Apostila Manutencao e Operacao de Transformadores

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Antonio Tadeu Lyr Antonio Tadeu Lyrio de Almeidaio de Almeida
- Julho de 2000 - - Julho de 2000 - 
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
ÍNDICE ÍNDICE 
PARTE I: OPERAÇÃO DOS PARTE I: OPERAÇÃO DOS TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES 
CAPÍTULO 1: CAPÍTULO 1: ELETROMAGNETISMO BÁSICOELETROMAGNETISMO BÁSICO................................................................................................................................................2......2
RESUMORESUMO ...........................................................................................................................................................................................................................................................2.......................2
1.0 - 1.0 - TENSÃO INDUZIDATENSÃO INDUZIDA ..................................................................................................................................................................................................2........................2
2.0- CAMPO MAGNÉTICO CRIADO POR 2.0- CAMPO MAGNÉTICO CRIADO POR CORRENTECORRENTE .......................................................................................................3.................3
CAPÍTULO 2: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORESCAPÍTULO 2: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES
MONOFÁSICOS MONOFÁSICOS ................................................................................................................................................................................................................................................4..................4
RESUMORESUMO ...........................................................................................................................................................................................................................................................4.......................4
1.0 - 1.0 - PRINCÍPIO DE PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO.....................................FUNCIONAMENTO...............................................................................................................................4....4
2.3 – 2.3 – Corrente Transitória Corrente Transitória de Magnetização (inrush)...................................de Magnetização (inrush)........................................................................................6...........6
4.1 - Relação de 4.1 - Relação de Transformação Teórica ou Relação de Espiras.Transformação Teórica ou Relação de Espiras. ......................................................................................7..........7
4.2 - 4.2 - Relação de Relação de Transformação Real Transformação Real ...........................................................................................................................................................................7.........7
5.0 5.0 - - PARÂMETROS REFERIDOSPARÂMETROS REFERIDOS............................................................................................................................................................................................7....7
6.0 6.0 - - CIRCUITO CIRCUITO EQUIVALENTE................................EQUIVALENTE..............................................................................................................................................8......................8
7.0 - 7.0 - PARÂMETROS PORCENTUAISPARÂMETROS PORCENTUAIS .............................................................................................................................................................9.......................9
CAPÍTULO 3: CAPÍTULO 3: BANCO DE BANCO DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS...............TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS.............................................................10....10
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................10.....................10
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................10...10
2.0 – 2.0 – BANCO COM BANCO COM TRÊS TRANSFORMADORES...........................TRÊS TRANSFORMADORES..........................................................................................10.................10
3.0 – 3.0 – CONEXÃO DELTA ABERTO CONEXÃO DELTA ABERTO OU DUPLO OU DUPLO V .......................V .............................................................................................................11..11
4.0 – CONDIÇÕES PARA REALIZAR A 4.0 – CONDIÇÕES PARA REALIZAR A CONEXÃOCONEXÃO ...........................................................................................................11...................11
CAPÍTULO 4: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORESCAPÍTULO 4: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO DOS TRANSFORMADORES
TRIFÁSICOSTRIFÁSICOS .................................................................................................................................................................................................................................................12.........................12
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................12.....................12
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................12...12
2.0 2.0 - - NÚCLEO NÚCLEO ..............................................................................................................................................................................................................................................12................12
3.0 3.0 - - ENROLAMENTOSENROLAMENTOS.......................................................................................................................................................................................................13.......................13
4.0 - 4.0 - PRINCÍPIO DE PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO.....................................FUNCIONAMENTO.............................................................................................................................13..13
5.0 5.0 - - RELAÇÃO DE RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO...............TRANSFORMAÇÃO................................................................................................................................14.....................14
6.0 - 6.0 - CORRENTE EM CORRENTE EM VAZIOVAZIO ...............................................................................................................................................................................................14.............14
7.0 - 7.0 - CIRCUITO EQUIVALENTE CIRCUITO EQUIVALENTE E E PARÂMETROS ...................PARÂMETROS ............................................................................................................14.14
CAPÍTULO 5: CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVCAPÍTULO 5: CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS E ACESSÓRIOSAS E ACESSÓRIOS .........................................................15...........15
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................15.....................15
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................15...15das tensões induzidas no
 primário e secundário, em[V];
 N1, N2 - número de espiras dos enrolamentos primário e
secundário
f-- freqüência, [Hz];
S- seção transversal do núcleo do transformador, [m2 ];
B- valor da indução magnética no núcleo, [wb/m 2].
Observe-se que:
φm =B.S (5)
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 2: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Monofásicos - 5
sendo φm  o fluxo magnético (mútuo) do núcleo do
transformador, [wb]. Deve-se observar que o
transformador não é ideal e, sendo assim, os
enrolamentos possuem resistência e capacitância (além,
naturalmente, da indutância) e existem fluxos de
dispersão. Os efeitos capacitivos tornam-se importantes
em transformadores acoplados à circuitos eletrônicos com
freqüências extremamente elevadas (em geral até 400 Hz,
tais efeitos são desprezíveis) ou tensões com altos
valores.
Por outro lado, as bobinas, geralmente, são
montadas concêntricamente, para aproveitamento de uma
 parcela do fluxo de dispersão; como dado prático,
normalmente realiza-se esta montagem com as bobinas de
maior tensão envolvendo as de menor. Tal disposição não
altera o funcionamento do transformador, apenas otimiza
o aproveitamento do fluxo.
Figura 2 – Núcleo do transformador – Representação
esquemática
2.0 - CORRENTE EM VAZIO
2.1- Considerações Gerais
A função da corrente em vazio é suprir as perdas
do transformador quando opera sem carga e produzir o
fluxo magnético, como mostrado no item anterior.
Considerando-se estes aspectos, esta corrente
 pode ser subdividida em duas parcelas distintas, ou seja:
a) I p  - Corrente ativa ou de perdas,
responsável pelas perdas no núcleo e
está em fase com a tensão aplicada ao
 primário U1; e,
 b) Im  — Corrente magnetizante ou reativa,
responsável pela criação do fluxo
magnético (φm) e está atrasado de 900
em relação à U1.
A Figura 3 esclarece o citado
Figura 3 – Diagrama fasorial do transformador em vazio
Do diagrama tem-se:
I0 = 22
m p  I  I  + (6)
I p = I0 cosϕ0 (7)
Im= I0 senϕ0 (8)
As perdas em vazio são:
P = U1 I0 cosϕ0 = U1 I p (9)
onde ϕ0 é a defasagem entre U1 e I0.
 Naturalmente, é de interesse prático que as
 perdas sejam as menores possíveis. Para que tal ocorra, a
corrente a vazio deve ser, em quase sua totalidade,
utilizada para a magnetização do núcleo; em
conseqüência:
Im » I p   (10)
Assim, o valor do ângulo ϕ0 deve ser o maior 
 possível e o cosϕ0 (fator de potência em vazio) possuirá
 baixos valores.
É comum considerar-se que a corrente em vazio
é igual à de magnetização, pois, devido a expressão (10),
o erro cometido não é significativo.
2.2 - Forma de Onda da Corrente em Vazio
A corrente em vazio assume valores bastante
 baixos situando-se na faixa de 1 a 7% da corrente
nominal do circuito primário. Desta forma, a queda de
tensão no primário é pequena nesta condição; isto leva a
considerar que:
U1 =E1 (11)
Se a tensão aplicada ao primário U1  possuir 
forma de onda senoidal, E1  também possuirá. Por outro
lado, considerando-se as express5es (3) e (5), tem-se que
o fluxo tem a mesma forma de onda de E 1 (ou seja,
senoidal no caso), porém com defasagem de 900 elétricos.
Por outro lado, considerando-se a expressão (2),
tem-se que:
Im=
1 N 
 R
e
φ 
  (12)
Observe-se que o fluxo magnético é senoidal, N1
é constante, porém a relutância varia devido aos
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 2: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Monofásicos - 6 
diferentes estados de saturação que ocorrem no núcleo.
Com tais considerações, conclui-se que a corrente de
magnetização, obrigatoriamente, não é senoidal, o que
resulta em uma corrente em vazio igualmente não
senoidal. A Figura 4 explica o exposto de forma gráfica.
Figura 4- Processo gráfico para a determinação da forma
de onda da corrente de magnetização.
Para a construção da forma de onda, adotar o
seguinte procedimento:
a) Para um determinado instante, determina-
se o valor de φm;
 b) Para este valor de φm  (crescente ou
decrescente), verifica-se na curva de
Histerese o valor de i0;
c) Transporta-se para o dado t, o valor de i0
correspondente e, assim, tem-se um
 ponto da curva de i0;
d) Repetir o processo para outros pontos e
traçar a forma de onda da corrente.
Como conseqüência do formato não senoidal da
corrente em vazio, há a produção de harmônicos,
 principalmente os de terceira ordem.
2.3 – Corrente Transitória de Magnetização (inrush)
Tal fenômeno foi observado por Fleming em
1892, mostrando que quando um transformador é
conectado à rede, uma grande corrente transitória de
magnetização (corrente inrush) é comumente observada.
O seu efeito é causar momentaneamente uma
queda de tensão e poderá provocar a atuação de relés
instantâneos.
A amplitude desta corrente depende de dois
fatores:
a) ponto do ciclo da tensão no qual a
chave para energização foi fechada ;
 b) Condições magnéticas do núcleo, nas
quais inclui-se a intensidade e a
 polaridade do fluxo residual.
Convêm lembrar que o transitório da corrente de
energização dura alguns ciclos nos pequenos
transformadores, podendo atingir até vários ciclos nos
transformadores de força.
Um oscilograma típico para os regimes
transitório e permanente da corrente a vazio é mostrado
na Figura 5.
Figura 5 –Forma de onda da corrente de energização
3.0 - O TRANSFORMADOR EM OPERACÂO
Considere-se a figura 6.
Figura 6 – Transformador monofásico em operação
Com o transformador operando em vazio, ou
sem carga, a corrente I0  magnetiza o transformador e
induz as tensões E1 e E2. Fechando-se a chave S do
circuito secundário do transformador, haverá circulação
da corrente I2  em seu enrolamento, cujo valor depende
exclusivamente da carga. Como visto, de acordo com a
lei de Ampère, I2  criará o fluxo de reação φ2 e de
dispersão φdisp2 , sendo que o primeiro tende a anular φm.
Para que o transformador continue magnetizado, haverá
uma compensação de fluxo no primário, ou seja: para
manter a magnetização, o transformador exigirá da rede
uma corrente suplementar a I0, de modo a compensar φ2 ;
esta corrente receberá a denominação de I’ 2, a qual cria o
fluxo φ1. Assim, a corrente primária I1 é:
I1=
2
2
2
0  I  I  +   (13)
de onde:
I0=
2
2
2
1  I  I  −   (14)
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 2: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Monofásicos - 7 
Da expressão (14) é possível concluir que, em
qualquer condição de operação do transformador, sempre
existirá a corrente I0 e que somente ela é responsável pela
indução de E1 e E2, em outras palavras, E1 e E2
independem do regime de carga.
4.0 - RELACÃO DE TRANSFORMACÃO
A relação de transformação das tensões de um
transformador monofásico é definida de duas formas:
4.1 - Relação de Transformação Teórica ou Relação
de Espiras.
Definida por:
K  N =
S  B f  N 
S  B f  N 
 E 
 E 
..44,4
...44,4
2
1
2
1 =   (15)
Portanto:
K  N =
2
1
2
1
 N 
 N 
 E 
 E 
=   (16)
Porém, sabe-se que:
2
1
2'
2  I 
 N 
 N 
 I  =   (17)
e,
I1=
2
2
2
0  I  I  +   (18)
Como
0
'
2  I  I  >>   (19)
tem-se que:
I1= I2 (20)
Assim:
K  N =
2
1
1
2
 N 
 N 
 I 
 I 
=   (21)
Desta forma:
K  N=
1
2
2
1
2
1
 I 
 I 
 N 
 N 
 E 
 E 
==   (22)
 No funcionamento em vazio:
I1 = I0  (23)
Devido a este fato, como citado anteriormente, a
queda de tensão primária é mínima; assim:
U1 ≈ E1  (24)
Além disto, nesta condição:
U2 = E2  (25)
Assim:
2
1
2
1
U 
U 
 E 
 E 
 K  N  ≅=  (26)
A expressão (26) é importante, pois E1 e E2 são
acessíveis a uma medição; assim, utilizando-se um
voltímetro no primário obtêm-se U1  e, no secundário,
estando o transformador emvazio, U2; desta forma, acha-
se a relação do número de espiras com pequeno erro.
4.2 - Relação de Transformação Real
Ao aplicar uma carga ZC  ao secundário, a
corrente I2  circula pelo secundário e I1  assume valores
superiores a I0 assim, haverá queda de tensão no primário
e no secundário e, portanto:
U2 ≠ E2  (27)
 Nestas condições, define-se a relação de
transformação real, ou a relação entre as tensões
 primárias e secundárias quando do transformador em
carga; ou seja:
1
2
2
1
 I 
 I 
U 
U 
 K  ≅=  (28)
Eventualmente, se a queda de tensão secundária
for pequena (o que acontece para transformadores bem
 projetados) pode-se supor que:
K  N = K (29)
Observe-se que:
a) se K > 1, o transformador é abaixador; e,
 b) se K > R CC  (40)
Assim:
ZCC = XCC  (41)
de onde, é comum representar o transformador como na
Figura 12.
