada da parte ativa da sua caixa, é 
importante que o trabalho seja realizado em ambiente controlado, com baixa umidade e partículas em 
suspensão, bem como mantê-la coberta, deixando exposta somente a região que esteja sendo 
trabalhada, como exemplo de melhor pratica pode-se citar: 
� Utilizando barraca com atmosfera controlada e insuflamento contínuo de ar seco; 
� Voltando ao final do expediente de trabalho a parte ativa em sua caixa, retornando a tampa, 
aplicando vácuo, e pressurizando com ar seco; 
� Retornar a parte ativa a sua caixa, cobrindo-a com uma lona e mantendo insuflamento de ar 
seco; 
� Se não for possível retornar a parte ativa em sua caixa, envolve-la com uma lona (envelopar) e 
manter insuflamento de ar seco. 
 
 
155
Durante as inspeções visuais na parte ativa, ou atividades da manutenção em que o óleo é 
parcialmente ou completamente drenado, deve-se manter sempre uma pressão positiva ou um fluxo 
continuo de ar seco. 
Existem vários métodos de secagem, que serão explorados nos próximos tópicos, e todos são 
dependentes do tempo, da temperatura e em muitos casos do nível de vácuo aplicado. Secar a parte 
ativa de um transformador é um processo que pode ser lento e tentar acelera-lo pode ter um impacto 
direto no custo e na qualidade. 
Outro item também de muita importância para a decisão da melhor técnica e custo/beneficio a ser 
aplicado na secagem da parte ativa, é a necessidade da retirada do transformador do sistema, uma 
vez que pode permanecer durante semanas fora de operação e com isso afetar a saúde financeira das 
concessionarias, e podendo também causar prejuízo à sociedade no caso de falha da unidade que 
assumiu a carga. 
Por essa razão, os principais processos de secagem estão separados em dois blocos: 
� Secagem on-line, com o transformador emoperação; 
� Secagem off-line, com o transformador fora de serviço. 
5.7.1 Secagem On-Line, com o Transformador em Operação. 
5.7.1.1. Tratamento Termovácuo 
Esse processo utiliza uma maquina de tratamento de óleo isolante, com sistema de retirada de 
umidade por termovácuo, de funcionamento automático para secagem de transformadores em regime 
energizado, a qual é projetada especificamente para desumidificação, desgaseificação e filtragem de 
óleo com o transformador energizado. 
Esse processo utiliza a propriedade de migração de umidade do papel para o óleo quando o 
transformador está aquecido, ou seja, com carga elevada, pois como a maquina trabalha em regime 
continuo, quando o transformador está aquecido boa parte da umidade contida no papel é transferida 
para o óleo, e como o óleo passa por processo de secagem pela termovácuo, a umidade é retirada e 
não mais retorna para o papel, em processo continuo. 
Esse processo, além de desumidificar o óleo, próximo a 5 ppm, também possibilita a extração dos 
gases dissolvidos, pois grande parte dos gases serão extraídos e após o termino do processo aos 
poucos todos ou um parte deles voltarão até a estabilização. Durante o processo de desumidificação, 
a analise de DGA pode ser mascarada pela desgaseificação. O conteúdo de partículas contidas no óleo 
do transformador também é reduzido, o que também é uma excelente característica. 
Esse equipamento opera normalmente com vazão variável, na ordem de 500 até 2.000 l/h, e possui 
um sistema de controle de temperatura, de tal forma que o óleo que circula pela câmara de 
desgaseificação e desumidificação não exceda aos 60ºC (+/- 5ºC), pois acima dessa temperatura 
pode haver degradação do óleo isolante, assim caso o óleo esteja acima, a pressão de vácuo é 
reduzida para proteção das características do óleo. 
 
 
156
O custo beneficio desse processo é atrativo caso se tenha alguns transformadores a serem secos, pois 
há o custo inicial da compra do equipamento porem o custo operacional é muito baixo. Caso não haja 
muitos transformadores com necessidade de secagem energizada, podem ser aplicados outros 
métodos com custo menor do equipamento, porem com custo operacional maior, portanto há de se 
fazer o comparativo para cada realidade. 
5.7.1.2 Filtros Absorvedores de Umidade 
Esta técnica utiliza um sistema de filtragem por cartuchos que tem a capacidade de absorver a 
umidade dissolvida no óleo isolante, garantindo baixo teor de umidade no óleo na saída da máquina, 
a valores menores que 10 ppm, bem como elevação da rigidez dielétrica. 
Este sistema não interfere no acompanhamento de gases dissolvidos e também não remove os 
inibidores de oxidação do óleo e opera a uma baixa vazão constante e na ordem de 1.100 l/h. Possui 
pressostato de desligamento automático e indicação de pressão alta no compartimento de filtro, 
indicando sua saturação. 
Para determinar quando os elementos devem ser trocados e a quantidade de água que está sendo 
retirada, deve-se fazer o ensaio periódico do conteúdo de água na entrada e na saída da máquina. A 
umidade na saída começará a aumentar à medida que o elemento aproxima-se de sua capacidade de 
remoção de água. O processo não liberará a umidade de volta para o óleo, entretanto, se os 
elementos não estiverem retirando umidade, o processo não será efetivo. A quantidade de elementos 
necessários e o intervalo de troca variam de acordo com o conteúdo de água e a taxa de 
transferência de umidade da parte ativa do transformador para o óleo. 
Este sistema apresenta um custo inicial relativamente baixo frente a um custo operacional elevado, 
devido ao número de filtros a utilizar durante o processo de secagem, pois a retenção de umidade é 
reduzida. 
5.7.1.3 Peneira Molecular 
As peneiras moleculares são zeólitas, que é um grupo numeroso de minerais que possuem uma 
estrutura porosa. Esse nome provem da observação de que após o aquecimento rápido de um mineral 
natural, as pedras começavam a saltitar à medida que a água se evaporava, em que do grego 
significa "pedra que ferve". 
São compostos de alumínio e silício (alumino-silicatos) altamente alcalinos e com alto grau de 
ordenação microscópica. Existem zeólitas naturais e sintéticas; as sintéticas são as utilizadas, 
comumente para a obtenção de álcool etílico anidro a partir de álcool hidratado. 
A característica principal das zeólitas sintéticas é ter poros microscópicos de diâmetro preciso e 
grande área superficial. Geralmente apresentam-se como partículas do tamanho de ervilhas. 
Na indústria as zeólitas são usadas no processo de desidratação do álcool etílico com poros de 
diâmetro de cerca de 3 angstroms. Esse diâmetro de poro é muito pequeno para moléculas de álcool, 
que têm cerca de 4,4 angstroms de diâmetro, mas são suficientemente grandes para que moléculas 
 
 
157
de água, que têm cerca de 2,8 angstroms de diâmetro. É este método seletivo das peneiras 
moleculares o responsável pelo termo “peneira” em sua denominação. 
São compostos de uma rede tridimensional de tetraedros ( e ) ligados entre si pelos átomos 
de oxigênio, originando assim uma estrutura microporosa compensada eletronicamente por outros 
cátions como por exemplo, , , , . A existência de cavidades e de canais regulares de 
tamanho molecular na estrutura das zeólitas permite a captura de moléculas de agua em seu interior. 
A agua nos canais é facilmente desprendida com o aquecimento. Esse processo de captura seletiva 
depende da estrutura particular da zeólita, ou seja do tamanho do poro, e do tamanho das moléculas, 
podendo assim ser usada como peneira molecular. 
A sua estrutura cristalina complexa origina diversas variações de estruturas porosas tendo cada uma 
diferentes capacidades de armazenamento de agua em seus poros. 
A zeólita usada normalmente em óleo mineral isolante tem granulometria de 2,5 a 5 mm e com 
diâmetro de poro de 4 Å, e com possibilidade de recuperação. 
A maquina de secagem desse processo é construída por colunas que acondicionam o material 
adsorvente, uma bomba mecânica para circular o óleo do transformador pelas colunas com o material 
adsorvente, eletroválvulas, filtros coalescentes e sensores de temperatura, de pressão e de vácuo. A 
forma de ligar se iguala as demais maquinas que se propõem a realizar a secagem com o 
transformador em operação, equipada de todas as proteções necessárias para operação com 
segurança. 
Para recuperação da peneira molecular utiliza-se um forno de 350ºC, com controle de elevação de 
temperatura, depois ela passa por lavagem com vapor d’agua a 100ºC, através de uma caldeira a 
vapor em uma coluna de inox, em seguida é seca em um forno a 350ºC por 24 horas. 
Possui excelente capacidade de extração de agua do óleo mineral isolante e não altera as 
características físico químicas e os gases combustíveis do transformador, bem como pode ser 
instalado filtro para retenção de partículas. 
 
A figura 5.34, mostra a estrutura molecular da zeólita. 
 
 
 
158
 
Figura 5.34 – Estrutura molecular da zeólita. 
 