Figura 12 – Representação simplificada do transformador 
O circuito da figura 12 facilita enormemente a
montagem de rotinas computacionais em sistemas de
 potência. Como por exemplo, programas para analise do
fluxo de carga e estabilidade sistemas.
7.0 - PARÂMETROS PORCENTUAIS
A impedância de curto-circuito normalmente é
fornecida em porcentagem de uma impedância base, ou
seja:
100%
 B
CC 
 Z 
 Z 
 Z  =  (41)
onde:
2
 N 
 N 
 B
U 
S 
 Z  =  (42)
sendo:
S N – potência nominal do transformador 
U N – tensão nominal do transformador 
É possível demonstrar que a impedância
 percentual possui o mesmo valor se calculada pelo lado
 primário ou secundário.
Por outro lado, define-se “Tensão de curto-
circuito (UCC) a tensão que é necessário aplicar a um
transformador, de modo que circule a corrente nominal
no secundário, quando este está curto-circuitado.
Figura 13 – Curto-circuito em transformadores
 Na prática, as tensões de curto-circuito são
expressas por seus valores percentuais em relação a U  N e
estão na faixa dela 10%. Desta maneira, a “tensão de
curto-circuito percentual” é expressa por:
100%
 N 
CC 
U 
U 
U  =  (44)
Pode-se mostrar que:
UCC% = Z% (45)
Da mesma forma, é possível definir a resistência
e reatância percentual como segue:
100100%
 N 
 JT 
 B
CC 
S 
 P 
 Z 
 R
 R ==  (46)
onde PJT são as perdas em carga e,
22 %%100%  R Z 
 Z 
 X 
 X 
 B
CC  −==  (47)
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 3: Banco de Transformadores Monofásicos - 10
CAPÍTULO 3: BANCO DE TRANSFORMADORES 
 MONOFÁSICOS 
"Não creias impossível o que apenas improvável parece.” 
William Shakespeare
RESUMO
Este capítulo analisa a transformação trifásica
executada através de bancos de transformadores
monofásicos.
1.0 - INTRODUÇÃO
Considera-se como transformação trifásica
aquelas em que há transferência de energia elétrica de um
circuito elétrico trifásico (primário) a outro (secundário e,
eventualmente, terciário), alterando-se ou não os níveis
de tensões e correntes, porém mantendo-se a freqüência
constante.
Há várias possibilidades de se executar tal
transformação.
A forma mais básica para tanto é a de utilizar 
dois ou três transformadores monofásicos independentes,
unidos entre si sem nenhuma interferência ou interação
entre os seus fluxos magnéticos, formando um banco.
2.0 – BANCO COM TRÊS TRANSFORMADORES
Para executar a ligação dos três transformadores
monofásicos independentes é necessário conectar os
 primários e os secundários entre si.
 Nesta situação, há a possibilidade de conectá-los
ou em delta (triângulo) ou em estrela.
Figura 1 – Ligações delta e estrela
Desta forma, combinando-se estes tipos de
ligações, a transferência de energia realiza-se através das
seguintes conexões:
 Primário D D Y Y
 Secundário d y d y
Sendo “ D”  e “Y” , respectivamente, as ligações
delta e estrela do lado primário e “ d”  e “ y”  as
equivalentes no secundário.
A figura 2 mostra algumas maneiras de conectá-
las a título de exemplo.
H1 e H2 são os terminais iniciais e finais do primário
X1 e X2 são os terminais iniciais e finais do secundário
Figura 2 – Conexões em banco com três transformadores
monofásicos
Este sistema apresenta custo maiores em relação
a uma unidade trifásica. Entretanto, possibilita a
existência de apenas um transformador monofásico de
reserva com 1/3 da potência total para os três, enquanto o
trifásico exige outro de igual potência.
A ligação de bancosmonofásicos é
freqüentemente empregada em instalações de grande
 potência, onde o custo da unidade reserva resulta
significativo.
Além disto, em caso de falha de uma unidade, o
 banco ainda pode operar em uma conexão especial,
 porém com capacidade reduzida, mas sem interrupção de
fornecimento.
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 3: Banco de Transformadores Monofásicos - 11
3.0 – CONEXÃO DELTA ABERTO OU DUPLO V
Se um dos transformadores de um banco com
conexão ∆∆  for retirado, mesmo assim é possível a
transformação trifásica sem alteração nas tensões. Obtêm-
se, assim, uma conexão conhecida como duplo V  ou ∆
aberto ou, ainda, conexão Aaron. A figura 3 ilustra.
Figura 3 – Remoção de um transformador em conexão
 Dd  para obtenção do banco duplo V .
A figura 4 mostra com mais detalhes a conexão.
Figura 4 - Conexão delta aberto ou duplo V
 Na figura 4, verifica-se que o sistema duplo V
 produz três tensões de linha defasadas de 120º.
Observe-se, entretanto, que cada transformador 
fornece a corrente de linha (e não a de fase).
Sendo assim, a potência suprida por um
transformador num delta aberto, comparada à potência
total trifásica, é:
577.0
3
1
cos3
cos
cos3
cos
===
==
ϕ 
ϕ 
ϕ 
ϕ 
 L L
 L L
 F  F 
 F  F 
 I U 
 I U 
 I U 
 I U 
trifásicatotal  Potência
dor transforma por  Potência
(1)
De onde se conclui que a potência suprida por 
transformador neste sistema é 57,5% da potência total.
Por outro lado, a expressão (1) também mostra
que, se três transformadores em  Dd   estão suprindo a
carga nominal e um transformador é removido, a
sobrecarga em cada um dos transformadores que
 permanece seria de 173%, uma vez que a recíproca da
expressão (1) é a relação da carga total para a carga por 
transformador.
 Naturalmente, esta relação implica em que, se
dois transformadores estão operandos em duplo V e com
carga nominal, a adição de um terceiro transformador 
aumenta a capacidade total de 173,2% (ou de 3 ).
Assim, um aumento no custo de 50%,
correspondente ao terceiro transformador, permite um
acréscimo da capacidade do sistema em 73,2%, ao
convertê-lo de duplo V em ∆∆.
Esta estratégia é interessante em sistemas de
distribuição, onde se espera uma ampliação futura. Em
outras palavras, em um primeiro momento instala-se os
transformadores conectados em duplo V e, se a demanda
aumentar com o passar do tempo, instala-se o terceiro
transformador. Com tal atitude, o custo inicial é menor.
4.0 – CONDIÇÕES PARA REALIZAR A CONEXÃO
Analisando-se a figura 3, verifica-se que é
interessante que os transformadores possuam relações de
transformação iguais e sejam conectados com as
 polaridades indicadas. Em caso contrário, as tensões no
secundário ficarão desbalanceadas.
A título de exemplo, se o transformador 1
 possuir uma relação 13.800/127 V e o segundo,
13.800/115 V, a tensão secundária entre as fases “a” e
“c” será:
V U ca
000 6,1516,2091201150127 ∠=∠−∠−=
Observe-se que ocorrerá, adicionalmente, uma
sobretensão entre as fases “a” e “c”.
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 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 4: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Trifásicos - 12
CAPÍTULO 4: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
 DOS TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS 
"É impossível para um homem aprender aquilo que ele acha que já sabe."
Epíteto
RESUMO
Este capítulo trata do princípio de
funcionamento do transformador trifásico e apresentando
várias grandezas e aspectos de sua operação.
1.0 - INTRODUÇÃO
A transformação trifásica pode ser realizada com
um transformador específico, destinado a este fim.
 Neste caso, o custo inicial é mais baixo que os
dos bancos, pois existirá apenas uma unidade. Entretanto,
exige um outro transformador de mesma potência como
reserva.
2.0 - NÚCLEO
Partindo do princípio que o transformador 
trifásico agrupa três monofásicos em um, a composição
entre os núcleos mais evidente é a mostrada na figura 1.
Figura 1 - Núcleos monofásicos compondo o trifásico.
Um sistema trifásico simétrico e equilibrado
 possui três correntes com mesmo módulo, porém
defasadas de 120º elétricos uma das outras. Pela lei de
Ampère, elas originam fluxos nos núcleos monofásicos,
também defasados de 120º.
Analogamente às correntes trifásicas, quando os
fluxos juntarem-se em um ponto, sua soma será nula, o
que ocorre no local de união dos três núcleos. Sendo
assim, não há necessidade de sua utilização é, portanto, é
conveniente retirá-lo do circuito como medida de
economia de material.
Figura 2 - Núcleo trifásico ideal.
O núcleo trifásico da figura 2 é o ideal;
entretanto, tem uma forma inconveniente e há uma
utilização excessiva de material em sua construção, o que
se reflete nos custos e inviabiliza a sua utilização. A
solução que se adota, em termos práticos, é bastante
simples, ou seja: retira-se um dos núcleos, inserindo entre
as colunas (ou pernas) laterais, uma outra com as mesmas
dimensões.
Figura 3 - Núcleo trifásico real.
O circuito magnético das três fases, neste caso,
resulta desequilibrado. A relutância da coluna central é
menor que as outras, o que origina uma pequena
diferença nas correntes de magnetização de cada fase.
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 4: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Trifásicos - 13
Existem diversos tipos de núcleo, entretanto o
mostrado na figura 3 é o mais comum devido à sua
facilidade construtiva e de transporte.
Este tipo de núcleo, em relação a três
monofásicos, apresenta como vantagem o fato de que,
qualquer desequilíbrio magnético causado pelas
diferentes condições elétricas das três fases, tendem
desaparecer graças à interconexão magnética existente
entre elas; assim, a fluxo de cada perna distribui-se
obrigatoriamente pelas outras duas. Além disso, existe a
economia de material em relação aos três monofásicos e
conseqüente diminuição das perdas em vazio.
Como desvantagem, tem-se que as unidades
reservas são mais caras, pois deverão ter a potência total
do transformador a ser substituído; o monofásico de
reserva, por outro lado, pode ter apenas um terço da
 potência do conjunto.
3.0 - ENROLAMENTOS
Os enrolamentos de um transformador trifásico
 podem ser conectados em estrela (Y), delta (∆) ou zig-
zag, conforme mostra a figura 4.
Figura 4 - Conexões possíveis dos enrolamentos de um
transformador trifásico.
As ligações delta e estrela são as mais comuns.
A ligação zig-zag é secundária típica; a sua
característica principal é sempre afetar igual e
simultaneamente duas fases primárias, pois os seus
enrolamentos são montados em pernas distintas seguindo
uma ordem de permutação circular. Naturalmente, este
fato a torna mais adequada para ser utilizada em presença
de cargas desequilibradas.
Adotando-se a notação de designar-se a ligação
 primaria através de letras maiúsculas e secundária através
de minúsculas, tem-se:
 Primário D D D Y Y Y
 Secundário d y z d y z
Tabela 1 - Conexões dos enrolamentos.
4.0 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
O princípio de funcionamento é basicamente o
mesmo do monofásico, tanto em vazio como em carga.
A figura 5, mostra o núcleo do transformador 
trifásico com seus enrolamentos utilizando a conexão Dy.
Os terminais H1, H2 e H3 são os de maior tensão e os de
menor tensão são X1, X2 e X3, considerados nesta análise
como primário e secundário, respectivamente.
Figura 5 - Transformador trifásico em vazio.
Ao aplicar as tensões UAB, UBC e UCA ao
 primário, as correntes de magnetização de cada fase (I 0AB,
I0BC e I0CA) circularão pelos respectivos enrolamentos. O
efeito resultante será, o surgimento de três fluxos
magnéticos alternados e defasados de 120º elétricos entre
si e, pela lei deFaraday, serão induzidas tensões nos
enrolamentos primários (EAB, EBC e ECA) e secundários
(Eab, E bc e Eca) Observe-se que, nos pontos A e B do
núcleo, a soma dos fluxos é nula; isto significa que cada
trecho entre A e B age como um transformador 
monofásico.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 4: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Trifásicos - 14
 Naturalmente, ao acoplar cargas ao secundário,
surgirão correntes opondo-se à variação do fluxo mútuo
φM  e, em conseqüência, tentam desmagnetizar o núcleo.
Assim, essas correntes são compensadas por parcelas
adicionais de corrente absorvidas junto à rede, mantendo-
se φM constante e as tensões induzidas nos enrolamentos.
5.0 - RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO
Como se sabe, a relação de transformação real é
definida como a relação entre as tensões primárias (U 1) e
secundárias (U2), ou seja:
2
1
2
1
 E 
 E 
U 
U 
 K  == (1)
 No transformador trifásico a relação de
transformação tem a mesma definição, sendo as tensões
entre fases; porém, devido à conexão dos enrolamentos
(E1 e E2 são tensões induzidas entre os terminais dos
enrolamentos), ela não será, em todos casos, igual à
relação de espiras.
A figura 6 mostra duas conexões de
transformadores trifásicos.
Figura 6 - Conexões dos transformadores trifásicos.
Sendo assim, as relações de transformação K e
K  N para cada caso seriam:
a) Na figura 6a:
2
1
U
U
K  =  e
2
1
2
1
 N
 N
 N
E
E
K  == (2)
e, estando o transformador em vazio, tem-se:
11 EU ≅  e 22 EU =
então,
 NK K  = (3)
 b) Na figura 6b:
2
1
U
U
K  = (4)
Como os enrolamentos podem estar conectados
de diversas maneiras, nota-se que para cada modo de
ligação haverá uma diferença entre a relação de
transformação e de espiras; a tabela 2 mostra os valores
de K em função de K T para cada ligação:
 Ligação Dd Dy Dz Yy Td Yz
 K = K  N
3
K  N
 NK 
3
2
K  N  NK 3  NK 
3
2
Tabela 2 - Valores de K em função de K  N
 para as diversas conexões.
6.0 - CORRENTE EM VAZIO
 Nos transformadores trifásicos, com a montagem
de núcleo mostrada, as correntes de magnetização devem
ser iguais entre si nas fases laterais e ligeiramente
superiores a da central.
Isto se deve ao fato de que as relutâncias das
 pernas correspondentes são maiores.
Desta forma, adota-se um valor médio para a
corrente em vazio, ou seja:
3
III
I C0B0A0
0
++
= (5)
7.0 - CIRCUITO EQUIVALENTE E PARÂMETROS
De uma forma geral, os sistemas de potência são
representados por apenas uma fase e um neutro,
considerando as restantes como simétricas;
evidentemente, consegue-se isto com a ligação Y.
 No caso dos parâmetros porcentuais, tal fato é
irrelevante, pois independem das conexões dos
enrolamentos; enquanto que nos magnetizantes, ocorre
exatamente o contrário.
Assim no caso do primário em ligação delta,
utiliza-se transformá-la na estrela equivalente. Desta
forma, o transformador trifásico será representado pelos
 parâmetros de uma fase, supondo as conexões primárias
em estrela e carga trifásica simétrica e equilibrada.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 15
CAPÍTULO 5: CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 
 E ACESSÓRIOS 
“O segredo de aborrecer é dizer tudo” 
Voltaire
RESUMO
Os transformadores são constituídos pela parte
ativa e diversos outros componentes. designados
genericamente por acessórios, necessários para o perfeito
funcionamento. Este texto mostra as principais partes
destes equipamento e alguns testes possíveis de serem
realizados.
1.0 - INTRODUÇÃO
A parte ativa dos transformadores, como citado
anteriormente, é composta pelo núcleo magnético e
enrolamentos. Por outro lado, os seus acessórios variam
de um transformador para outro conforme a sua potência
e nível de isolamento. A titulo de ilustração a figura 1
apresenta uma vista explodida de um transformador 
trifásico, enquanto as figuras 2 e 3 mostram a localização
dos acessórios e a parte ativa de um transformador 
monofásico, respectivamente.
Figura 1 – Vista explodida de um transformador trifásico
1 – Diafragma de alívio; 2 – Tubo de descarga; 3 – Bucha de alta
tensão; 4 – Manivela de controle do comutador; 5 – Tampa de visita e
abertura; 6 – Relé detetor de gás; 7 – Bucha de baixa tensão; 8 – 
Termômetro; 9 – núcleo e bobina do transformador; 10 – Válvula de
dreno de óleo; 11 – Chave do comutador de tap’s; 12 – Bomba de óleo;
13 – Ventoinha; 14 – Radiador; 15 – Suspiro; 16 – tanque conservador 
de óleo; 17 – Indicador; 18 – Placa terminal; 19 – Poço.
Figura 2 –Localização de acessórios
Figura 3 - Parte ativa de um transformador monofásico
 Neste sentido a NBR 5356/81 estabeleceu os que
devem ser utilizados com transformadores imersos em
óleo. A titulo ilustrativo a tabela 1 fornece um resumo das
informações da norma para transformadores de até 1000
kVA e a tabela 2 para transformadores de maior porte.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 16
 ACESSÓRIOS POTÊNCIA (em kVA)
15 30 45 75 112,5 150 225 300 500 750 1000
De Coluna O O N N NIndicador Externo de
Líquido Isolante. Magnético O O O
Bujão de Drenagem. O O N N N
Meios de Ligação para Filtro.  N N N N N
Dispositivo p/ retirada de amostra de óleo. N N N N N
Meios de Aterramento do Tanque. N N N N N N N N N N N
Meios p/ levantamento do Transformador 
Completamente Montado e da Parte Ativa.
 N N N N N N N N N N N
Abertura para Inspeção. N N N N N N N N N N N
Apoios para Macaco. N N N N N
Provisão para Instalação do Termômetro do óleo. O O N N N
Dispositivo para Alívio de Pressão. O O O
Meios para Locomoção. N N N N N
Conservador de Óleo (em Transformadores Não -
Selados).
O O O
Indicador de Temperatura do Óleo. O O O
Caixa com Blocos Terminais. O O O
Relé Detetor de Gás Tipo Buchholz (quando
houver conservador).
O O O
Respirador com Secador de Ar (quando Houver 
conservador).
O O O
 N – Acessórios Normais.
Tabela 1 – Acessórios para transformadores trifásicos com potência de até 1000 kVA.
 ACESSÓRIO LOCALIZAÇÃO FUNÇÃO
Relé Detetor de Gás (Gás Relay). Tampa do Tanque. Coletar gases provenientes de falhas internas.
Relé J (Fault Pressure Relay). Parede Lateral do Tanque. Indicar sobrepressões bruscas no interior do
tanque.
Relé Bulchholz (Bulchholz Relay). Condutor de Óleo entre Tanque e o
Conservador.
Sintetiza a função dos dois relés anteriores.
Se usado, dispensa os mesmos.
Válvula de Alívio de Pressão (Pressure
Relief Device).
Tampa do Tanque. Aliviar sobrepressões bruscas, protegendo o
tanque contra deformações ou rupturas.
Tubo de Segurança (Safety Type). Tampa do Tanque. Idem anterior, não sendo utilizados
conjuntamente.
Termômetro de Óleo (Liquid
Temperature Indicator).
Parte Superior do Tanque (Lateral ou
Tampa).
Indicar por medição direta a temperatura do
óleo do topo.
Termômetro de Enrolamento – Imagem
Térmica (Winding Temperature
Indicator).
Parte Superior do Tanque (Lateral ou
Tampa).
Indicar a temperatura do ponto mais quente
do enrolamento através de medição indireta.
Indicador de Nível de Óleo (Líquid
Level Indicator).
Lateral da Superfície do Tanque
Lateral do Conservador. Topo da
Bucha.
Indicar nível de óleo isolante.
Indicador de Fluxo de Óleo (Líquid
Flowgage).
Tubulação Inferior do Banco de
Radiadores entre o Tanque e a Bomba
de Óleo.
Indicar o funcionamento da bomba de óleo.
Tabela 2 – Acessórios para transformadores de força.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 17
2.0 - NÚCLEO
O núcleo é utilizado como circuito magnético
 para a circulação do fluxo criado nas bobinas primárias.
Compõe-se por chapas de aço-silício laminado com
espessuras variáveis, sendo estas agrupadas de tal modo
que resultem em pernas e culatras (jugo). Essas chapas
são isoladas entre si por verniz isolante.
Existem dois tipos básicos, ou seja.
a) Núcleo envolvido (Core type ou tipo núcleo)
Utilizado para altas tensões, as quais requerem
muitas espiras e boa isolação. Caracterizaram-se e por 
correntes relativamente baixas e pequeno fluxo
magnético Este tipo é ilustrado na figura 4.
Figura 4 - Núcleo de transformador trifásico
 b) Núcleo envolveu/e (Shcll type ou encouraçado)
Usados em transformadores com tensões baixas,
onde há poucas espiras, baixa isolação. elevadas
correntes, altas freqüências e fluxos magnéticos.
O corte das capas pode se feito a 90 o  ou 45o,
dependendo da montagem do núcleo e da potência do
transformador. Observa-se que o corte a 45 o permite que
o fluxo circule com menor relutância.
Figura 5 - Corte da chapa a 45 o
O corte a 90o permite os formatos UI, EI, L. ou 1
como mostra a figura 6.
Figura 6 - Corte de chapa a 90 o
Outro aspecto construtivo importante é a seção
transversal do núcleo, sendo que esta, idealmente, deveria
ser circular para uma melhor distribuição do fluxo. Como
este tipo de construção e antieconômico, emprega-se.
a) Seção quadrada ou retangular para
 pequenos transformadores;
 b) Seção tipo cruz para médios e grandes
transformadores. Neste caso, cortam-se
as chapas em dois ou mais tamanhos
escalonados, de forma que a seção fique
inscrita em uma circunferência. Desta
maneira, aproveita-se melhor as chapas
e aumenta-se a superfície de
refrigeração do núcleo.
Pode-se ter cruz com 3, 4; 5 ou mais dentes e, no
caso de transformadores de grande potência, cruz com
canais de óleo.
Figura 7 - Seções transversais de núcleo: a) quadrada;
retangular; c) cruz com três dentes d) cruz com quatro
dentes
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 18
Figura 8 - a) Seção transversal tipo cruz com 3 dentes e
canais de óleo; b) montagem do núcleo com este tipo de
seção transversal
3.0 - ENROLAMENTOS
3.1 – Generalidades
As bobinas são montadas sobre tubos isolantes
de papel baquelitizado ou envernizados, como ilustra a
figura 9.
Figura 9 – Montagem do Enrolamento
Existem diversos tipos de enrolamentos que
 podem ser utilizados em transformadores, porém
 pertencem a três grandes grupos básicos, ou seja,
helicoidais, discoidais e camadas.
3.2- Enrolamento helicoidal
Usados na tensões inferiores (altas correntes).
 Normalmente, constituídos por condutores retangulares e
se desenvolvem em hélice continua.
Entre as espiras existem canais de transposição
onde os condutores são invertidos; sendo assim, cada um
deles ocupa todas as posições possíveis, conseguindo-se
uma repartição equilibrada de correntes (mesma
resistência ôhmica) e reduzindo-se as perdas no cobre e
 por correntes parasitas. Com dois condutores haverá pelo
menos uma transposição.
Figura 10 - Enrolamento helicoidal com a) dois
condutores; b) três condutores; c) quatro condutores; d)
hélice indicando a transposição.
3.3 - Enrolamentos discoidais (panqueca)
Usados na tensão superior. O enrolamento
completo consiste de um número de discos superpostos
uns aos outros. Na realidade, compõe-se de espiras
circulares dispostas paralelamente uma a outra no sentido
radial, podendo ou não possuírem canais para
refrigeração.
Os condutores a cada volta entrelaçam-se, pois
desta forma, o comprimento médio de cada espira, e.
consequentemente sua resistência ôhmica é igual.
Os discos são separados por calços isolantes e
são dispostos concentricamente com o secundário
ocupando, normalmente, a parte externa por facilidade de
isolamento e retirada das derivações.
Figura 11 – Bobina em disco
3.4 - Enrolamentos em camadas
Dividem-se em diversas camadas concêntricas
largas, cilíndricas e de pequena espessura conectadas em
série. Possuem excelente comportamento às sobretensões.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
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 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 19
4.0 - DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM E CALÇOS
Para dar consistência mecânica à parte ativa
utiliza-se vigas dispostas horizontalmente, fixadas por 
tirantes.
Por outro lado, emprega-se calços em muitos
 pontos da parte ativa, os quais têm por finalidade:
a) Dar rigidez às bobinas,
 b) Isolar as bobinas do núcleo,
c) constituir vias para a circulação óleo e,
d) nivelar as janelas entre outras.
Com freqüência utiliza-se do fenolite, presspan
ou madeira na sua confecção.
5.0 - ISOLAMENTO
O isolamento existente nos transformadores é
feito, basicamente, entre camadas de espiras, bobinas,
enrolamentos e em relação à carcaça (massa).
O isolamento entre enrolamentos e o isolamento
em relação à massa denominam-se isolamento principal.
Ele é constituído por um ou mais cilindros isolantes de
 papelão, de papel impregnado com resinas sintéticas e
outros materiais, colado(s) entre ambos enrolamentos e
entre os enrolamentos e culatra.
O isolamento entre camadas é formado por duas
camadas de papel. Por outro lado, o isolamento entre
espiras emprega várias camadas de papel enrolados sobre
os condutores.
O papel normalmente utilizado é o Kraft. Os
condutores ainda podem ser esmaltados.
O isolamento entre bobinas no sentido axial é
feito empregando-se madeira impregnada (madeirite)
e/ou camadas de presspan ou baquelite. No sentido radial,
quando as espiras dividem-se em muitos grupos, utiliza-
se tubos isolantes. De um modo geral, existem
espaçadores de presspan com vários milímetros entre
elas, de modo a permitir a livre circulação de óleo.
6.0 – TAP’S OU DERIVAÇÕES
Por diversos motivos, as tensões das redes
variam. Sendo assim, necessita-se que o transformador 
 possua condições de alterar a sua tensão de entrada, por 
exemplo, para que a tensão secundária fique constante.
Desta forma, é possível a variação da relação de
transformação, comutando-se espiras de um dos
enrolamentos (ou de ambos).
Os pontos para a comutação de espiras
denomina-se “tap” ou ‘derivação”. Observe-se que as
derivações em enrolamentos de tensão superior são mais
econômicas, pois possuem condutores com bitola menor 
que os de tensão inferior.
A troca de taps pode ser executada em carga ou
em vazio. No primeiro caso necessita-se de “uni
comutador sob carga, equipamento motorizado e com
câmara de extinção, (devido ao caráter altamente indutivo
dos transformadores) e a mudança deve ser a mais
discreta possível. No segundo, há uma tala de bornes
interna ao tanque (tipo painel) ou um comutador externo
(tipo rotativo).