As notas a seguir são comuns aos três métodos apresentados: 
� O óleo é succionado pelo registro inferior do transformador e retorna pelo registro do tanque 
de expansão; 
� A vazão não deve ultrapassar a 10% do volume do transformador, a fim de evitar problemas de 
turbulência de óleo na parte ativa, evitando o fenômeno de cargas estáticas; 
� Estes sistemas são projetados para operação continua totalmente desassistida, de forma segura 
e sem necessidade de supervisão. As mangueiras são providas de válvulas solenoides e de 
retenção em suas extremidades ligadas ao painel principal de controle, assim caso ocorra perda 
de fluxo, com exemplo devido a vazamento nasmangueiras, a máquina é desligada e as 
solenoides interrompem a circulação de óleo; 
� A eliminação de bolhas de ar, principalmente no inicio da circulação do óleo, é garantida pelos 
procedimentos de evacuação do ar da máquina e mangueiras por uma bomba de vácuo 
conectada no sistema; 
� Deve-se tomar o cuidado de adicionar óleo na maquina antes do inicio do processo, para evitar 
baixo nível de óleo no transformador; 
� O tempo de secagem varia em função da quantidade de papel do transformador e do teor de 
umidade, bem como do volume de óleo do transformador, podendo variar de 1 a 3 meses, para 
um processo apresentar boa eficiência; 
� O sistema de secagem deve ser certificado quanto a ausência de PCB. 
 
 
 
159
5.7.2 Secagem Off-line, com o Transformador Fora de Serviço. 
5.7.2.1 Secagem por Alto Vácuo 
Este método é considerado muito eficiente, rápido e econômico, comparado a outros métodos, onde o 
ar e os vapores são bombeados do transformador por um conjunto de alto vácuo, composto por uma 
bomba mecânica e um Buster (Roots). 
É recomendado para secagens onde o valor da umidade contida no transformador não esteja muito 
elevada, ou seja, que a URSI esteja abaixo de 2,5% para transformadores usados e 1,5% para novos. 
Verificar se o transformador e seus acessórios suportam vácuo pleno, bem como interligar o 
comutador de derivação em carga (CDC) 
O tempo de vácuo deve variar de acordo com o volume do transformador e o seu teor de umidade, 
normalmente varia de 24 a 72 horas, depois do ciclo de vácuo, o transformador deve ser pressurizado 
com gás inerte e seco, a pressão de 0,2 kg/cm², repousar por 24 horas, e fazer o ensaio de URSI 
para avaliação, caso não se tenha obtido o valor adequado, deve ser analisado a viabilidade de se 
repetir o ciclo, ou adotar outro método, se este não está sendo eficiente. Preferencialmente o tanque 
de expansão e os radiadores não devem fazer parte do volume sob vácuo. 
Esta técnica baseia-se na propriedade física da reduzir a temperatura de vaporização da água pela 
diminuição da pressão. 
Pelas leis da termodinamica a pressão de vapor é aquela exercida quando a pressão está em 
equilíbrio com o líquido, ou seja, a quantidade de agua que evapora é a mesma que se condensa. A 
pressão de vapor é uma medida da tendência de evaporação de um líquido. Quanto maior for a sua 
pressão de vapor (vácuo), mais volátil será o líquido, e menor será sua temperatura de ebulição. 
Um líquido entra em ebulição quando a pressão do sistema atinge a sua pressão de vapor, ou seja, 
seu ponto ou temperatura de ebulição. 
Em locais com maior altitude, onde a pressão atmosférica é menor, a temperatura de ebulição é mais 
baixa já que sua pressão de vapor precisa se igualar a um valor menor, considerando que o sistema é 
aberto. 
Podemos então considerar que todo o líquido evapora, mesmo estando abaixo de sua temperatura de 
ebulição, uma vez que ocorre naturalmente o equilíbrio entre a pressão que o líquido exerce sobre as 
moléculas na superfície que se encontram na forma de vapor. Quando a pressão do vapor diminui, há 
uma maior evaporação do líquido para que novas moléculas se tornem vapor e atinjam o equilíbrio. 
A tabela 5.22 mostra como a variação da pressão altera a temperatura do vapor da agua, portanto 
para que seja obtida uma secagem eficiente há necessidade de se controlar a pressão de vácuo do 
transformador. 
Outra propriedade importante do vácuo é que ele é um excelente isolante térmico, portanto a 
 
 
160
temperatura ambiente e a inicial do processo são extremantente importantes para uma secagem 
eficiente e devem ser consideradas para o nivel de vácuo que se deve atingir. 
TABELA 5.22 – Relação da pressão com a temperatura do vapor da agua 
Pressão Relativa Temperatura de Vapor 
mBar ºC 
10 6,7 
15 12,7 
20 17,2 
25 20,8 
30 23,8 
40 28,6 
50 32,5 
60 35,8 
80 41,2 
100 45,4 
112 49,1 
 
Nos processos de secagem da parte ativa de transformadores, alguns requisitos são importantes para 
garantir a eficiencia do sistema, tais como: 
� Para transformadores acima de 10m³, a vazão do conjunto de alto vácuo não deve ser inferior 
a 1.000 m³/h; 
� Deve-se medir a pressão de vácuo através de instrumento eletrônico de precisão aos níveis 
requeridos para conseguir a evaporação da agua, ser instalado em ponto superior do tanque e 
distante ao ponto de conexão do vácuo. Considerando a tabela 5.22, se a temperatura 
ambiente for em torno de 24º C, deve atingir um vácuo menor que 30 mBar; 
� O comprimento da tubulação entre o conjunto de vácuo e o transformador deve ser a menor 
possível, com diâmetro adequado, na faixa de 50 a 100 mm sem sofrer redução e sem pontos 
mais baixos (sifão), onde possa acumular óleo; 
� Deve ser verificado a estanqueidade do transformador, com pressão positiva antes de se iniciar 
o processo; 
5.7.2.2 Secagem por Circulação de Óleo Quente e Vácuo 
Este método é considerado muito eficiente, e de simples aplicação para secagens onde o valor da 
umidade contida na parte ativa esteja elevada, ou seja, que a URSI esteja superior a 2,5% para 
transformadores usados e 1,5% para novos. 
Aplicando os princípios da termodinâmica, o óleo é utilizado para aquecer a parte ativa (núcleo e 
bobinas) e assim propiciar melhores condições de retirada de umidade pelo processo de alto vácuo, 
uma vez que a parte a ativa estando aquecida, a baixa pressão gerada pelo vácuo irá facilitar a 
 
 
161
extração da umidade, bem como funcionar como isolante térmico, portanto terá menor perda pela 
dissipação do calor. 
Deve-se verificar se o transformador e seus acessórios suportam vácuo pleno, bem como interligar o 
comutador de derivação em carga (CDC) 
Neste método, o transformador é cheio de óleo, até que a parte ativa esteja totalmente coberta, o 
volume necessário normalmente atinge 70 a 80 % do total do transformador. Depois se inicia o 
processo de circulação do óleo, extraindo do registro inferior circulando por uma máquina de 
tratamento de óleo e retornando ao transformador através da válvula superior. 
Para que se tenha maior rendimento do processo, as válvulas dos radiadores devem ser fechadas, 
para reduzir a troca térmica. O transformador também deve ter sua pressão equalizada com a 
atmosfera, pelo respiro de sílica-gel. 
Depois de atingido a estabilização térmica, entre a entrada e saída da maquina de tratamento de óleo, 
ou seja, a diferença de entrada e saída deve-se manter constante, deve-se manter a circulação por 
mais de 24 horas. 
A temperatura da maquina de tratamento a ser utilizada nesse processo, para que não haja 
fracionamento ou oxidação do óleo, deve ser de 60ºC (+/- 5ºC) caso se aplique vácuo na câmara, ou 
de até 80ºC (+/- 5ºC), caso não seja aplicado vácuo da câmara, uma vez que esse óleo deve ser 
utilizado para enchimento definitivo do transformador. 
Depois de atingida a estabilidade térmica e passadas 24 horas, o óleo deve ser retirado por bomba de 
alta vazão e aplicado vácuo, imediatamente a seguir para que não haja perda térmica. 
Preferencialmente o tanque de expansão e radiadores não devem fazer parte do volume sob vácuo. O 
tempo de aplicação de vácuo recomendado é de 24 a 72 horas, dependendo do teor de umidade 
inicial e do volume do transformador. 
Depois o transformador deve ser pressurizado com gás inerte seco, a pressão de 0,2 kg/cm², e 24 
horas após deve ser realizado ensaio de URSI, caso ainda não seja atingido o valor desejado, deve-se 
reavaliar a viabilidade de se repetir esse método ou aplicar nova metodologia, considerando o ganho 
de secagem adquirido. 
5.7.2.3 Secagem por Aspersão de Óleo Quente (Hot Oil Spray) 
Este método é de aplicação maiscomplexa, comparado com os anteriores. Indicado para secagens 
onde o valor da umidade contida na parte ativa esteja elevada, ou seja, que a URSI esteja superior a 
2,5% para transformadores usados e 1,5% para novos. 
Consiste em aspergir óleo quente sobre as bobinas do transformador, utilizando volume reduzido de 
óleo, ou seja, cerca de 10 a 15% do volume total do transformador, de forma a que as bobinas não 
fiquem imersas no óleo, pois assim dificultaria a extração da umidade pelo vácuo, uma vez que o 
transformador permanece sob vácuo durante a circulação do óleo. 
 
 
162
Nesse processo são montados bicos aspersores direcionados nas bobinas do transformador, utilizando 
as escotilhas superiores para fazer a montagem da tubulação. 
A temperatura do óleo não deve ultrapassar a 60ºC (+/- 5ºC) sob risco de seu fracionamento ou 
oxidação, visto que esse óleo poderá ser reutilizado no enchimento final. Todavia caso não haja 
interesse de reutilização, bem como para melhorar a eficiência do processo, pode-se circular o óleo a 
80ºC (+/- 5ºC). Recomenda-se utilizar uma bomba auxiliar para retirada do óleo, visto que o 
transformador permanece sob vácuo durante o processo, o que dificulta a extração do óleo pelo 
registro inferior. 
O tanque de expansão e radiadores devem ser isolados para reduzir o volume sob vácuo, bem como 
as perdas térmicas, em que recomenda-se revestir o transformador com mantas térmicas e lona a 
prova de água. De maneira mais simples para controlar a temperatura do transformador, mede-se a 
temperatura de entrada e saída do óleo, de tal forma a atingir um equilíbrio, que depois de atingido, 
deve permanecer por 5 a 8 dias, dependendo do volume do transformador e do teor de umidade 
inicial. 
Depois de concluído o ciclo, o óleo do transformador deve ser drenado, e submetido a processo de 
vácuo por no mínimo 24 horas, monitorando-se a pressão. Depois deve ser pressurizado com gás 
inerte seco, a pressão de 0,2 kg/cm², e 24 horas após deve ser realizado ensaio de URSI, caso ainda 
não seja atingido o valor desejado, deve-se reavaliar a viabilidade de se repetir esse método ou 
aplicar nova metrologia, considerando o ganho de secagem adquirido. 
5.7.2.4 Secagem por Vapour-phase 
A eficiência de secagem desse processo é excelente, bem como o tempo é o mais curto de todos os 
métodos conhecidos. 
Consiste na aspersão de solvente, querosene ou isoparafina, no estado vapor sobre a isolação do 
transformador. Para tanto, o solvente é aquecido à temperatura da ordem de 130ºC, sendo que neste 
caso a temperatura da isolação pode chegar à casa dos 115ºC. 
No sistema vapour phase, vapores do solvente que possuem a característica de alto poder de 
penetração, atingem até os pontos mais internos da isolação e são utilizados como transportador de 
calor. Quando os vapores do solvente entram em contato com a parte ativa do transformador, o calor 
latente do solvente é transmitido, e a distribuição do calor é mais uniforme e rápida. 
Esse processo nas fabricas é empregado numa primeira etapa na fase de prensagem e impregnação 
das bobinas. Após a montagem das bobinas no núcleo e ferragens, toda a parte ativa é submetida 
novamente ao processo de secagem e depois é feita a prensagem final. 
Devido aos valores elevados de temperatura que os enrolamentos são expostos, é reduzido o grau de 
polimerização, que em um papel craft novo é na ordem de 1.200, ao final do processo pode atingir 
cerca de 1.000. 
Para avaliação do término do processo, é quantificada a agua condensada resultante. O sistema é 
 
 
163
microprocessado e possui curvas experimentais que indicam, em função do peso do papel utilizado na 
construção, qual o tempo de se parar o processo. Ao final é medido em laboratório a umidade do 
papel pelo método do karl fisher, através de um corpo de prova de sacrificio. 
A imagem abaixo mostra o tempo de secagem para diferentes aplicações. Como se vê, a circulação de 
óleo de secagem é um relativamente longo, comparado com o vapour phase 
 
Figura 5.35 – Desempenho de diferentes tipos de secagem. 
5.7.2.5 Secagem Criogênica 
A secagem criogênica consiste de um conjunto de vácuo de alta capacidade, associado a um 
condensador com uma mistura de gelo seco e acetona. 
Como referencia o condensador de gelo seco possui uma área de resfriamento de aproximadamente 
12.000 cm² e com capacidade de 70 kg de gelo seco. Na montagem do sistema, o transformador, 
condensador e o conjunto de alto vácuo são ligados em série, sendo que o condensador deve ser 
instalado o mais próximo possível do transformador e ligado a este por uma tubulação de 8” de 
diâmetro. 
O principio de operação baseia-se no gradiente de pressão do vapor d’agua que se estabelece entre a 
superfície da isolação do transformador e a câmara fria do condensador. A pressão do vapor d’agua a 
-80ºC, que é temperatura da câmara fria do condensador, é de 0,0004 mmHg e a pressão parcial de 
equilíbrio do vapor d’agua á 18ºC é de aproximadamente 0,04 mmHg, para um teor de umidade de 
0,5 % na isolação. 
Essa relação 100:1 no gradiente da pressão de vapor faz com que se consiga uma grande eficácia da 
migração da umidade da isolação para a câmara fria. A relação varia dependendo da temperatura na 
isolação e da concentração de umidade. Sem esse condensador de vapor criogênico, a melhor relação 
possível seria de 10:1. 
 
 
164
Para avaliação do processo de secagem, diariamente deve-se retirar o reservatório de gelo/acetona 
do condensador e efetuar a raspagem, medindo o volume de condensado, esse volume deve ser 
reduzido diariamente até a estabilização, o que indica que o processo pode ser interrompido, podendo 
então pressurizar o transformador para medição da URSI e decidir por interromper o processo ou dar 
seguimento. 
Esse processo é bastante eficiente para retirada de umidade interna dos enrolamentos, sendo que o 
tempo de secagem é reduzido em relação ao alto vácuo, para transformadores com elevado teor de 
umidade, acima de 2,5%, porem há dificuldade com a construção do dispositivo e tubulação, bem 
como com a aquisição de gelo seco e acetona em grande quantidade e regiões de poucos pontos de 
fornecimento. 
5.7.2.6 Secagem por Circulação de Corrente a Baixa Frequência (LFH) 
O método LFH, baseia-se na aplicação progressiva de corrente nos enrolamentos a fim de aquecer o 
transformador de forma mais eficaz a uma temperatura ideal e segura na faixa de 110ºC. O método 
sugere aplicar uma corrente de frequencia na faixa de 1 a 50 mHz, e como referencia pratica, na faixa 
de 0,05 a 0.0015 Hz. Suas principais vantagens são: 
� A tensão de impedância é muito reduzida com baixa frequência, ou seja, a tensão aplicada é 
baixa. O LFH é aplicado após a retirada do óleo, e a aplicação tensão é baixa a fim de eliminar 
qualquer risco de flashover entre as espiras, devido a alta conditividade do vácuo. 
� O fluxo de dispersão é desprezível e, portanto a temperatura no enrolamento é uniforme. Em 
operação normal AC, o fluxo de dispersão causa o aquecimento do enrolamento de forma 
desigual. Assim, a baixa freqüência permite temperaturas uniformes em todo o enrolamento 
durante a secagem. 
� Devido a temperatura utilizada ser muito maior comparada aos tratamentos tradicionais de óleo 
quente (110°C versus 60°C) a remoção da humidade com LFH é mais eficaz. 
A corrente aplicada ao enrolamento de alta tensão é cerca de 20 a 50 por cento da corrente nominal 
do transformador, sendo limitada pela temperatura do enrolamento induzido. 
A frequência pode variar ligeiramente, a fim de controlar a corrente do enrolamento de baixa tensão, 
que está em curto-circuitado durante a secagem. A temperatura do enrolamento deve ser limitada a 
110°Ce monitorada pela medição de resistência do enrolamento. Este limite de temperatura não 
causa qualquer envelhecimento precoce no papel do transformador. 
A unidade de conversão de energia de baixa frequencia LFH deve possibilitar a mudança da 
frequencia dos 60 Hz AC à uma corrente de baixa freqüência e alta potencia. O sistema de controle da 
unidade deve monitorar a tensão, corrente, frequência, temperaturas do enrolamento através de 
termopares colocados dentro do transformador, e tambem a pressão de vácuo, que deve ser baixa 
quando a tensão LFH é aplicada, portanto o equipamento e o sistema de controle é uma grande 
dificuldade de se aplicar o método. 
Para um melhor rendimento durante o aquecimento dos enrolamentos, deve-se aliar uma pulverização 
 