Figura 12 - Comutador sob carga (LTC)
7.0 - BUCHAS
7.1 - Generalidades
As buchas possuem a função básica de acoplar 
os terminais dos enrolamentos ao circuito externo, bem
como, manter isolado eletricamente estes enrolamentos e
cabos do tanque.
Entre elas há um certo espaçamento, devido a
necessidade de se isolar as entradas e saídas uma das
outras, onde o meio ambiente age como dielétrico. Este
fato caracteriza a eficiência da bucha ou se a o melhor 
uso possível do poder dielétrico do ar a fim de assegurar 
isolamento adequado.
São constituídas basicamente por:
a) Corpo isolante de porcelana vitrificada;
 b) Condutor passante de cobre eletrolítico
ou latão;
c) Terminal de latão ou bronze;
d) Vedações de borracha e papelão
higroscópico.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 20
Asformas e as dimensões variam com a tensão e
a corrente de operação. Os tipos mais comuns são as
 buchas a óleo e as condensivas.
7.2 - Buchas a óleo
Consiste numa haste condutora envolvida por 
um determinado número de finos cilindros concêntricos
de material isolante, separados por calços de madeira
tratada, onde a haste e os cilindros isolantes são fixados
dentro de dois cones ocos de porcelana. Completa-se os
espaços vazios com óleo isolante. Utilizados até 400 KV.
Figura 13 - Exemplo de buchas à óleo - a) Instalação
exterior; b) Instalação interior 
7.3 - Buchas Condensivas
Compõe-se de um corpo isolante de papel
 baquelitizado enrolado sobre um tubo de cobre (ou
estanho). No isolamento são colocadas armaduras
semicondutoras de forma a constituírem capacitores
cilíndricos e coaxiais.
São usadas a partir de 30 KV.
Figura 14 - Exemplo de buchas condensivas
8.0 - TANQUE
Destinado a servir de invólucro da parte ativa e
de recipiente do liquido isolante.
 Na utilização destes tanques, é necessário
 precaver-se quanto à expansão e contração do óleo com
as variações de temperatura. Assim, nos transformadores
de distribuição é usual utilizá-lo completamente selado,
contendo apenas um espaço livre entre a tampa e o óleo.
Em grandes transformadores. devido ao fato de
que a pressão interna pode assumir altos valores, utiliza-
se o conservador.
Estes dois tipos de tanques podem ser providos
de flanges nos terminais de alta e/ou baixa tensão.
O tanque pode conter radiadores constituídos por 
tubos ou elementos, visando a aumentar a área de
dissipação do calor gerado pelas perdas.
Figura 15 - Transformador com radiadores e ventilação
forçada
9.0 - RELÉ BUCHHOLZ (TRAFOSCÓPIO)
9.1 - Considerações gerais
O relé Buchholz, tem como finalidade proteger 
equipamentos elétricos que trabalham com líquidos
isolantes, em geral transformadores, quando equipados
com tanque de expansão.
Esse tipo de relé somente detecta problemas
originados no interior do transformador e, portanto, há
sempre a necessidade de se complementar a proteção
contra problemas externos, utilizando-se de outros
dispositivos.
O funcionamento deste relé baseia-se no fato de
que qualquer acidente que ocorra no transformador,
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 21
estará procedido de uma série de fenômenos, às vezes
imperceptíveis e sem gravidade, mas que conduzem à
distribuição progressiva do isolamento dos enrolamentos.
Assim sendo, esse tipo de equipamento toma-se
importante devido a sua sensibilidade a gases de
decomposição, que normalmente acompanham este tipo
de fenômeno. A figura 16 mostra uma vista do relé.
Figura 16 – Relé Bhuchholz
Observe-se que o Buchholz substitui o relé de
gás e o de falha de pressão tipo “J”, os quais serão
analisados à frente
9.2 - Características Físicas
O relé Buchholz é um equipamento compacto,
de pouco volume é de fácil montagem, provido
normalmente de flanges de entrada e saída, que permitem
instalá-lo em série com a tubulação que une o tanque do
transformador com o de expansão do óleo isolante,
conforme mostra a figura 17.
Figura 17 - Relé Buchholz instalado.
Internamente, o relé é composto por duas bóias.
funcionando, normalmente, uma para alarme e outra para
desligamento; anexo a elas existem contatos de mercúrio,
que permitem, conforme a posição das bóias, a conexão
dos circuitos.
 Note-se que, de acordo com o tipo do relé, o
mesmo pode vir equipado com somente uma bóia e um
contato.
Além disto, ainda há uma pequena janela situada
no corpo do aparelho, o qual é construído de ferro
fundido. Tal visor, além de permitir a verificação do nível
de óleo, facilita o exame do gás, orientando sobre a
natureza do defeito através da cor e pela sua quantidade.
 Na parte superior do corpo do relé, encontra-se
um registro que permite recolher o gás acumulado. Na
 parte inferior, outro destinado aos ensaios de
funcionamento das bóias, como mostra a figura 18.
1 – Registro de saída do gás; 2 – Bornes para ligação; 3 – Prensa cabos;
4 – Balança (bóia) de alarmes; 5 – Balança (bóia) de desligamento; 6 – 
Furo de saída (dreno); 7 – Registro para teste
Figura 18 - Vista em corte do relé Buchholz.
9.3 - Características de funcionamento
O corpo do relé permanece normalmente cheio
de óleo, contendo as bóias b1 e b2 móveis em redor dos
eixos fixos (refira-se à figura 3), mas mantidas numa
mesma posição pela força hidrodinâmica do liquido
isolante.
Se em conseqüência de um defeito pouco
importante, são produzidos pequenas bolhas de gás, estas
sobem pelo tanque do transformador ao de expansão do
óleo. Contudo, tais bolhas serão captadas pelo corpo do
relé e armazenadas, razão pela qual o nível do óleo
 baixará progressivamente á medida em que aumenta o
volume na parte superior do receptáculo. Como
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 22
conseqüência, a bóia superior b1 irá se inclinar,
acarretando o fechamento do contato superior quando a
quantidade de gás for suficiente. Posteriormente, se o
desprendimento de gás persistir, o nível do óleo no
receptáculo irá abaixar, até que haja passagem direta para
o tanque de expansão. A figura 19 ilustra o exposto.
Figura 19 - Ação do Relé Buchholz
O contato superior permite, desta forma, que se
acione uma sinalização ótica ou acústica.
Por outro lado, a bóia b2 conservará sua posição
se o desprendimento de gás continuar lento. Caso o
defeito se acentue o desprendimento se tomará violento, e
se produzirão grandes bolhas, de tal forma que o óleo em
conseqüência do choque. refluirá para o tanque de
expansão. Este fluxo de óleo movimenta a bóia b2 e em
conseqüência fechará o contato de mercúrio. O contato
em questão, por sua vez, deverá estar ligado ao circuito
de proteção, forçando dessa maneira a abertura dos
disjuntores, colocando o transformador fora de serviço.
Esta operação é mostrada esquematicamente na figura d.
Em caso de sobrecorrente anormal, obtêm-se o
mesmo resultado. Nesta situação, uma grande quantidade
de pequenas bolhas irão surgir em torno de todo
enrolamento devido ao aquecimento, e. assim, irão atuar 
como se fosse uma grande bolha, o que significa que a
 bóia b2 irá atuar devido ao refluxo do óleo.
Pelo exposto, verifica-se que a proteção
Buchholz não funciona pela ação dos movimentos do
óleo que resultam do seu aquecimento normal, tão pouco
 pelos efeitos eletrodinâmicos sobre as bobinas. Para que a
 bóia b2 seja acionada é necessário um movimento brusco,
devido a um forte desprendimento gasoso.
9.4 - Observações importantes
Convém notar-se que a formação de bolhas
gasosas se manifesta somente quando a temperatura dos
enrolamentos se eleva ao ponto em que o óleo se volatiza
(acima de 150 0C).
Por outro lado, tal temperatura pode ser 
suportada durante um breve período pelos enrolamentos,
o que significa que segundo a magnitude da corrente de
sobrecarga esse valor será alcançado mais ou menos
rapidamente. Portanto, quando obtida a referida
temperatura, o relé Buchholz irá atuar, desligando o
transformador. Pode-se considerar, conseqüente, que o
relé constitui uma proteção de sobrecorrente, com
característica de tempo dependente de sobrecarga.
Os contatos superior e inferior, também serão
acionados quando o nível de óleo baixar de um
determinado limite. Neste caso, deve-se completar o nível
de óleo baixar de um determinado limite. Neste caso,
deve-se completar o nível e verificar a estanqueidade.
Ressalta-se que quando um transformador entre
em serviço é comum o desprendimento de muitas bolhas
devido ao ar contido em seu interior. Nesta oportunidade
é suficiente abrir-se o registro dando descarga do ar 
acumulado.
9.5 - Defeitos mais importantes que podemser 
captados pelo relé Buchholz
a) Em caso de ruptura de uma conexão, se
 produzirá um arco, o qual aumentará
rapidamente por fusão dos condutores.
Posteriormente, poderá alcançar o outro
enrolamento provocando um curto circuito, e
consequentemente, a volatização do óleo;
 b) Em caso de defeito de isolamento, causado por 
contato com a massa, entre o enrolamento e o
tanque. O surgimento do arco irá volatizar e
decompor o óleo no local em questão.
Freqüentemente, este problema é causado por 
sobretensões;
c) Em caso de curto-circuito ou de sobrecarga
 brusca, se produzirá, antes de mais nada, um
forte aumento da temperatura, principalmente
nas partes mais internas do enrolamento;
d) Em conseqüência de modificações nas
 propriedades químicas do óleo que reduzem sua
rigidez dielétrica, facilitando a ocorrência de
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 23
 precipitações eletrostáticas particularmente
elevadas. Nestes casos, a continua produção de
descargas poderá afetar o transformador.
Evidentemente, elas irão acarretar a
decomposição do óleo, provocando a formação
de gases;
e)  No caso em que as juntas dos núcleos e os
extremos estão mal executados, ou se o
isolamento dos parafusos que seguram as chapas
de ferro estiverem deteriorados, poderão
 produzir intensas correntes do Foucault. Esta
situação irá provocar um aumento da
temperatura no local, vaporizando o óleo e
 provocando a formação de gases.
 Note-se que observando-se a quantidade e o aspecto
dos gases desprendidos, pode-se localizar a natureza e a
gravidade de defeitos. A coloração destes gases fornece
uma boa indicação sobre a origem do problema, como
 por exemplo:
a) Gás Esbranquiçado
Derivado da decomposição de algodão
ou papel, indica a queima da cobertura
isolante das espiras devido a um
sobreaquecimento por curto circuito;
 b) Gás Cinzento
Derivado da queima de madeira ou
 papéis, indica a soltura ou mal contato
de junção nos suportes de madeira. A
causa poderá ser uma solda mal feita ou
auto-soltura dos parafusos de junção;
c) Gás Amarelo
Derivado da queima do ferro, denuncia
defeitos no núcleo magnético;
d) Gás Amarelo com flocos Pretos
Caracteriza a formação de arcos
voltaicos no óleo
Ainda, com relação ao gás desprendido, pode-se
observar se o mesmo for combustível é indicativo de
 problemas com a parte elétrica; em caso contrário, o
transformador poderá ser ligado sem problemas.
9.6 - Teste em relés Buchholz
Caso haja interesse, é possível executar-se um
teste de funcionamento no relé Buchholz. Para efetuar-se
o teste, basta seguir a orientação dada na Figura 20 e
acoplar os equipamentos auxiliares nela indicados.
a) Torneira; b) Mangueira; c) Válvula; d) Mangueira da bomba; e)
Parafuso de saída do ar; f) Porca para teste (ASEA); g) Bomba tipo
 bicicleta
Figura 20 - Teste em relé Buchholz
O procedimento para a execução é o que segue:
a) Realizar a montagem do esquema
mostrado na figura 20;
 b) Conectar um ohmímetro nos terminais
de alarme do relé;
c) Fechar a torneira (a);
d) Desatarraxar a porca para teste (f),
aproximadamente uma volta;
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  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 24
e) Inflar a mangueira (b) com cerca de 2
kg/cm2 ou vinte bombeadas;
f) Abrir lentamente a torneira (a),
observando pelo visor do relé a descida
do nível do óleo;
g) Observar se o ohmímetro indica
resistência zero, mostrando
continuidade, quando o nível do óleo
alcançar a bóia de alarme b1;
h) Verificar se o contato da bóia de
desligamento b2 não foi acionado.
i) Fechar a torneira (a);
 j) Afrouxar a válvula (c) para retirada do
ar do relé. Observar o nível do óleo no
visor do relé.
k) Fechar novamente a válvula (c) após a
saída do ar do relé (o nível do óleo
cobrirá totalmente o visor);
l) Desatarraxar a porca para teste (f),
aproximadamente uma volta;
m) Inflar a mangueira (b) com cerca de 2
kg/cm2 ou vinte bombeadas;
n) Conectar um ohmímetro nos terminais
de alarme do relé;
o) Abrir abruptamente a torneira (a);
 p) Verificar a atuação da bóia de
desligamento b2 com a indicação de
continuidade pelo ohmímetro;
q) Afrouxar a válvula (c) para retirar todo
o ar do relé. Observar o nível do óleo
no visor do relé;
r) Fechar a válvula (c).