 
165
de óleo quente (hot oil spray), através de bicos aspersores sobre as bobinas e núcleo. O spray de óleo 
quente deve possibilitar temperaturas no isolamento externo proximo aos 90°C. 
O processo típico LFH tem a seguinte seguencia: 
� Aquecimento inicial no núcleo e bobinas com a circulação de óleo quente e aplicação de 
corrente de baixa frequencia (LFH) ao enrolamento de alta tensão; 
� Retirada do óleo e aplicação de vácuo para remover a umidade, em conjunto com a aplicação 
spray de óleo quente e corrente de baixa frequencia (LFH); 
� Quebrar do vácuo e repetir o processo, elevando progressivamente a temperatura para 110°C; 
� Aplicação de vácuo; 
� Depois o transformador deve ser pressurizado com gás inerte seco, a pressão de 0,2 kg/cm², 
após deve ser realizado ensaio de URSI, caso ainda não seja atingido o valor desejado, deve-se 
reavaliar a viabilidade de se repetir esse método ou aplicar nova metrologia, considerando o 
ganho de secagem adquirido. 
� Sendo aprovado, devem ser removidos os bicos aspersores; 
� Aplicar vácuo e encher o transformador com óleo. 
Pode haver necessidade de aplicação de diversos ciclos para conseguir uma boa secagem. 
5.8 Tratamento do Óleo Isolante 
Classificação da condição de óleos em serviço 
É complexo estabelecer-se regras rigorosas e rápidas para a avaliação do óleo em serviço ou limites 
recomendados de ensaios para todas as aplicações possíveis do óleo isolante em serviço. A 
classificação e qualquer ação corretiva consequente devem apenas ser adotadas após a devida 
consideração dos resultados de todos os ensaios. A tendência de tais resultados ao longo de um 
intervalo de tempo é considerada informação essencial para se chegar a uma decisão final. 
Os óleos em serviço podem ser classificados como "atendem os valores limites" ou "não atendem os 
valores limites" com base na avaliação de suas propriedades. 
Ação corretiva 
Em geral, dois tipos de contaminação/deterioração do óleo podem ser consideradas: física e química. 
Cada uma requer uma ação corretiva de acordo com a tabela 5.23. 
As seguintes recomendações devem também ser observadas: 
� Quando um resultado de ensaio estiver fora dos limites uma nova amostra deve ser retirada 
para confirmação antes que qualquer outra ação seja adotada. 
� Se forem observadas alterações significativas nas características do óleo, ensaios mais 
frequentes devem ser realizados e a ação corretiva apropriada deve ser adotada. 
 
 
166
TABELA 5.23 – Ações Corretivas 
Causa da troca do óleo Sintomas Ações corretivas 
Física � Teor elevado de água 
� Valor baixo de rigidez dielétrica 
� Teor elevado de partículas 
 
Tratamento Termovácuo 
Química � Valor elevado de cor 
� Baixa Tensão Interfacial 
� Valor elevado de acidez 
� Valor elevado do fator de perdas 
� Presença de sedimentos 
� Presença de borra 
 
Regeneração 
 
ou troca de óleo 
NOTA.- Em alguns casos, se a contaminação química for extremamente elevada, pode ser mais 
econômica a substituição do óleo. A análise de viabilidade da regeneração deve ser realizada. 
Tratamento Termovácuo 
O tratamento termovácuo é a opção de recondicionamento mais utilizada e é um processo que 
elimina ou reduz a contaminação física por meio de filtração, desumidificação, aquecimento, vácuo e 
desgaseificação. Observa-se que o tratamento termovácuo reduz a concentração de furanos no óleo 
isolante. 
Durante o processo de desgaseificação o óleo isolante é aquecido antes de ser pulverizado na câmara 
de vácuo e a temperatura máxima de 60°C (+/- 5°C) deve ser observada a fim de evitar a perda 
parcial de inibidores de oxidação. 
A figura 5.36 mostra o circuito básico de tratamento do óleo isolante em uma máquina de 
termovácuo. 
ÓLEO
VISOR DE
NÍVEL DO
ÓLEO
BOMBA DE 
VÁCUO
MULTIPLICADOR 
DE VÁCUO
CONEXÃO DE
VÁCUO AUXILIAR
FLUXÔMETRO BOMBA DE 
DESCARGA 
DE ÓLEO
BOMBA DE 
ADMISSÃO 
DE ÓLEO
 
Figura 5.36 – Circuito básico de um tratamento termovácuo 
 
 
 
167
A pressão hidrostática entre o óleo e a água pode ser vencida por meio da agitação, deslocando a 
água até a superfície do óleo. A tensão superficial entre estes dois líquidos pode ser rompida, 
reduzindo-se a pressão absoluta, até que se atinja a pressão de vapor da água, para que a mesma 
seja liberada do óleo na forma de vapor. 
O procedimento normalmente seguido é o de reduzir a relação de volumes em um dado instante, 
mediante a formação de lâminas ou gotículas de óleo, com o objetivo de proporcionar uma superfície 
de contato maior com o vácuo da câmara. A formação dessas gotículas se efetiva, mediante a injeção 
do óleo sob pressão, através de bicos de pulverização ou filtro de fibra de vidro, ou ainda outros 
meios mecânicos, que têm a propriedade de dividir o óleo em pequenas frações. Os bicos de 
pulverização, ou filtro, são montados no interior da câmara de vácuo, na qual se processa a 
desidratação e a desgaseificação do óleo. 
Os sistemas termovácuos removem eficientemente a água e os gases dissolvidos no óleo, bem como 
pequenas quantidades de água livre. Se o óleo apresenta material sólido ou borra, é aconselhável 
passá-lo previamente por um filtro antes de processá-lo a vácuo. 
A conclusão do tratamento por termovácuo é determinado pelos resultados obtidos nos ensaios físico-
químicos e cromatograficos. 
Regeneração 
A regeneração de óleo de transformadores se faz necessária em função de suas características físico-
químicas terem ultrapassado os limites recomendados para sua utilização nos equipamentos, isso 
ocorre devido ao processo de envelhecimento após um período de uso. O contato com a umidade, 
oxigênio e o cobre dos enrolamentos, além da presença de calor, causam a oxidação do óleo. Esta 
reação química origina hidroperóxidos e peróxidos que se depositam nas superfícies, por sua vez, dão 
origem a outros produtos, tais como ácidos, borra e água. 
Todos esses contaminantes precipitam-se em forma de sedimento o que interfere na capacidade de 
troca de calor e reduz sua rigidez dielétrica e como consequência reduz a vida útil do equipamento. 
Embora a principal aplicação do sistema seja para regeneração do óleo e consequente remoção de 
borras, compostos ácidos, resíduos de oxidação e outros compostos solúveis, também é usada como 
substituta dos processos convencionais de tratamento (desgaseificação, desumidificação e filtragem) 
do óleo isolante. 
O método utilizado no processo de regeneração é a “percolação”, através do qual o óleo é forçado a 
fluir por entre várias colunas de material adsorvente, que retém as impurezas, reduz o índice de 
neutralização e fator de potência, eleva a tensão interfacial, restaura a estabilidade a oxidação, 
corrige a cor e age como um filtro, removendo material particulado e também reduzindo o conteúdo 
de água no óleo. 
As características físico-químicas originais que identificam o tipo de óleo mineral isolante não sãoalteradas durante o processo de regeneração, ou seja, densidade, viscosidade, índice de refração, 
ponto de anilina, composição carbônica e “stray gassing”. 
 
 
168
 
Figura 5.37 – Alteração da coloração do óleo em virtude de seu envelhecimento. 
O processo de regeneração normalmente utiliza 2 grupos de colunas de terra Fuller, de tal forma que 
enquanto um grupo de colunas faz a regeneração, o outro grupo passa por processo de reativação, 
onde os resíduos que foram retidos no processo são queimados, devolvendo a terra fuller as mesmas 
propriedades, podendo ser reciclado por centenas de vezes, e quando chega ao final de sua vida útil, 
ou seja, quando apresenta baixa eficiência, pode ser descartado em aterro comum, sendo portanto 
amigável com o meio ambiente. 
O processo de reativação das colunas é feito por colares de aquecimento instalados em sua parte 
superior, onde é feita a ignição da queima e aquecendo a terra Fuller, iniciando o processo de 
queima, esse processo de reativação pode durar até 16 horas e atingir temperaturas de até 500ºC. 
A regeneradora é dotada de um sistema de purificação de ar com a finalidade de garantir a emissão 
de ar limpo para a atmosfera, sendo que o filtro é composto por um cilindro com carvão ativado 
peletizado. 
Possui também um sistema de aditivo DBPC, composto de um tanque com agitador. A aditivação visa 
restabelecer as características do óleo isolante durante o processo de regeneração. 
 
Figura 5.38 - Colunas de regeneração 
 
 
169
5.9 Tratamento de Óleo Isolante com Enxofre Corrosivo 
O enxofre corrosivo no óleo é um problema reconhecido por décadas, já que o enxofre presente no 
óleo mineral isolante depende do seu grau de refino. Na produção de óleos isolantes, os compostos 
de enxofre que apresentam potencial corrosivo são removidos durante o processo de refino. 
No Brasil, segundo relatório da ANEEL 0040/2007, os primeiros casos de falhas, provocadas por este 
problema em transformadores, ocorreram no final do ano de 2004. As falhas ocasionadas pelo 
enxofre corrosivo ocorrem após a formação do sulfeto de cobre (Cu2S) na isolação do enrolamento. 
Tal formação provoca a diminuição da resistência elétrica entre as espiras, o que provocará, em longo 
prazo, descargas parciais e, por conseguinte, a falha do equipamento. 
Após estudos investigativos realizados por diferentes laboratórios e centros de pesquisa, as falhas 
relatadas no relatório supracitado foram atribuídas a contaminação do óleo mineral isolante com o 
composto dibenzildisulfeto (DBDS). 
Este composto de enxofre confere ao óleo características corrosivas, prejudiciais a operação do 
equipamento pois, este composto colabora para a formação do enxofre corrosivo. 
Alguns tratamentos do óleo podem ser realizados para prevenir a formação do sulfeto de cobre na 
isolação do enrolamento. É importante ressaltar que os tratamentos do óleo são descritos em resumo 
nesta seção. O folheto técnico 378 (preparado pelo WG A2.32 da CIGRÉ) descreve mais 
detalhadamente o problema, sua detecção e técnicas possíveis para a redução. 
Estes tratamentos devem ser considerados após a indicação da presença do enxofre corrosivo no 
óleo. 
A seguir, são descritas as práticas utilizadas para identificar o DBDS e mitigar os efeitos da presença 
do enxofre corrosivo no óleo isolante dos equipamentos. 
5.9.1. Teor de Dibenzildisulfeto (DBDS) 
Este ensaio tem por objetivo determinar a quantidade de DBDS dissolvido no óleo mineral isolante. 
5.9.2. Detecção de Compostos Corrosivos 
O método de ensaio para a detecção do enxofre corrosivo está descrito na norma ABNT NBR 10505, 
onde é comparada a coloração do corpo-de-prova submetido ao ensaio com o gabarito da norma 
ASTM D13 IP54, o qual indica o nível corrosivo do óleo mineral isolante em teste, conforme mostra a 
figura 5.39. 
 
 
 
170
 
Figura 5.39 - Padrão de cores para identificação da presença de 
enxofre corrosivo conforme ASTM D130 IP 54 
O seu decréscimo no óleo não indica, necessariamente, a formação do sulfeto de cobre, já que o 
DBDS também pode atuar como antioxidante no óleo mineral isolante. 
5.9.3. Adição de Passivador 
Esta é a técnica mais comumente utilizada, porém ela apenas inibe a formação de novos compostos, 
não eliminando o sulfeto de cobre já formado e depositado na superfície da isolação sólida. 
As moléculas do passivador distribuem-se no óleo mineral isolante, isolando as moléculas de DBDS e 
desta forma dificultando sua reação com o cobre e assim inibindo a formação do sulfeto de cobre. 
Tipicamente, o passivador adicionado ao óleo é o tolutriazol (TTA) e a sua concentração varia entre 
dez e várias centenas de partes por milhão (ppm). 
Com óleo em boas condições, esta é a ação necessária para impedir a progressão do problema. 
Entretanto, observou-se que, em alguns casos, em função do óleo estar envelhecido, o passivador é 
consumido rapidamente. Em casos extremos, mais da metade do passivador adicionado foi perdido 
após alguns meses, conforme indicado na figura 5.40. 
Por esse motivo é importante monitorar o índice residual do passivador no óleo, a partir da 
determinação do teor de tolutriazol (TTA), a fim de detectar seu esgotamento. 
 
 
 
 
171
 
 
Figura 5.40 - Taxa de decréscimo do passivador em uma unidade 
Fonte: Culper Sulphide in transforme Insulation – Workin Group A2.31 – Cigré – Abril 2009 
5.9.4. Teor de Tolutriazol (TTA) 
Este ensaio tem por objetivo determinar a quantidade de TTA dissolvido no óleo mineral isolante. 
Segundo o Informe Técnico COPEM/SCMT-001/2009 – Operação de Equipamentos com óleo mineral 
isolante passivado com TTA, um teor menor do que 32 ppm de TTA dissolvido no óleo isolante, não é 
suficiente para a proteção do cobre e por conseqüência, o processo de corrosão com deposição de 
subprodutos de enxofre no cobre é reiniciado aumentando assim os riscos de uma falha no 
equipamento. Com isso, recomenda-se que a repassivação do óleo mineral isolante quando a 
concentração de TTA for inferior a 50 ppm, visando garantir a eficácia da proteção. 
5.9.5. Remoção do Enxofre Corrosivo da Isolação Sólida 
Não existe um método para eliminação completa do enxofre corrosivo da isolação na parte ativa do 
equipamento, pois a retirada do Cu2S depositado na isolação, entre as espiras, é um processo ainda 
desconhecido. 
Substituição do Óleo 
A opção é simplesmente substituir a carga de óleo mineral isolante com características corrosivas por 
outra isenta de contaminantes. Esta prática foi usada com sucesso no Brasil em muitos equipamentos 
com problemas. Entretanto, é importante assegurar-se que a maior parte possível do óleo 
contaminado seja removido, já que pequenas quantidades de compostos de enxofre com potencial 
corrosivo, não retirados do equipamento, podem contaminar a nova carga de óleo, tornando-o 
corrosivo. 
Lavagem da Parte Ativa 
Embora a lavagem da parte ativa do equipamento com óleo isento de contaminantes seja um 
processo que sirva para retirar parte do óleo contaminado contido na parte ativa, este processo 
aplicado com a finalidade de remoção do enxofre corrosivo tem a sua eficácia limitada. 
 
 
172
O processo sugerido é, a partir da retirada dos compostos corrosivos do óleo mineral isolante, os 
compostos corrosivos da parte ativa tendem a migrar para o óleo e assim retirados no processo de 
“purificação” do óleo e assim, por consequência, reduzir a quantidade destes compostos na parte 
ativa. 
O processo de lavagem da parte ativa combinado com a posterior substituição da carga de óleo é 
recomendável, para que seja minimizada a quantidade de óleo contaminado presente no papel 
isolante. 
Além disso, também é recomendável testarde antemão uma mistura do óleo a ser substituído e o 
novo. Se uma mistura com uma relação de 1:10 apresentar um bom desempenho nos testes de 
laboratório, se supõe que a troca do óleo será adequada. 
Para os transformadores com uma relação elevada de massa de isolação celulósica para o total de 
massa do óleo, será necessário um cuidado maior, em função do volume de óleo residual impregnado 
no papel isolante ser significativo. 
Referência Bibliográfica: 
� M Dahlund, P Lorin, P Werle, “Efeitos da recuperação online no índice de enxôfre corrosivo do 
óleo do transformador”, Colóquio Conjunto da CIGRÉ, Cape Town, 2009; 
� MARTINS, Maria Augusta G. – “Falhas catastróficas em transformadores provocadas pelo 
sulfeto causas e soluções” - Ciência & Tecnologia dos Materiais, Vol. 20, n.º 3/4, 2008 – 
Portugal; 
� NBR 10505:2012 – Óleo Mineral Isolante – Determinação de Enxofre Corrosivo; 
� ASTM D130 Standard Test Method for corrosiveness to cooper from petroleum products by 
cooper strip test. 
5.10 Eletrização Estática e Manutenção 
5.10.1 Eletrização Estática 
Este fenômeno ocorre devido ao atrito dinâmico do óleo do óleo mineral isolante com o isolamento 
sólido, provocado pela circulação de óleo. O atrito provoca a separação de cargas elétricas na 
interface dos materiais envolvidos e em algumas situações a eletrização atinge valores que poderão 
causar falhas no equipamento. Para que este fenômeno físico ocorra, é necessária a existência de: 
� Alta velocidade de circulação de óleo; 
� Barreiras físicas que gerem turbulência interna; 
� Características dielétricas específicas dos meios de contato. 
 
 
 
173
Conforme explica Baltar e Outros em seu trabalho “Eletrização estática em transformadores”, o 
mecanismo da eletrização estática pode ser dividido em três fases, mutação de cargas, separação 
de cargas e neutralização das cargas. 
Mutação das Cargas 
Ocorre quando o corpo sólido estiver em contato com um líquido, mesmo que esteja inerte. Cargas 
elétricas são separadas e adsorvidas por um deles e as outras ficam distribuídas nas regiões vizinhas, 
formando ao longo das superfícies em contato uma dupla camada eletrizada. 
Separação das Cargas 
Ocorre quando o líquido entra em movimento assim carregando os íons formados na mutação, dando 
origem à eletrização por atrito ocasionada pelo movimento do óleo. 
Neutralização 
É a última etapa e se dá no conjunto. A carga acumulada no líquido numa parte do circuito de 
refrigeração, descarrega em outro local, de forma que no global o sistema é eletricamente 
equilibrado. É neste momento que ocorre a descarga elétrica e que devido às características elétricas 
do sistema, para que haja a ruptura dielétrica, chega a milhares de volts. 
É no momento da neutralização, que devido à descarga elétrica, podem ocorrer danos à isolação 
provocando a falha do equipamento, ou mesmo a explosão se ocorrer em meio gasoso. 
Para o óleo mineral isolante, são considerados críticos níveis de Tendência ao Carregamento 
eletrostático (TCE) de mais de 1000 µC/m3, quando a velocidade de bombeamento do óleo em atrito 
com o papel isolante atinge valores de mais de 1m/s. 
Em equipamentos cujo óleo mineral isolante possua elevada tendência ao carregamento eletrostático, 
recomenda-se cuidados, inclusive durante a manutenção, para que não sejam criadas as citadas 
condições para a ocorrência deste fenômeno. 
5.10.2 Mitigação da Eletrização Estática 
Conforme será descrito a seguir, algumas condicionantes para que ocorra o fenômeno podem ser 
controladas para mitigar o aparecimento da eletrização estática. 
5.10.2.1. Fluxo do Óleo Isolante 
Uma das condicionantes para a ampliação da eletrização estática é o fluxo de óleo dentro do 
equipamento. A figura 5.41 demonstra o aumento da corrente de fuga provocada pelo carregamento 
estático em função do aumento do número de bombas e, por conseguinte, aumento da vazão do 
óleo. Para este equipamento o limite máximo aceitável para a corrente de eletrização estática era de 4 
µA. 
 