10.0 - INDICADOR DE NÍVEL DE ÓLEO
10.1 - Considerações gerais
O indicador é empregado para assinalar o nível
de óleo no transformador, sendo instalado numa das
extremidades do tanque de expansão. conforme ilustrado
na figura 21.
Figura 21 – Indicador do nível de óleo no conservador 
Tal acessório é composto por um sistema de bóia
e um mostrador (e componentes eletromecânicos), ambos
separados hermeticamente.
O sistema de bóia com compartimento de haste
variável aciona um imã permanente e transmite a altura
do nível de óleo do interior do tanque de expansão para o
 ponteiro.
Pode-se ter casos em que o indicador vem
acoplado com microinterruptores, visando o acionamento
de alarme quando de uma eventual ultrapassagem do
nível do ponto máximo ou mínimo.
Observe-se que em transformadores antigos é comum
encontrarem-se o indicador de nível de óleo como um
simples visor (ou seja, um tubo e vidro externo).
10.2 - Características Principais
a) A carcaça do equipamento é feita de
alumínio fundido sob pressão;
 b) As partes móveis são construídas de
latão;
c) O material da bóia é cortiça;
d) Os indicadores de nível de óleo,
normalmente têm diâmetro do visor 
entre 100 e 170 mm, com indicação
MIN., MÁX. e temperatura ambiente
250 C (refira-se à figura 22a);
e) O material das gaxetas é borracha
sintética;
f) O curso da haste da bóia é de 1200 em
torno da sua articulação;
g) O comprimento da haste é variável até
aproximadamente 600 mm;
Figura 22 - Indicador de nível de óleo.
h) Cada microinterruptor permite a
reversão, possuindo um contato
normalmente fechado e um
normalmente aberto (ver figura 22c);
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  TRANSFORMADORES 
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 25
i) A caixa de conexões possui terminais
 para a escolha da ligação desejada; e,
 j) Os cabos poderão ser instalados
diretamente na caixa por meio de luvas
de passagem, ou embutidos em
tribulação de 1/2”.
10.3 - Cuidados no recebimento
O indicador de nível de óleo montado no tanque de
expansão está protegido contra danos durante o
transporte. O braço da bóia é segurada na posição
superior através por meio de uma fita, colocada entre a
gaxeta e a tampa no topo do tanque de expansão. A fita
deverá ser removida com cuidado para não deixar cair o
 braço e não ocasionar danos à bóia.
10.4 - Manutenção
Este tipo de indicador de nível de óleo é de
construção robusta, porém para uma operação perfeita é
recomendável uma inspeção regular nas chaves auxiliares
e nos mancais. O acesso a estas partes é feito pela
desmontagem do anel do indicador retirando, também, o
vidro, o ponteiro e a placa indicadora. O mancal deverá
ser lubrificado com algumas gotas de óleo apropriado.
Para verificação dos contatos auxiliares, girar o pino do
 ponteiro até as posições de limite. Verificar se o ponteiro
e os terminais estão bem fixo. Se o tanque de expansão
for removido, o braço deverá ser preso, conforme citado
anteriormente.
11.0 - TERMÔMETRO INDICADOR DE
TEMPERATURA DO ÓLEO (TIPO FLUÍDO EM TUBO
CAPILAR)
O termômetro em si, consiste em um bulbo
cilíndrico com flange, uma extensão de tubo capilar e um
compartimento com mostrador, ponteiros e dispositivos
de contatos, o qual é ilustrado na figura 23.
Figura 23 - Termômetro indicador de temperatura do
óleo.
A caixa do termômetro é metálica, de construção
ventiladae a prova de jatos de água.
O instrumento está provido de dois
amortecedores na parte traseira para evitar o efeito da
vibração quando o termômetro está montado no tanque.
O sistema de medida é feito por um liquido, o qual sofre
variação de volume com a temperatura e que atua sobre
um par de foles elásticos.
O bulbo do termômetro é provido de uma flange,
a qual é fixa a uma bolsa sobre a tampa do transformador 
 por meio de parafusos e gaxetas. A bolsa pode ser 
soldada diretamente à tampa ou fixada por meio de
 parafusos conforme mostra esquematicamente a figura
24. O bulbo pode ser assim retirado sem a necessidade de
se esvaziar o óleo do tanque de expansão.
Figura 24 - Termômetro instalado.
Com o objetivo de se garantir uma boa
transferência de calor, a bolsa onde se aloja o bulbo deve
estar com óleo. Sem o mesmo, a indicação do termômetro
não será correta. A figura 25 ilustra.
Figura 25 - Bolsa de alojamento do Bulbo.
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 26
O termômetro pode vir equipado com 1, 2, 3 ou
4 contatos ajustáveis de sinalização ou controle (cápsula
de mercúrio), os quais operam independentemente um
dos outros.
O mostrador do termômetro é calibrado entre 10-
20 0C e está provido, normalmente, de um ponteiro para
indicar a temperatura atual e de dois outros
correspondentes, respectivamente ao primeiro e segundo
contatos. Os ponteiros secundários poderão ser 
reajustados por meio de um pequeno imã permanente.
colocando-o sobre o vidro. Fixa-se o imã à caixa do
termômetro, mediante uma corrente. A figura 26
esclarece a montagem.
Figura 26 - Partes do termômetro.
11.1 - Considerações gerais
A constante de tempo de aquecimento do óleo é
muito maior que as dos enrolamentos e, assim,
dificilmente a temperatura do primeiro é um indicativo
daquela correspondente ao segundo. Por outro lado, a
temperatura que estes atingem estão diretamente
relacionados com a vida do isolamento e, em
conseqüência, com a do próprio transformador. Desta
forma, em transformadores de maior porte é conveniente
que se tenha um dispositivo que permita avaliar a
temperatura do ponto mais quente dos seus enrolamentos,
visando um controle mais efetivo do aquecimento.
Por outro lado, a medição da temperatura do
enrolamento só é possível através de métodos indiretos.
empregando-se sensores e, portanto. obtendo-se a
chamada “imagem térmica”.
11.2 - Termômetro do enrolamento
Um termômetro de enrolamento pode possuir 
vários contatos elétricos ajustáveis para determinadas
temperaturas.
O contato referente ao primeiro nível pode ser 
usado para comandar a partida dos ventiladores, enquanto
o referente ao segundo nível, para comandar a partida das
 bombas de circulação de óleo. O referente ao terceiro
nível pode fechar um circuito de alarme de alta
temperatura do enrolamento e aquele correspondente ao
quarto nível pode fechar um circuito de comando de
desligamento do transformador.
A figura 27 ilustra a montagem de um
termômetro deste tipo.
1 – Elemento aquecedor; 2 – Bolsa do bulbo; 3 – Transformador de
corrente; 4 – Termômetro; 5 – Bucha; 6 – tubo capilar.
Figura 27 - Termômetro de enrolamento.
 Na figura 27 tem-se que o elemento aquecedor 
(1) consiste de um resistor variável, enrolado
helicoidalmente, montada numa bolsa de aço (2) com
dois terminais (7) para conexão no transformador de
corrente e a resistência (6).
O transformador de corrente (3) que alimenta o
elemento aquecedor (1) pode estar colocado ao redor de
um condutor sob a tampa ou num sub-flange ao redor de
uma bucha. A sub-flange é fornecida com uma caixa de
terminais para conexão dos condutores ao elemento
aquecedor.
O indicador de temperatura de enrolamento
consiste de um termômetro que recebe informação de
temperatura do DETETOR.
Um transformador de corrente montado na caixa
do transformador de força é energizada pela corrente que
 passa em um dos enrolamentos deste transformador de
força é ligado ao AQUECEDOR, como ilustra a figura
28.
Figura 28 – Esquema de funcionamento do termômetro
Desta forma, pelo aquecedor circula uma
corrente proporcional á corrente do enrolamento do
transformador de força.
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 27
Como o detetor de temperatura (bolsa do
termômetro) é fechado dentro do aquecedor e ambos
estão imersos em óleo, dentro da bolsa do aquecedor que
está em contato com o óleo do transformador, a
temperatura do detetor representa a soma da temperatura
do óleo e da elevação de temperatura devido à corrente
que passa no enrolamento.
Desta maneira é indicada a temperatura total do
 ponto mais quente do enrolamento e quando atinge a um
limite preestabelecido irá comandar um circuito de
controle.
Este esquema tem uma vantagem, ou seja todo o
equipamento de indicação de temperatura é eletricamente
separado dos enrolamentos do transformador.
A resistência ajustável tem a função de garantir 
que a proporcionalidade entre a corrente que passa no
aquecedor e a corrente que passa no enrolamento do
transformador de força, seja a mesma que existe entre a
temperatura do aquecedor e a temperatura do
enrolamento do transformador.
Para que o dispositivo medidor de temperatura
funcione perfeitamente, é  IMPORTANTE QUE O
OLEO DA BOLSA DO TERMÔMETRO SEJA
 MANTIDO A NÍVEL ADEQUADO. Se o termômetro
tiver sido desmontado, deve-se verificar o nível de óleo,
quando o bulbo for montado novamente.
O nível correto do óleo para a temperatura ambiente é
mostrado na figura 29.
Figura 29 - Outros tipos de termômetro de enrolamento
Os termômetros mais modernos utilizam a
informação de corrente do TC diretamente sobre o seus
dispositivo de acionamento; este sistema é denominado
 por “ Indicador de Temperatura do Enrolamento com
 Resistência Incorporada”. Tal sensor é um
desenvolvimento mais avançado do sistema anterior de
imagem térmica, para indicação do ponto quente do
transformador.
O novo processo é um tubo capilar, participando
do bulbo do termômetro, cheio de líquido, colocado na
 bolsa do termômetro, geralmente na tampa do
transformador. A base para a medição é, assim, a
temperatura do topo do óleo do transformador.
 No sistema antigo, o aumento da temperatura do
 ponto quente do enrolamento, medido no topo do óleo.
era reproduzido por meio de uma resistência de
aquecimento colocada na bolsa do termômetro. Este fato
levava á necessidade de uma potência de entrada
relativamente alta e se tornava difícil de ajustar.
 No novo sistema, a resistência de aquecimento é
colocada nos foles de medição do instrumento de medida.
Tal resistência forneceu uma indicação do aumento da
temperatura no instrumento, proporcional ao quadrado da
corrente que por ela circula e, assim, também,
 proporcional ao quadrado da tensão.
Se a resistência é alimentada a partir de um
transformador de corrente, inserido no enrolamento que
se deseja avaliar, obtém-se uma boa indicação da
verdadeira temperatura do ponto mais quente do citado
enrolamento, em todas as condições de cargas e
temperatura.
A corrente de tempo do indicador numa
mudança repentina de corrente é de cerca de 9 minutos,
que é da mesma ordem de grandeza da constante de
tempo do próprio enrolamento.
Uma resistência shunt ajustável é também
incorporada ao instrumento. Uma corrente de no máximo
1,5 A correspondente á carga nominal do transformador é
obtida a partir de um transformador de corrente colocado
no condutor ou na bucha do enrolamento a ser medido. A
resistência shunt é ajustada para fornecer uma tensão
através da resistência de aquecimento que corresponde à
elevação de temperatura medida ou calculada no ponto
quente do enrolamento, em relação à temperatura do topo
do óleo, O novo sistema possui um baixoconsumo de
energia e é fácil de se ajustar a partir do nível do chão.
A figura 30 ilustra um termômetro deste tipo.
Figura 30 - Indicador de Temperatura do Enrolamento
com Resistência Incorporada.
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 28
11.3 - RTD - Registrador de Temperatura à Distância
O  RTD é um instrumento utilizado para se
registrar graficamente a temperatura do enrolamento de
um transformador em um local distante.
O bulbo (parte sensora) do RTD é constituído de
uma resistência variável com a temperatura. E conectado
no topo do transformador e fica envolvido por outra
resistência alimentada pelo secundário de um
transformador de corrente (TC), cujo primário é a bucha
terminal de um dos enrolamentos (de forma idêntica ao
 bulbo do termômetro do enrolamento).
A resistência variável (bulbo), é conectada
eletricamente ao registrado de temperatura instalado na
sala de controle, por meio de dois condutores.
Um fonte de tensão alimenta o circuito,
conforme ilustra a figura 31.
Figura 31 - Esquema do RTD
12.0 - SECADOR DE AR DE SÍLICA - GEL
O tanque de expansão mantém sob a tampa do
transformador uma pressão constante no óleo isolante, o
que impede a formação de ar úmido entre a superfície do
óleo e a tampa. Note-se que, nos equipamentos que não
 possuem tal acessório, poderá haver a presença de ar 
 principalmente quando há administração do valor da
carga, e, consequentemente, da temperatura e do nível do
óleo.
O ar úmido e frio oxida as moléculas superficiais
do óleo, acarretando em aumento do seu peso; sendo
assim, estas se precipitam para o fundo atraídos pelos
isolantes através de ação eletrostática, formando a
chamada “barra”. Com o passar do tempo. a barra forma
um revestimento que se torna isolante térmico e impede a
troca de calor entre os condutores e o óleo, até provocar a
interrupção das espiras por fusão do metal.
Paralelamente, o ar úmido provoca oxidação sobre o lado
inferior da tampa pela qual, depois de algum tempo, se
destacam partículas metálicas que se depositarão sobre os
enrolamentos, diminuindo a distância de isolação até
 provocar curto-circuitos que colocam o equipamento fora
de funcionamento.