 
 
174
 
Figura 5.41 – Aumento da corrente de eletrização estática em função do 
incremento do número de bombas no sistema. 
Quando o fluxo do óleo isolante, feito por bombas, dentro do equipamento é muito elevado, há o 
aumento considerável da eletrização estática pois, como a velocidade do óleo é maior, o processo de 
troca de cargas elétricas é intensificado. Tal aumento de fluxo pode ocorrer durante manutenções 
como por exemplo, em processos de recuperação do óleo mineral ou enchimento do equipamento. Há 
relatos de que em alguns equipamentos, para reduzir a eletrização estática devido ao fluxo de óleo 
em seu interior, a entrada em operação de estágios de bombas para circulação forçada de óleo foi 
inibida. 
Em casos mais críticos, a limitação do fluxo de óleo pode inclusive levar à redução da potência útil a 
ser fornecida ao sistema pelo equipamento. 
Sempre que ficar evidenciado a ocorrência de descargas elétricas devido ao carregamento 
eletrostático do óleo, recomenda-se um período mínimo de 12 horas de descanso do equipamento 
antes da sua energização. 
5.10.2.2. Características do Óleo Mineral Isolante 
As características físicas do óleo influenciam diretamente no aparecimento da eletrização estática. 
A Tendência de Carregamento Eletrostático do óleo aumenta enquanto ele oxida, em função disto é 
importante evitar a exposição do óleo ao ar atmosférico em toda a manipulação e tratamento do óleo 
mineral isolante. 
Também devem ser monitorados, o índice de água, o índice de partículas e a resistividade do óleo 
isolante em períodos definidos e controlados no decorrer da vida do equipamento, pois a água 
também é uma fonte de oxigênio para o óleo. 
 
 
175
5.10.2.3 Aditivação do Óleo Mineral Isolante 
A utilização do aditivo 1.2.3.benzotriazol (BTA) no óleo é um meio para a redução na tendência ao 
carregamento eletrostático. Este composto tem a propriedade de agregar-se ao papel isolante, 
mudando o comportamento de troca de cargas entre o papel e o óleo, pois o BTA, gradativamente 
impregna na superfície do papel isolante reduzindo assim a tendência ao carregamento eletrostático. 
Para óleo de elevada TCE, o nível de concentração deste aditivo no óleo mineral deve ser monitorado 
para garantir que não baixe dos valores mínimos especificados pelo fabricante e sempre que 
necessário o BTA deve ser reposto. 
5.10.2.4. Monitoramento do Carregamento Eletrostático 
Para as unidades diagnosticadas com risco, recomenda-se que sejam executados testes periódicos 
para a verificação da tendência de carregamento eletrostático do óleo e, em casos mais críticos, 
sejam instalados dispositivos capazes de monitorar em tempo real o equipamento quanto a este 
fenômeno. 
Referência Bibliográfica: 
� BALTAR, Mario Fernando Krebs; ZENKER, Richard; SCHMIDT, Flávio V. De Miranda – Eletrização 
estática em transformadores – IV Congresso Brasileiro de Manutenção – ABRAMAN; 
� Cigré JWG 12/15.13 Folheto Técnico 170 “Eletrização Estática em Transformador de Potência” 
5.11 Precauções para o Trabalho Invasivo 
Um trabalho que exija que o óleo seja parcial ou completamente removido do transformador pode ser 
considerado como invasivo. De acordo com o mostrado na tabela 5.24 deste guia, são considerados 
trabalhos invasivos aqueles classificados com Grau de Complexidade 3 a 5. 
O trabalho invasivo exige que determinadas precauções sejam tomadas porque a isolação do 
transformador é muito sensível à umidade do ar atmosférico, às bolhas de gás e contaminantes. Os 
contaminantes podem ser facilmente introduzidos pela poeira e umidade transportadas por via aérea 
ou através de contato humano, pelas ferramentas e, materiais queentram no transformador. Esta 
seção fornece uma lista de pontos que devem ser levados em consideração quando um trabalho 
invasivo é realizado. Entretanto, o ajuste final das precauções detalhadas para um plano de trabalho 
específico ou uma indicação de método, será sujeito à situação local e às recomendações do 
fabricante para o transformador em particular, e às práticas do contratante da concessionária e da 
equipe de manutenção local. 
Planejando o trabalho 
� Deve ser analisada a intervenção para que seja retirada somente a quantidade de óleo 
necessária para a realização do trabalho, tomando precauções para impedir acidente do 
trabalhador, queda de materiais ou ferramentas dentro do óleo; 
 
 
176
� Caso haja necessidade de acesso ao interior do equipamento, todo o óleo deve ser drenado, a 
atmosfera deve ser controlada e o trabalhador deverá possuir treinamento apropriado para 
ambientes confinados, atendendo as normas vigentes que regulamentam a segurança do 
trabalho, em especial, a NR 33 (Norma Regulamentadora para Trabalhos em Espaço 
Confinado); 
� O trabalho deve ser planejado de modo que o tempo de exposição durante o qual o tanque 
está aberto deva ser o menor possível, devendo nesse tempo sempre ser insuflado ar seco. O 
tanque deve ser selado e pressurizado, sempre que possível, durante intervalos no trabalho; 
� Antes que seja aplicado vácuo no tanque do equipamento e ao conservador, deve-se verificar 
se os mesmos possuem capacidade de resistir ao vácuo pleno. Caso haja perda de pressão 
deve-se localizar e sanar os vazamentos que podem interferir na eficiência do vácuo e portanto 
no processo de secagem. 
Drenando o óleo do transformador 
� Se o óleo for retirado, mesmo parcialmente, a fim de evitar contaminação do óleo e parte ativa 
do equipamento recomenda-se pressurizar com ar sintético super seco ou ar medicinal. O ar 
injetado no transformador durante a drenagem do óleo deve estar seco (ponto de orvalho < -
40,5°C ). O Nitrogênio não é recomendado devido a questões de segurança do trabalho; 
� Devem ser tomadas precauções para evitar o derramamento de óleo no ambiente. Uma boa 
prática é usar “dique” provisório (barreiras de retenção do óleo), bandejas sob as válvulas e 
acoplamentos de mangueira e possuir kits de retenção de derramamento de óleo. 
Acesso ao transformador 
� Antes de abrir qualquer tampa de acesso, proceda à limpeza externa, remoção da tinta, 
ferrugem e da gaxeta. Estes procedimentos visam evitar que qualquer tipo de contaminante 
externo entre no tanque do equipamento; 
� Se o acesso de uma pessoa for necessário, um fluxo contínuo do ar seco deve insuflado para 
impedir, que o ar ambiente contamine a parte ativa do equipamento; 
� As gaxetas que forem manuseadas sempre devem ser substituídas por novas; 
� Todas as roupas e panos de limpeza devem estar sem fiapos e a vestimenta impermeável, 
incluindo macacão, bota de borracha e touca. Nenhum tipo de adereços pessoais são 
permitidos, tais como, correntes, anéis, pulseiras, etc...; 
� Não utilizar solventes, tintas, colas e outros produtos químicos incompatíveis com o 
transformador. Havendo dúvida sobre a compatibilidade destes produtos, contatar o fabricante 
do transformador; 
� Para evitar a queda ou esquecimento de ferramentas dentro do tanque do equipamento, deve 
se amarrar as ferramentas e controlar o acesso das mesmas ao tanque do equipamento. 
 
 
 
177
Enchimento do transformador 
� Se o transformador for aberto, antes de iniciar o enchimento de óleo deve ser realizado vácuo, 
desde que o seu tanque suporte, com a finalidade de realizar a secagem e retirada de 
eventuais bolhas, no caso de complementação de óleo. Deve ser realizado ensaio de URSI para 
avaliar a eficiência desse processo; 
� Os vazamentos devem ser encontrados e eliminados de modo que o nível de vácuo possa ser 
mantido. A taxa de vazamento deve ser medida no início do processo com a bomba de vácuo 
desligada; 
� Todo o óleo isolante a ser introduzido no transformador, pode ser novo ou regenerado, 
passando por filtragem, desgaseificação e secagem, para se obter uma melhor qualidade. Antes 
do enchimento, o óleo deve ser certificado por um laboratório químico; 
� Para evitar a eletrificação estática, as velocidades de fluxo do óleo superiores àquelas 
produzidas pela taxa de fluxo normal da bomba de refrigeração de óleo devem ser evitadas e 
bombas de óleo não devem causar o carregamento estático. Os enrolamentos do transformador 
devem ser conectados à terra durante as operações de manipulação do óleo; 
� Depois do enchimento do óleo, para se certificar de que todo o ar ou gases foram eliminados, 
devem-se purgar as possíveis bolhas de ar através dos bujões de purga e nas buchas. Além 
disso, deve-se circular cerca de 3 vezes o volume de óleo do equipamento pela máquina termo 
vácuo para homogeneização e retirada de partículas, devendo ao final do processo retirar 
amostra e enviar ao laboratório químico para aprovação final; 
� Antes de energizar o transformador deve-se deixar o óleo isolante repousar por pelo menos 48 
horas. Purgar novamente as bolhas que durante este tempo de repouso do óleo possam ter se 
deslocado e não foram capturadas na purga anterior. 
 