O filtro de silica-gel colocado na parte inferior 
do tanque de expansão, é composto por de um vaso
comunicante entre a parte interior do tanque de expansão
e o ar externo, como ilustrado na figura 32.
Figura 32 - Filtro de silica-gel.
O filtro contém material higroscópico (silica-
gel), que retira a umidade do ar que o atravessa em
direção ao interior do tanque de expansão.
A ação absorvente do aparelho evita a oxidação
das moléculas superficiais do óleo que, como visto,
 possui uma ação negativa sobre o transformador e impede
ações de condensação no interior do tanque de expansão.
O silica-gel, por sua vez, se apresenta sob forma
cristalina, não sendo venenoso e é inodoro, sem sabor,
não dissipando gases e não sendo venenoso e é inodoro,
sem sabor, não dissipando gases e não sendo solúvel na
água, mesmo quando fragmentado. Quando no seu estado
seco, apresenta uma coloração azulada, porém, quando
úmido adquire uma tonalidade cor de rosa.
Existem pequenas variações das reações do
silica-gel com a umidade. De um modo geral absorve
umidade em cerca de 20% de seu peso; porém ao atingir 
cerca de 15%, ele se torna cor de rosa e, neste ponto,
deverá ser feita a secagem ou troca dos cristais.
Por outro lado, ressalta-se que também existem
sílicas brancas, as quais tomam-se amarelas com a
umidade; entretanto tal alteração é de difícil observação,
razão pela qual não se recomenda o seu emprego.
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 29
 No caso de saturação do silica-gel, toma-se
necessário trocá-lo para renovar as propriedades
higroscópicas. Como alternativa, entretanto, pode-se
aquecê-lo lentamente sobre uma placa ou através do
contato com uma chama, recuperando o que estava
saturado (toma-se azul novamente).
13.0 - TUBO DE EXPLOSÃO
O tubo de explosão se destina á proteção do
transformador contra sobre-pressões súbitas,
Consiste, basicamente, de um tubo que de um
lado é conectado ao tanque do transformador, e no outro
lado, possui um disco de ruptura.
Em caso de unia súbita elevação de pressão que
ultrapasse o valor de ruptura do disco, haverá o seu
rompimento, com abertura total da seção de passagem,
fazendo a pressão cair rapidamente.
Figura 33 - Tubo de Explosão.
14.0 - VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO DE
FECHAMENTO AUTOMÁTICO
A válvula de alivio de pressão de fechamento
automático é instalado em transformadores imersos em
liquido isolante com a finalidade de protegê-los contra
 possível deformação ou ruptura do tanque. Em caso de
defeito interno com aparecimento de pressões elevadas. A
válvula é extremamente sensível e rápida (opera em
menos de 2 milésimos de segundos), e fecha-se
automaticamente após a operação, impedindo assim a
entrada de qualquer agente externo no interior do
transformador.
Figura 34 - Válvula de alivio de pressão
15.0 - RELE DE SÚBITA PRESSÃO
O relé de súbita pressão é um equipamento de
 proteção para transformadores do tipo selado, sendo
instalado acima do nível máximo do liquido isolante, no
espaço de gás compreendido entre este e a tampa do
transformador.
O relé é projetado para atuar quando ocorrem
defeitos no transformador que produzem elevação
anormal da pressão interna, sendo sua operação
ocasionada somente pelas mudanças rápidas da pressão
independentemente da pressão de operação do
transformador.
Para aumento de pressão de 0.4 atm/s o relé
opera em cerca de 3 ciclos, e para aumentos de pressão
mais rápidos (1 atm/s a 2 atm/s) a operação se dá em
menos de um ciclo. Por outro lado, o relé não opera
devido as mudanças lentas de pressão próprias do
funcionamento normal do transformador, bem como
durante perturbações do sistema (raios, sobretensões de
manobra ou curto-circuitos) a menos que tais
 perturbações produza danos no transformador.
Figura 35 - Relé de súbita pressão.
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 30
16.0 - OUTROS ACESSÓRIOS
16.1 - Relé detetor de gás
É um dispositivo destinado a revelar formação de gás no
interior do transformador, cujo aspecto é o mostrado na
figura 36.
Figura 36 - Aspecto do relé de gás.
A formação de gás, geralmente, está associada a
um defeito interno no equipamento, e a velocidade do
 processo é diretamente proporcional à gravidade da falha.
A utilidade do relé se restringe à detenção de falhas
incipientes, com formação razoavelmente lenta de gás,
visto que para formações mais rápidas, outros
dispositivos de proteção, tais como o relé J e o
dispositivo de alivio de pressão, tem maior eficácia.
O relé é constituído de uma câmara coletora,
normalmente cheia de óleo, situada no topo do tanque
 principal e a ele ligada através de um pequeno receptor,
colocado em seu ponto mais elevado, que, por sua vez, se
liga ao relé através de um tubo metálico. No interior da
câmara um flutuador transmite a indicação de sua posição
a um ponteiro de um mostrador, por acoplamento
magnético. Da parte superior da câmara um outro tubo
vem ter uma válvula situada ao lado do painel de
controle. que se destina a colheita de amostra de gás
acumulado, para análise. A figura 37 ilustra.
Figura 37 - Vista explodida do relé de gás.
Quando há desenvolvimento de gás no interior 
do transformador, ele atinge o receptor e dai se transfere à
câmara coletora do relé, fazendo baixar o nível de óleo
nela contido. O flutuador baixa então, acompanhando o
nível de óleo,sendo assim, e a existência de gás na
câmara é revelada pelo ponteiro do indicador., Quando o
volume de gás supera os 200 cm3, é acionada uma micro-
switch que atua sobre um alarme remoto para dar ciência
da anomalia existente
 A análise do gás desprendido, particularmente o ensaio
de combustibilidade, constitui informação valiosa sobre a
existência de defeito interno no equipamento. Se durante
a manutenção for encontrada indicação de gás na câmara
de relé, devem ser tomadas providências para colhê-lo.
16.2 - Relé de falha de pressão tipo “J”
E um dispositivo de proteção contra aumentos
súbitos na pressão interna, aos quais geralmente se
associam graves defeitos.
Sua função é idêntica a do Relé Buchholz e, em
geral são encontrados em transformadores de potência de
 procedência européia. Seu principio de funcionamento,
contudo, é inteiramente diferente.
O relé é montado em uma das paredes laterais do
tanque principal a uma altura de aproximadamente 1/3 da
altura do tanque e comunica-se com este através de uma
válvula que, com o transformador em operação deve ser 
sempre mantida aberta e não deve ser acionada sob o
risco de se gerar falsa indicação de defeito, com
conseqüente desligamento do equipamento. O relé é
constituído por duas pequenas câmaras, uma inferior e
outra superior.
A câmara inferior contém óleo do transformador,
imerso no qual está um fole em forma de camisa
cilíndrica, reforçado externamente por uma mola sendo
que este fole contém óleo silicone especial.
A câmara superior, parcialmente cheia com óleo
silicone especial, contém uma micro-switch, provida de
dois contatos (1 NA e 1 NF) com um terminal comum.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
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Capítulo 5: Características Construtivas e Acessórios - 31
Os terminais dos contatos são conduzidos à parte externa
do relé por um receptáculo de 3 pinos, com encaixe
definido por um ressalto, ao qual se conecta um
adaptador especial.
 Na câmara inferior há ainda um orifício de
comunicação com o exterior, vedado por uma pequena
válvula, destinada a purgar alguma possível quantidade
de ar ou gás contido na câmara, bem como a prover meio
adequado de se testar o funcionamento do relé.
Quando ocorre um aumento de pressão interna
no transformador, o fole se contrai. Se a taxa de variação
de pressão superar um determinado valor para o qual o
relé está ajustado, esta provoca o deslocamento de um
 pistão que acionará a micro-switch e enviando uma
ordem de isolamento para o equipamento através de um
relé externo.
16.3 - Dispositivos diversos
Conforme a NBR 5356/81, ainda podem estar 
 presentes outros acessórios, os quais são relacionados a
seguir (transcrito da citada norma).
a) Abertura de visita
As dimensões da abertura de visita
devem permitir a passagem normal de
uma pessoa adulta. Sempre que
 possível, deve ser localizada na tampa
do transformador e, no caso de
transformador dotado de comutador de
derivações em carga, próxima ao
mesmo;
 b) Bujão para verificação do uivei de óleo
Os transformadores subterrâneos devem
 possuir, pelo menos, um bujão para
verificação do nível de óleo, o qual
deve permitir a verificação do nivel
mínimo para funcionamento seguro.
 Nos transformadores providos de
indicador de nível do óleo, dispensa-se
a colocação desses bujões;
c) Válvulas de retenção do óleo
Os transformadores imersos em óleo,
 providos de radiadores ou trocadores de
calor destacáveis, devem possuir 
válvulas que impeçam o escoamento do
óleo do tanque, quando da remoção
total ou parcial dos mesmos. Estas
válvulas devem possuir indicação das
 posições aberta e fechada;
d) Bujão de drenagem do óleo
Deve ser colocado na parte inferior do
tanque;
e) Válvula de drenagem do óleo
Deve ser colocada na parte inferior da
 parede do tanque. Todas as válvulas de
drenagem do óleo devem ser providas
de bujão;
f) Meios de ligação para filtro
A ligação superior, para
transformadores com tensão máxima do
equipamento igual ou inferior a 25.8
KV e potência nominal igual ou inferior 
a 500 KVA. exceto os subterrâneos,
deve ser feita por meio de um tubo,
 provido de bujão. localizado na parte
superior da parede do tanque ou na
tampa.
g)  Dispositivo para retirada de amostra do
óleo
Deve ser colocado na parte inferior do
tanque. em transformadores imersos em
óleo, e na parte superior próximo à
superfície do líquido, em
transformadores a askarel;
h) Meios de aterramento do tanque
Os transformadores de potência
nominal igual ou inferior a 1000 kva
devem ter, na parte exterior do tanque,
sempre que possível perto do fundo, uni
dispositivo de material não ferroso ou
inoxidável que permita fácil ligação á
terra. Os transformadores de potência
nominal superior a 1000 kva devem ter 
dois dispositivos de aterramento,
localizados diagonalmente opostos;
i) Meios para suspensão da parte ativa, do
transformador completamente montado,
das tampas, do conversor de óleo e dos
radiadores
Os transformadores devem dispor de
meios (alças, olhais, ganchos, etc.), para
seu levantamento completamente
montado, inclusive com óleo; devem.
dispor de meios para o levantamento de
sua parte ativa, do conservador de óleo
e dos radiadores. Toda tampa cuja
massa seja superior a 15 kg deve dispor 
de meio para seu levantamento;
 j) Abertura vara inspeção
Os transformadores devem ter, quando
necessário, uma ou mais tampas
auxiliares na tampa principal, para
 permitir o desligamento dos terminais
internos para as buchas. mudanças de
derivações e inspeção;
k)  Apoio para macacos
Podem ser feitos sob a forma de
ressaltos ou de alojamentos, devendo
ser adequados tanto para a colocação
como para o acionamento de macacos.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
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Capítulo 6: Grandezas Características - 32
CAPÍTULO 6: GRANDEZAS CARACTERÍSTICAS 
“Quem sabe e não faz, no fundo, não sabe” 
Provérbio Chinês
RESUMO
 Neste capítulo são relatadas e analisas as
grandezas que caracterizam um transformador.
1.0 - INTRODUÇÃO
 Neste texto será analisada a característica
nominal dos transformadores monofásicos e trifásicos e
outras, tais como corrente de curto-circuito e regulação.
Por outro lado, a característica nominal deve ser tal que o
transformador possa fornecer corrente nominal sob
condições de carga constante, sem exceder os limites de
elevação de temperatura afixadas pelas normas,
admitindo-se a tensão aplicada igual a tensão nominal e
na freqüência nominal.
A característica nominal é constituída,
 basicamente, das seguintes grandezas:
a)  potências nominais dos enrolamentos;
 b) tensões nominais dos enrolamento
c) correntes nominais dos enrolamentos;
d)  freqüência nominal ;
e) níveis de isolamento dos enrolamentos.
2.0 - POTÊNCIA NOMINAL
Em um transformador, assim como em qualquer 
maquina, é válido o princípio da conservação de energia,
ou seja:
Energia de Entrada = Energia de Saída + Energia Perdida
ou
Potência de Entrada = Potência de Saída + Potência Perdida
Considera-se como potência nominal de um
transformador, a potência aparente (em VA ou múltiplos)
indicada e garantida pelo fabricante, determinando um
valor bem definido para a corrente nominal que pode ser 
entregue com a tensão nominal aplicada. Em outras
 palavras, a  potência nominal   é a maior potência que o
transformador pode proporcionar sem que haja
aquecimento, produzido em regime normal de trabalho
devido as perdas geradas, que ultrapasse a temperatura
limite estabelecida em seu projeto. Isto significa que se o
transformador trabalhar com potência nominal não haverá
 perigo de sobreaquecimento e envelhecimento excessivo
de condutores e isolantes. Observe-se, entretanto, que
esta não é a máxima potência que o transformador pode
fornecer.
A potência de um enrolamento é a potência
aparente que este pode entregar ou receber, sendo a do
enrolamento primário,2.0 2.0 - - NÚCLEO NÚCLEO ..............................................................................................................................................................................................................................................17................17
3.0 3.0 - - ENROLAMENTOSENROLAMENTOS.......................................................................................................................................................................................................18.......................18
3.1 3.1 – – GeneralidadesGeneralidades .................................................................................................................................................................................................................................18.......18
3.2- 3.2- Enrolamento helicoidalEnrolamento helicoidal ................................................................................................................................................................................................18..............18
3.3 3.3 - - Enrolamentos discoidais Enrolamentos discoidais (panqueca)......................(panqueca).............................................................................................................................18.................18
3.4 3.4 - - Enrolamentos em Enrolamentos em camadas................................camadas.................................................................................................................................................................18.18
4.0 - 4.0 - DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM E DISPOSITIVOS DE PRENSAGEM E CALÇOSCALÇOS..............................................................................................................19....................19
5.0 5.0 - - ISOLAMENTO....................ISOLAMENTO...............................................................................................................................................................................................................19.........19
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
6.0 – 6.0 – TAP’S OU TAP’S OU DERIVAÇÕES................................DERIVAÇÕES.....................................................................................................................................................................19.19
7.0 7.0 - - BUCHAS BUCHAS ............................................................................................................................................................................................................................................19..................19
7.1 7.1 - - Generalidades.............................Generalidades......................................................................................................................................................................................19.......................19
7.2 - 7.2 - Buchas a Buchas a óleoóleo ................................................................................................................................................................................................................................20..........20
7.3 7.3 - - Buchas Buchas Condensivas ...............................Condensivas ..........................................................................................................................................................................20...........20
8.0 8.0 - - TANQUETANQUE ...........................................................................................................................................................................................................................................20...................20
9.0 - 9.0 - RELÉ BUCHHOLZ RELÉ BUCHHOLZ (TRAFOSCÓPIO)........................................(TRAFOSCÓPIO).......................................................................................................20.................20
9.1 9.1 - - Considerações Considerações gerais.................................gerais............................................................................................................................................................................20.......20
9.2 9.2 - - Características Características FísicasFísicas............................................................................................................................................................................................21....................21
9.3 9.3 - - Características de Características de funcionamento .................funcionamento ....................................................................................................................................................21.......21
9.4 9.4 - - Observações iObservações importantes ..............................mportantes .................................................................................................................................................................22.......22
9.5 - Defeitos mais importantes que podem ser captados pelo relé Buchholz9.5 - Defeitos mais importantes que podem ser captados pelo relé Buchholz .............................................22.........22
9.6 - 9.6 - Teste em rTeste em relés Buchholzelés Buchholz .......................................................................................................................................................................................23.................23
10.0 - 10.0 - INDICADOR DE NÍVEL INDICADOR DE NÍVEL DE ÓLEODE ÓLEO.....................................................................................................................................................24...............24
10.1 10.1 - - Considerações Considerações gerais...............................gerais.........................................................................................................................................................................24........24
10.2 - 10.2 - Características PrincipaisCaracterísticas Principais .......................................................................................................................................................................................24...........24
10.3 10.3 - - Cuidados no Cuidados no recebimento.............................recebimento....................................................................................................................................................................25.25
10.4 10.4 - - Manutenção...................................Manutenção.........................................................................................................................................................................................25................25
11.0 - TERMÔMETRO INDICADOR DE TEMPERATURA DO ÓLEO (TIPO FLUÍDO EM11.0 - TERMÔMETRO INDICADOR DE TEMPERATURA DO ÓLEO (TIPO FLUÍDO EM
TUBO TUBO CAPILAR)..........................CAPILAR).......................................................................................................................................................................................................................25...25
11.1 11.1 - - Considerações Considerações gerais...............................gerais.........................................................................................................................................................................26........26
11.2 11.2 - - Termômetro do Termômetro do enrolamento....................enrolamento............................................................................................................................................................26........26
11.3 - 11.3 - RTD - RTD - Registrador de Temperatura Registrador de Temperatura à Distância........................à Distância....................................................................................28..................28a do transformador. Um
enrolamento pode ter várias potências nominais,
correspondentes às suas várias tensões nominais. Quando
for indicada uma única potência nominal, entende-se que
ela é válida para todas as tensões nominais.
O especificado acima se aplica à potência
nominal de serviço contínuo e de tempo limitado. Para
fins de consulta veja a tabela 1, onde são mostradas as
 potências nominais mais usuais para transformadores
monofásicos; a tabela 2, fornece a dos transformadores
trifásicos.
5 100 1667 12500
10 167 2500 16667
15 250 3333 20000
25 333 5000 25000
37.5 500 6667 33333
50 833 8333 50000
75 1250 10000 75000
Tabela 1 – Potências Nominais para Transformadores
Monofásicos (kVA)
15 300 5000 37500
30 500 7500 50000
45 750 10000 60000
75 1000 15000 75000
112.5 1500 20000 100000
150 2500 25000 150000
225 3750 30000 225000
Tabela 2 – Potências Nominais para Transformadores
Trifásicos (kVA)
Estas potências podem ser aumentadas através
da ventilação forçada, por exemplo. Neste caso, conforme
a NBR 5356/81, a potência máxima deve ser considerada
como a nominal.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 6: Grandezas Características - 32
Conhecendo-se as tensões e correntes do
transformador, pode-se calcular a potência aparente (S)
através de:
S =m.U1.I1= m.U2.I2 (1)
Onde:
m = 1, para transformadores monofásicos;
m = 3  para transformadores trifásicos;
U1.I1 = tensão e corrente primaria;
U2,I2 = tensão e corrente secundária.
 Naturalmente, nas condições ditas nominais:
S N =m.U1N.I1N =m.U2N.I2N (2)
Por outro lado, a potência ativa (P) e reativa (Q)
são dadas por:
P = m.U2.I2.cosψ 2 (3)
e
Q = m.U2.I2.senψ 2 (4)
As expressões apresentadas são válidas para
qualquer regime de carga.
3.0 - TENSÃO NOMINAL
Tensão nominal   é a tensão especificada a ser 
aplicada, ou induzida em vazio nos terminais dos
enrolamentos do transformador.
Observe-se que as tensões nominais de todos os
enrolamentos se manifestam simultaneamente em vazio,
quando a um deles é aplicada a respectiva tensão
nominal.
A NBR 5356/81 sugere que as tensões nominais
sejam:
a) Transformadores de distribuição (NBR 5440)
Tensão (V)
 Primário Secundário
Transformadores Transformadores
Tensão
 Máxima do
 Equipamento
 KV (Eficaz)
 Derivaçã
o N.º 
Trifásico e
 Monofásico
(linha)
 Monofásico
(fase) Trifásicos  Monofásico
s
1 2 3 4 5 6
1 13800 7967
2 13200 762115.0
3 12600 7275
1 23100 13337
2 22000 1270225.8
3 20900 12067
1 34500 19919
2 33000 1905338.0
3 31500 18187
380/220
ou
220/127
2 terminais
200 ou 127
ou
3 terminais
440/220 ou
254/127 ou
240/120 ou
230/115
Tabela 3 – Tensões Nominais conforme NBR 5440
 b) Transformadores subterrâneos (NBR 5356)
Tensões (V)
 Primária Secundária
216.5 Y/125
220 Y/127
231 Y/133
12000
13200
13800 380 Y/220
400 Y/231
216.5 Y/125
220 Y/127
231 Y/13321000
380 Y/220
400 Y/231
Tabela 4 – Tensões Nominais – Transformadores
Subterrâneos (NBR 5456)
c) Transformadores para transmissão (força):
Preferencialmente, as tensões devem ser:
6,6 - 13,8 - 24 - 34,5 - 44 - 69 – 88
138 – 230 – 345 - 440 - 500 - 765 kV.
Ainda conforme a NBR 5356, salvo indicação
em contrário, os transformadores devem ser capazes de
funcionar, na derivação principal, com tensão diferente da
nominal, nas seguintes condições:
a) com tensão aplicada ao enrolamento primário,
no máximo, de 5% a sua tensão nominal,
mantida a corrente secundária nominal;
 b) com tensão aplicada ao enrolamento primário
superior a 105% da tensão nominal e inferior a
110% da mesma; esta tensão, para uma
corrente secundária igual a k vezes a corrente
nominal, deve ser limitada ao valor dado pela
fórmula:
U(%)= 110 - 5K 2 (5)
Onde:
0não é apenas
o mais freqüente como também apresenta a maior faixa
de valores.
Por outro lado, quando da ocorrência de curtos-
circuitos trifásicos, as tensões do ponto de defeito caem a
zero e os três condutores passam a ser percorridos por 
correntes de curto-circuito simétricos; desta forma, e o
tipo mais fácil de ser calculado, sendo feito para apenas
uma fase.
A incidência deste tipo de curto é pequena,
estatisticamente, mas, em geral, resulta na maior corrente
de circulação no ponto de defeito.
A ocorrência de um curto-circuito pode se dar na
 passagem da corrente pelo zero ou não. Neste último
caso, ocorre um pico de corrente de curto-circuito.
Figura 1 - Oscilograma de um Curto-Circuito Trifásico
Observe-se na figura 1, a existência das
correntes de curto-circuito dinâmica (ou de impulso ou de
crista) e uma permanente ou simétrica.
A relação entre os valores instantâneos da
corrente de curto-circuito de crista (ICR ) e da simétrica
(ICC).é definido pelo fator de impulso k, ou seja:
ICR  = 2 .k.Ia  (10)
Onde:
K= l + e-πR/X  (11)
Sendo:
X - soma das reatâncias do transformador e do sistema;
R - soma das resistências do transformador e do sistema.
6.2 - Curto-Circuito no Transformador 
 No caso da ocorrência de um curto-circuito no
secundário pode causar grandes avarias no transformador 
devido aos seus efeitos térmicos e eletrodinâmicos.
Observe-se que os únicos fatores limitantes da
corrente são a impedância do sistema (em geral, muito
 baixa) e a do transformador.
Em relação aos curtos-circuitos, os
transformadores trifásicos ou bancos são classificados em
duas categorias de potência nominal, ou seja:
a) Categoria I
S N ≤ 10000 kVA (12)
 b) Categoria II
S N > 10000 kVA (13)
A corrente de curto-circuito simétrica pode ser 
calculada (valor eficaz) por:
 N CC   I 
 Z 
 I  .
%
100
=  (14)
Onde:
I2N - é a corrente nominal do primário ou do secundário e,
 para a categoria I;
Z% = Z% do transformador, para a categoria II (15)
Z% = (Z% do transformador + Z% do sistema) (16)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 6: Grandezas Características - 35
Observe-se que, a impedância percentual do
sistema e dada por:
Z% = 100.
CC 
 N 
S 
S 
 (17)
Onde:
SCC - é a capacidade de curto-circuito do sistema e deve
ser obtida, junto à concessionária no local de instalação
do transformador.
A intensidade e a duração máxima da corrente
de curto que o transformador deve suportar são
normalizadas.
Se a ICC  calculada for superior a 25 vezes a
corrente nominal, o transformador devera suportar 
durante 3 segundos 25 vezes I n. Porém, se a ICC calculada
for inferior, o equipamento deverá suportar durante 2
segundos a mesma corrente do caso anterior.
Observe-se que, a corrente de crista provoca
esforços mecânicos elevados sendo necessário que os
enrolamentos estejam muitos bem ancorados por 
cuidadosa disposição de calços e amarrações para tornar 
o conjunto rígido.
Enquanto a corrente de pico afeta o
transformador em sua estrutura mecânica, a corrente
 permanente afeta de forma térmica.
Os esforços mecânicos advindos da corrente de
curto são mais acentuados em transformadores de ligação
zig-zag, porque somente a metade de cada enrolamento
de fase é percorrido pela corrente induzida de outra fase.
7.0 - FREQÜÊNCIA NOMINAL
A freqüência nominal  no Brasil é de 60 Hz.
8.0 - NÍVEL DE ISOLAMENTO
A determinação do nível de isolamento depende
da tensão de linha do sistema ao qual são destinadas,
sendo estas padronizadas pela NBR 5356/81.
9.0 - REGULAÇÃO
Define-se como “regulação  de um
transformador, para um determinado cosψ 2”, a variação
da tensão secundária ao passar do estado em vazio ao
funcionamento em carga, permanecendo constante a
tensão aplicada ao primário e a freqüência. Esta variação
de tensão secundária é, praticamente, igual à diferença
existente entre U1 e U2’, ou seja:
Reg = ∆U = U1 - U2’ = E2 - U2  (18)
Em termos percentuais tem-se:
Reg % = 100.
2U 
U ∆
 (19)
Por outro lado, é possível mostrar que a
regulação pode ser dada em função dos parâmetros
 percentuais, ou seja:
Reg % = f C . R% . cosϕ2 + f C . X% . senϕ2  (20)
Onde:
f C - fração de plena carga, dada por 
f C =
 N  I 
 I 
2
2
Ainda pode-se ter que:
Reg % = f C . Z% . cos(ϕ2-ϕi) (22)
Onde:
ϕi = tan-1 (X% / R%) (23)
Observe-se a grande influência de I2 e cosψ 2 no
valor da regu1ação; sendo assim, para transformadores, é
definida para o valor nominal, da corrente e fator de
 potência da carga unitário.
Para analisar a influência dos citados parâmetros
na regulação é possível levantar as curvas, tais como:
a) Reg % = f(I2), cosϕ2 = cte;
 b) Reg % = f(cosϕ2), I2 = cte.
Por outro lado, nota-se que, quando a carga é
capacitiva, a regulação será negativa e, portanto, a sua
tensão será maior que a tensão induzida no
transformador. Este fenômeno é chamado de “Efeito
 Ferranti”, e pode acontecer em todos os casos em que
existem cargas capacitivas.