5.12 Utilização de Trip e Alarmes 
A ONS, Operador Nacional do Sistema Elétrico, através do Procedimento de Rede, Módulo 2 – 
“Requisitos mínimos para as instalações de transmissão e gerenciamento de indicadores de 
desempenho”, Submódulo 2.6, revisão 2.0, publicado em 11/11/2011, define como sistema de 
proteção de transformadores ou autotransformadores “o conjunto de relés e acessórios necessários e 
suficientes para a eliminação de todos os tipos de faltas internas – para terra, entre fases ou entre 
espiras – em transformadores de dois e três enrolamentos ou em autotransformadores. Devem prover 
também proteção de retaguarda para falhas externas e internas à sua zona de proteção e dos 
dispositivos de supervisão próprios de temperatura de enrolamento e de óleo, válvulas de alívio de 
pressão e relé de gás”. 
Neste mesmo submódulo, é definido que todo transformador deve dispor de três conjuntos de 
proteção: 
� Proteção unitária ou restrita; 
� Proteção gradativa ou irrestrita; 
� Proteção intrínseca. 
 
 
178
Este guia de manutenção dedicará especial atenção à proteção intrínseca, visto ser esta proteção 
desempenhada por acessórios montados no tanque do transformador e cujo desempenho está ligado 
às atividades de manutenção. 
O submódulo citado traz que a proteção intrínseca deve ter as seguintes funções e características: 
� Função para detecção de faltas internas que ocasionem formação de gás (63) ou aumento da 
pressão interna do transformador e comutador (20); 
� Função de sobretemperatura do óleo (26) com dois níveis de atuação (advertência e urgência); 
� Função de sobretemperatura do enrolamento (49) com dois níveis de atuação (advertência e 
urgência). 
Os níveis de advertência e de urgência das funções de sobretemperatura devem ser utilizados para 
indicação e alarme; e os níveis de urgência podem ser utilizados para comandar a abertura gradativa 
de disjuntores que alimentam cargas por meio de temporizadores ou mesmo o próprio transformador. 
A Engenharia de Manutenção, no momento de definir a aplicação das proteções intrínsecas e os 
procedimentos de manutenção a serem adotados, deve considerar: 
� A aplicação do transformador; 
� O desempenho das proteções intrínsecas montadas nestes equipamentos; 
� A política de proteção adotada pela empresa gestora do ativo transformador; 
� Procedimentos de Rede ONS; 
� O custo de um desligamento indevido, causado por indicação falsa; 
� As instruções de operaçãoe manutenção do fornecedor do equipamento; 
Referência Bibliográfica: 
� Procedimento de Rede, Módulo 2 – Requisitos mínimos para as instalações de transmissão e 
gerenciamento de indicadores de desempenho, Submódulo 2.6, revisão 2.0, publicado em 
11/11/2011; 
 
 
 
 
179
6. REPARO DE TRANSFORMADORES 
Pode-se afirmar com muita precisão que a idade média atual do parque instalado de equipamentos se 
aproxima dos 30 anos, e que aproximadamente 65% dos equipamentos encontram-se com mais de 
25 anos de uso e, além disso, as condições do nosso sistema estão mais severas do que 10 anos 
atrás. Todos estes fatores indicam que a necessidade de se manter o parque instalado em condições 
confiáveis é hoje a questão principal, portanto a opção de se reparar em vez da compra de um 
equipamento novo pode ser uma opção atraente e vantajosa principalmente se feita com 
planejamento adequado. 
A questão de se reparar na fábrica ou no campo tem aspectos comerciais, de qualidade e de logística 
envolvidos. 
Para execução de trabalhos de reparos em equipamentos, os envolvidos devem possuir treinamento 
específico para execução das atividades e estarem capacitados e legalmente habilitados. 
6.1 Grau de Complexidade de Reparos 
Os reparos em equipamentos podem ser divididos em diferentes graus de complexidade, de acordo 
com o nível de intervenção: 
TABELA 6.1 – Grau de complexidade de serviços 
Grau de 
complexidade 
Serviços 
1 Reparos sem necessidade de retirar a tampa principal do tanque. É possível realizar todo trabalho 
externamente, ou através de janelas de inspeção ou internamente com entrada de pessoal de 
manutenção no equipamento. Exemplo: Correção de contatos inadequados, falha envolvendo cabos para 
massa, substituição de buchas, substituição de CDC, trincas em soldas no tanque, etc. 
2 Reparos com necessidade de retirar a tampa principal do tanque do transformador, sem retirar a parte 
ativa. Exemplo: Reparo de vazamentos na tampa principal, etc. 
3 Reparos com necessidade de retirar a tampa principal do tanque do transformador, com necessidade de 
retirar a parte ativa do tanque. Exemplo: Reparo em alguns tipos de comutadores, correção de 
aterramentos na parte inferior do núcleo, cabos e conexões de difícil acesso, etc. 
4 Reparos envolvendo bobinas com necessidade de desmontagem do jugo superior do núcleo e retirada / 
substituição de uma ou mais bobinas. Exemplo: Falha envolvendo bobinas. 
5 Reparos onde seja necessário posicionar o núcleo na horizontal para reparos / reaperto / 
reembaralhamento de chapas de aço silício ou troca dos canais de refrigeração do núcleo. Exemplo: 
Falha envolvendo bobinas e núcleo. 
 
6.2 Reparos de Baixa Complexidade (1 e 2) 
Antes do início de qualquer reparo em transformadores, haverá necessidade de um diagnóstico 
detalhado do equipamento, após a detecção de algum defeito ou ocorrência de falha. Este diagnóstico 
servirá de base para elaboração do escopo de reparo. Normalmente, para realização do diagnóstico, 
será necessário avaliar os resultados de análises cromatográficas do óleo isolante do equipamento, 
executar alguns ensaios elétricos e, se necessário, realizar uma inspeção interna para avaliação do 
problema e verificação da extensão dos danos, além de outras investigações que forem pertinentes. 
 
 
180
Um diagnóstico incompleto ou incorreto pode levar à descoberta de novos problemas ou da 
verdadeira situação do equipamento somente no momento da execução de um reparo, com possível 
necessidade de mudança no escopo do serviço, com consequente aditivação do contrato de reparo ou 
até mesmo de uma nova contratação para reparo, no caso deste serviço ter sido contratado. 
Para correção de pequenos reparos, a empresa proprietária do equipamento poderá realizar o serviço 
com equipe própria, caso o equipamento não possua mais garantia, ou através de contrato. As 
alternativas possíveis devem ser avaliadas técnica e economicamente para se chegar a uma melhor 
solução. Como estes serviços não possuem elevado grau de complexidade e não demandam a 
utilização de recursos mais avançados, normalmente são executados sem maiores problemas no 
próprio local de instalação. Caso o serviço seja realizado com equipe própria, deve ser avaliada a 
necessidade de supervisão pelo fabricante original do equipamento. 
Uma grande quantidade de pequenos reparos se enquadram nos graus de complexidade 1 e 2. Como 
exemplo de reparos que se enquadram no grau de complexidade 1 podem-se citar: 
� Substituição de buchas; 
� Manutenção e substituição de comutadores de derivação em carga; 
� Correção de pequenos problemas de aquecimento em conexões acessíveis; 
� Substituição de algumas vedações; 
� Correções de vazamentos em geral; 
� Tratamento/regeneração de óleo isolante; 
� Pequenas correções de aterramento de núcleo; 
� Substituição de acessórios em geral; 
� Pequenos reparos no isolamento sólido. 
� Alguns cuidados devem ser tomados antes da retirada do óleo do equipamento para 
manutenção: 
� Os tanques de armazenamento, bombas de óleo e todo o maquinário para manipulação devem 
ser homologados (testes de enxofre corrosivo, PCB, partículas) antes da drenagem do 
transformador. 
� Haverá necessidade de pessoal treinado para movimentação de cargas em subestações ou 
usinas com equipamentos energizados, com caminhão munck ou guindaste, dependendo do 
peso da carga a ser movimentada. 
� Haverá necessidade de utilização de máquinas de ar seco e vácuo durante as etapas de 
drenagem do óleo, manutenção do equipamento sem óleo e enchimento. 
As intervenções podem ser aproveitadas para tratamento termovácuo ou regeneração do óleo do 
equipamento, caso necessário. Antes da entrada do técnico no interior do equipamento para as 
atividades de inspeção ou manutenção deve-se observar a umidade relativa do ar, que deve ser 
menor que 70%, para que se minimize o risco de contaminação do isolamento com umidade. É 
 
 
181
importante salientar que, se o equipamento estava pressurizado com Nitrogênio, é necessário ventilar 
o interior do equipamento com gás seco ou através de insuflador ou máquina de ar seco por 
determinado tempo para evitar a asfixia do profissional dentro do equipamento. 
Antes do enchimento, é recomendável que se faça a secagem da parte ativa e se meça a URSI 
(umidade relativa superficial do isolamento), quando o equipamento estiver pressurizado, como forma 
de controle de qualidade da secagem. 
A medição da URSI apresenta melhor repetibilidade com a utilização de instrumento de medição 
eletrônico com certificado de calibração dentro dos limites da medição. No anexo 1 é apresentado um 
ábaco para obtenção dos valores de URSI em função do ponto de orvalho medido e a temperatura do 
gás de medição. 
Especificamente para reparos de grau de complexidade 2, os riscos e cuidados são semelhantes. O 
içamento ou retirada da tampa do equipamento implicam em maiores cuidados com umidade e 
contaminantes externos, como poeira. Deve ser avaliada a necessidade de montagem de uma tenda 
para minimizar estes riscos. Isto irá depender do tempo de exposição da parte ativa do equipamento. 
O tempo de exposição da parte ativa determinará o tipo de processo de secagem. 
Como exemplo de reparos que se enquadram no grau de complexidade 2, podem-se citar: 
� Substituição de vedação da tampa principal; 
� Substituição de alguns tipos de chave de derivação sem tensão; 
� Correção de alguns tipos de aterramento do núcleo; 
� Manutenção ou substituição da chave seletora. 
6.3 Reparos de Média e Grande Complexidade (3 a 5) 
Os reparos de média a grande complexidade demandarão mais recursos e tempo, quando 
comparados com reparos mais simples. O proprietário do equipamentoa ser reparado poderá optar 
entre reparar no campo, reparar em uma oficina especializada ou reparar em sua própria oficina, caso 
a possua. Normalmente os proprietários de equipamentos não possuem recursos próprios para estas 
manutenções mais complexas e na maior parte dos casos haverá necessidade de contratação. A 
seguir estão as principais características de reparo em cada local. 
6.3.1 Reparos em Campo 
6.3.1.1 Etapas do Processo 
O processo de reparo no campo envolve várias etapas onde é necessário todo um suporte de 
especialistas, instalações, ferramentais e soluções; a seguir: 
� Montagem da infraestrutura no local de reparo: Este ponto é um grande divisor de águas na 
tomada de decisão de se reparar nas instalações da empresa ou em fábrica. Basicamente 
existem duas opções de reparo no campo: 
 
 
182
� Instalação em local abrigado com meios de içamento. 
A cabine ou tenda onde se executam os trabalhos deve ter abertura superior para o trabalho 
de içamento e deve possuir meios para manter o ambiente em condições adequadas de 
limpeza e com pressão positiva. Este ambiente pode ser obtido através de máquina de ar 
seco e condicionadores de ar. 
� Instalação em local aberto sem meios de içamento. 
Nesta situação trabalha-se com uma cabine para ambiente abrigado protegida por uma 
estrutura metálica tipo galpão ou uma estrutura tipo circo com altura adequada que permita 
a instalação de guindaste ou pórtico provisório. 
� Movimentação do equipamento na instalação; 
� Desmontagem do equipamento; 
� Abertura do tanque e desmontagem da parte ativa; 
� Reparos e embaralhamento das chapas do núcleo. Cabe salientar que é necessária uma mesa 
de montagem de núcleo para permitir o seu tombamento e levantamento; 
� Fabricação das bobinas na fábrica, secagem em Vapour Phase, prensagem e testes de 
capacitância, relação de espiras, resistência ôhmica e continuidade; 
� Transporte das bobinas da fábrica para o campo através de tanques pressurizados; 
� Montagem da parte ativa; 
� Secagem da parte ativa através sistema de hot oil spray ou através de uma combinação de 
ciclos sucessivos de vácuo e circulação de óleo quente, com verificação da eficiência através do 
ensaio de URSI; 
� Tratamento de óleo e enchimento sob vácuo; 
� Montagem final; 
� Repouso; 
� Ensaios físico-químicos e análise cromatográfica do óleo isolante antes e depois dos ensaios 
finais. Ensaios de partículas antes dos ensaios; 
� Ensaios no campo, inclusive testes dielétricos através de unidades móveis de testes. 
6.3.1.2 Riscos e Controle de Qualidade 
Dentre os diversos riscos envolvendo grandes reparos em equipamentos, pode-se considerar que um 
dos principais é a contaminação do isolamento, seja por umidade, partículas ou outros contaminantes. 
Para controle deste risco, dentre outros, recomendam-se observar as seguintes medidas preventivas: 
� O tempo de exposição do equipamento ao ar atmosférico deve ser minimizado; 
� Manter a circulação de ar seco internamente ao tanque durante as atividades em que seja 
necessária a exposição da parte ativa, com controle da temperatura do ponto de orvalho do ar; 
 
 
183
� A umidade ambiente no local onde se encontra o equipamento deve ser monitorada, não 
devendo se executar nenhuma tarefa que exponha a parte ativa quando a umidade relativa do 
ar for superior a 70%. Além disso, as condições climáticas devem ser observadas; 
� As ferramentas e materiais utilizados nos trabalhos internos devem listados e controlados para 
conferência, evitando esquecimento no interior do equipamento quando encerrados os 
trabalhos; 
� Vestimentas e calçados adequados sem acessórios ou partes que possam se desprender na 
parte interna do tanque são necessários. 
Quando se exigir retirada da parte ativa, será necessário ainda observar as seguintes medidas: 
� Construção de cabine provisória / cobertura sobre o equipamento; 
� Em situações onde o trabalho programado ultrapasse 12 horas de exposição da parte ativa, 
deve ser avaliada a necessidade de secagem especial. 
Na etapa de montagem do equipamento, deve ser observado se está sendo cumprido tudo o que foi 
exigido no Plano de Inspeção e Testes. 
Antes do enchimento com óleo, deve ser medida a URSI. A seguir há valores sugeridos para 
referência: 
� Valor máximo de URSI 0,5% - Para equipamentos com substituição total de 
enrolamentos; 
� Valor máximo de URSI 1,0% - Para equipamentos que não terão substituição 
de enrolamentos ou somente substituição parcial. 
No caso de retirada da parte ativa do tanque, é recomendável a execução dos seguintes ensaios: 
� Resistência elétrica dos enrolamentos; 
� Relação de tensões; 
� Resistência de isolamento; 
� Fator de potência e capacitância de buchas e transformador; 
� Deslocamento angular e seqüência de fases; 
� Perdas a vazio e corrente de excitação a 90%, 100% e 110% da tensão nominal; 
� Perdas em carga e impedância com corrente reduzida; 
� Tensão induzida de curta duração; 
� Tensão induzida de longa duração com medição e localização acústica de descargas parciais; 
� Funcional dos acessórios; 
� Resposta em frequência; 
 
 
184
� Resistência de isolamento de núcleo e armadura/tirantes; 
� Ensaios físico-químicos e análise cromatográfica do óleo isolante. 
A execução de ensaios de impulso atmosférico e de manobra e aquecimento são inviáveis de 
execução em campo. 
6.3.1.3 Infraestrutura 
Para reparos em campo segue uma lista com os principais recursos necessários: 
� Máquina de tratamento termovácuo de óleo adequada à aplicação; 
� Tanques reservatórios com capacidade suficiente para armazenamento do óleo isolante; 
� Bomba de vácuo; 
� Máquina de ar seco; 
� Indicadores de temperatura e umidade relativa do ar; 
� Medidores e dispositivos solicitados pelas NR 33 (Trabalho em espaços confinados) e NR 35 
(Trabalhos em altura); 
� Ferramentas manuais e materiais secos e adequados para uso interno ao equipamento; 
� Guindaste / ponte rolante / dispositivo para levantamento da tampa e parte ativa – capacidade 
– conforme projeto específico; 
� Dispositivos para montagem da parte ativa; 
� Mesa para montagem de núcleo; 
� Galpão provisório climatizado com área e pé direito adequados; 
� Container de apoio técnico-administrativo; 
� Maquinário específico para caldeiraria; 
� Área específica para armazenamento de materiais; 
� Área específica para descarte de materiais; 
� Fonte com capacidade adequada para o maquinário; 
� Equipamentos para ensaios diversos ou laboratório móvel. 
6.3.1.4 Segurança e Meio Ambiente 
Devem ser atendidas as normas regulamentadoras de segurança do trabalho e meio ambiente, 
legislação vigente, e exigências da empresa proprietária do ativo, além dos requisitos de contrato. 
6.3.1.5 Treinamento e Gestão do Conhecimento 
A gestão do conhecimento aplicada em reparos em campo é uma oportunidade para aprender e 
treinar as pessoas, registrando as etapas para divulgar os conhecimentos envolvidos nessa atividade. 
 
 
185
Sendo a intervenção executada pela primeira vez, é conveniente elaborar um projeto e para isso há 
necessidade de planejamento, definição do escopo de serviço, avaliação de reforço de pessoal, 
insumos e a necessidade de contratação de fabricante. 
A gestão do conhecimento em grandes reparos é de grande valia para a empresa pois envolve todo o 
processo de contratação, fornecimento, execução do reparo, remontagem e testes, tudo isso fará com 
que a empresa tenha ganhos expressivos na transferência de conhecimentos. O resultado desse 
projeto, que pode ser chamado de piloto, deve transformar-se