Ao analisar-se as expressões da regulação, vê-se
que um grande valor de regulação significa grande
diferença entre E2 e U2, ou seja, grande queda de tensão;
se pelo contrário, o valor da regulação é pequeno, há uma
 pequena queda de tensão; portanto, unicamente sob o
 ponto de regulação, diz-se que:
a) Boa regulação - pequeno valor;
 b) Má regulação - grande valor.
Pelas expressões apresentadas, nota-se a grande
influencia da reatância percentual na regulação,
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 6: Grandezas Características - 36
 principalmente com baixos fatores de potência. Verifica-
se que a pior regulação ocorre quando o cosψ 2 é igual à
relação entre R% e Z%, ou seja:
cosϕ2 =
%
%
 Z 
 R
 (24)
Assim:
Reg % =Z% (25)
 Naturalmente, esta situação ocorre no caso de
um curto circuito.
Quando se deseja boa regulação, o
transformador deve possuir uma reatância com valores
 baixos; entretanto, essa situação apresenta uma séria
desvantagem, ou seja: um transformador com uma
reatância de 2%, por exemplo, sujeita-se a ser seriamente
danificado caso ocorra um curto-circuito no sistema,
ainda mais se o sistema for de grande porte.
Os esforços mecânicos no transformador são
 proporcionais ao quadrado da corrente que flui por seus
enrolamentos. Durante o curto a corrente varia
inversamente com Z% e, consequentemente, os esforços
mecânicos com Z%2.
Estes esforços podem ser seis vezes maiores em
um transformador com impedância de 2% que em um
com 5%.
 Na determinação da impedância que um
transformador possuirá (no projeto), haverá uma questão
a decidir: considera-se a segurança ou a obtenção de boas
regulações para todos os fatores de potência?
Esta questão torna-se, cada vez de maior 
importância devido as grandes extensões dos sistemas
elétricos.
 PARTE II: MANUTENÇÃO E INSPEÇÃO DE 
TRANSFORMADORES 
 MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO
 DE TRANSFORMADORES 
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 7: Aspectos sobre a Manutenção de Transformadores - 38
CAPÍTULO 7: ASPECTOS SOBRE A MANUTENÇÃO
 DE TRANSFORMADORES 
“O que a gente mais esconde é mais ou menos o que os outros descobrem” 
 André Breton
RESUMO
Este capitulo apresenta vários aspectos da
manutenção de transformadores, diversas definições e
alguns dos termos mais utilizados no jargão técnico do
setor.
1.0 - INTRODUÇÃO
A atual escassez de recursos, bem como o
envelhecimento das plantas industriais, leva à procura de
 processos mais eficientes, confiáveis e que diminuam o
custo do produto final, tornando-o mais competitivo; pela
 produtividade e qualidade.
 Neste sentido, a manutenção assume grande
importância já que deve-se inspecionar, comissionar,verificar indisponibilidades e causas de ocorrências
visando evitar o seu agravamento ou repetição e
acompanhar o desempenho dos equipamentos durante sua
vida útil, entre outros fatores. Note-se que a manutenção
é a ação de reparar ou executar serviços nos
equipamentos e sistemas.
Em função destes aspectos, verifica-se que o
sentido do termo “manutenção” é muito mais amplo que
o clássico na atualidade (ou seja, a adoção de atitudes
visando corrigir falhas ou defeitos).
A necessidade de inspeção e manutenção dos
transformadores depende do grau de importância de seu
serviço contínuo, localização no sistema, local de
instalação e outros fatores; sendo assim ao se elaborar um
 plano para tal, ele variará conforme a continuidade de
serviço que exige do equipamento.
Por outro lado, as características de
transformadores novos ou reformados devem ser 
avaliadas para que possam ser comparadas com valores
normalizados ou resultante de fruto de acordo entre
fabricante e compradores.
Pelo exposto, verifica-se a importância do
conhecimento e emprego de metodologia práticas
adequadas que forneçam subsídios técnicos para
 preparação, execução e análise de testes e ensaios em
transformadores.
2.0 - ATIVIDADES DE MANUTENÇÃO
A divisão clássica das atividades de manutenção
é aquela onde se tem a corretiva, a preventiva, a preditiva
e a sistemática.
A manutenção corretiva é a forma mais primária
de manutenção é a realizada após a ocorrência de um
defeito qualquer, o qual, em geral, torna indisponível o
equipamento. Naturalmente, isto implica em
desligamentos fora de previsão, em momentos pouco
adequados; levando, por vezes, a prejuízos consideráveis.
Por outro lado, a manutenção preventiva é o
conjunto de atividades desenvolvidas visando a
ocorrência de condições insatisfatórias, ou, se ocorrerem,
evitar que se tomem cumulativas, resultando em redução
da necessidade de se adotarem ações conetivas.
Um plano de manutenção preventiva deve conter 
um conjunto de medições tecnicamente adequadas, as
quais devem ser selecionadas entre uma grande variedade
de alternativas; além disto, é necessário que se associe
confiabilidade e custo com um programa de atividades
compatíveis. Naturalmente, as medidas preventivas são
endereçadas para as causas mais comuns de faltas dos
transformadores de uma certa instalação. Além disto, nem
sempre medições sofisticadas propiciam resultados mais
efetivos que os obtidos com testes rotineiros, porém, seus
custos, tempo despendido e pesquisa para implementação
são sempre maiores. A relação custo/beneficio, neste
caso, pode ser muito alta. Também, note-se que as
medições não devem ser tão complexas que os resultados
sejam de difícil análise e compreensão.
 Neste sentido, torna-se importante o conhecimento
de estatísticas de falhas/defeitos e, em especial, suas
causas. Para cada uma destas condições, as atividades
selecionadas podem ser divididas em três tipos a saber:
a) Monitoramento continuo;
 b) Medições periódicas;
c) Técnicas preditivas.
Os resultados obtidos com tais atividades, caso
sejam determinadas condições insatisfatórias, devem ser 
cuidadosamente analisados para verificar em qual
instante a manutenção corretiva deve ser aplicada.
Como visto, a manutenção preditiva  pode ser 
encarada como uma  sub-área da preventiva, porém
apresentando algumas características especificas, a saber:
a) Não é necessário haver o desligamento do
equipamento para a sua aplicação;
 b) Não há o dano do equipamento, como no caso
da conetiva; e,
c) Não se baseia em informações sobre a
durabilidade de um certo componente.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 7: Aspectos sobre a Manutenção de Transformadores - 39
A manutenção sistemática  é aquela que se
caracteriza pela substituição de componentes dos
equipamentos ou de todo ele.
Outras atividades que se relacionam com o
conceito de manutenção, porém não estão inclusas nas
definições clássicas, são o comissionamento. a inspeção e
a recepção de equipamentos.
A recepção  é o conjunto de atividades
desenvolvidas para a colocação de uma instalação ou
equipamento em operação. Tais atividades caracterizam-
se pelo acompanhamento e execução dos serviços e
encargos referentes às diversas fases por que passa uma
instalação, desde a fase de planejamento até a fase de
entrada em operação comercial.
O comissionamento, de acordo com [1], é uma
etapa das atividades de recepção, que consiste em fazer 
verificações e executar ensaios que demonstrem estar 
todos os equipamentos e instalações de acordo com o
 projeto e funcionamento dentro das garantias contratuais
e especificações, antes da entrada em operação comercial.
Por outro lado, observe-se que, normalmente, os
equipamentos comprados são ensaiados na fábrica e,
dependendo do seu grau de importância e custo, é
necessário que o comprador verifique se o fabricante
atende as normas e dispositivos contratuais. Assim é
necessário inspecionar a execução de tais atividades.
 Neste sentido, é possível levantar-se a questão
sobre o fato de que se o equipamento já foi ensaiado na
fábrica, porque testá-los antes da entrada em operação?
Os motivos, são variados, ou seja, os testes:
a) Permitem, em sua maior pane, verificar se o
equipamento não foi danificado no transporte;
 b) Permitem verificar se o equipamento, quando
armazenado à espera de montagem, não sofreu
qualquer avaria (corrosão, umidade, danos,
etc.);
c) Permitem verificar coretos aspectos de
montagem e alguns testes do fabricante.
Assim, ainda conforme [1], os objetivos principais
do comissionamento são:
a) Fazer verificações e executar os ensaios que
demonstrem estar sendo ligados ao sistema,
 para operação comercial, equipamentos e
instalações em condições de manter o nível de
confiabilidade, continuidade e segurança
exigidos de acordo com o projeto e
funcionamento dentro das especificações e
garantias contratuais;
 b) Levantar características, aferir e ajustar todos
os componentes dos diversos circuitos de
controle, proteção, medição, supervisão, etc.;
c) Registrar valores iniciais dos parâmetros
determinantes de cada equipamento,
indispensáveis ao estabelecimento de um
sistema confiável de manutenção e controle;
d) Verificar a fidelidade dos desenhos finais e
fornecer subsídios para elaboração dos
desenhos “como construído” (As Built”);
e) Garantir a segurança do pessoal e dos
equipamentos;
f) Estabelecer os limites operativos confiáveis
 para os diversos equipamentos;
g) Completar o treinamento especifico da equipe
técnica responsável pela operação e
manutenção da instalação;
h) Garantir a segurança da energização inicial;
i) Assegurar o fornecimento das peças reservas,
acessórios e ferramentas especiais previstas em
contrato;
 j) Orientar os órgãos das áreas financeiras quanto
aos itens a serem capitalizados/patrimoniados;
e,
1) Transferir para os órgãos responsáveis a
responsabilidade pela guarda, operação e
manutenção da instalação.
3.0 - TERMINOLOGIA USUAL
a) Os transformadores são “abaixadores” se
alimentados pelo lado de maior tensão e, caso
contrário, são “elevadores”;
 b) O circuito, ou enrolamento,  primário sempre é
o que recebe energia da rede. O  secundário,
terciário, etc., são aqueles que  fornecem
energia à carga do transformador. Observe-se
que nem sempre, o primário é o lado de maior 
tensão;
c) O enrolamento de maior tensão  chama-se,
genericamente, de  AT (alta tensão) ou TS 
(tensão superior ). O de menor,  BT (baixa
tensão) ou TI (tensão inferior ). Na existência
de um terceiro enrolamento, tem-se  MT 
(média tensão) ou TM (tensão média);
d) A carga  de um transformador é um conjunto
dos valores das grandezas elétricas que
caracterizam as  solicitações a ele impostas em
cada instante pelo sistema elétrico alimentado ;
e) A característica nominal   é um conjunto de
valores nominais atribuídos às grandezas que
definem o funcionamento de um
transformador, em condições especificadas por 
norma, e que servem de base às garantias de
fabricante e aos ensaios. Elas sempre se
referem à derivação principal;
f)  Derivação é a ligação feita em qualquer ponto
de um enrolamento, de modo a permitir a
mudança de tensões e de correntes através da
mudança da relação de espiras;
g) A determinação das características dos
transformadores pode ser feita na área ou em
laboratórios dos fabricantes ou outros
credenciados para tal. No primeiro caso é
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 7: Aspectos sobre a Manutenção de Transformadores - 40
comum o emprego da palavra “teste” e, no
outro, a da palavra “ensaio”. Observe-se que
muitas vezes elas são utilizadas como
sinônimos;
h) “ Ensaios de rotina” são aqueles obrigatórios
em todos os transformadores e destinam-se a
verificar a qualidade e a uniformidade de mão
de obra dos materiais empregados em sua
fabricação;
i) “ Ensaios de tipo” são aqueles que se destinam
a verificar se um determinado tipo, estilo ou
modelo de, transformador é capaz de funcionar 
satisfatoriamente nas condições especificadas;
 j) “ Ensaios especiais” são aqueles que deverão
verificar uma determinada características do
transformador, não obtida pelos ensaios de
rotina e de tipo;
k) O termo “ falha” se refere a uma
indisponibilidade momentânea, enquanto, o
“defeito” é a situação na qual há o dano do
equipamento ou um de seus componentes;
1) “Comissionar ” significa colocar em serviço ou
em uso.
4.0 - TESTES E ENSAIOS EM TRANSFORMADORES
DE POTÉNCIA
Os ensaios em transformadores de potência são
os citados na norma “ NBR 5356 - Transformadores de
 Potência – Especificação” e relacionados a seguir.
Observe-se que a metodologia para sua execução
encontra-se na norma “ NBR 5380- Transformador de
 Potência - Metodologia de Ensaio”
4.1- Ensaios de Rotina
Eles são:
a) Resistência elétrica dos enrolamentos;
 b) Relações de tensões;
c) Resistência de isolamento;
d) Polaridade;
e) Deslocamento angular e seqüência de fases;
f) Corrente de excitação:
g) Perdas em vazio e em carga;
h) Tensão de curto-circuito;
1) Ensaios dielétricos:
- tensão suportável nominal à
freqüência industrial (tensão aplicada);
- tensão induzida, para transformadores
com tensão máxima do equipamento ≥ 242 kV;
- idem, para impulso atmosférico;
- tensão induzida de longa duração, para
transformadores com tensão máxima do
equipamento ≥ 242 kV.
 j) Estanqueidade e resistência à pressão, à
quente, em transformadores subterrâneos de
qualquer potência nominal, e à temperatura
ambiente nos demais transformadores de
 potência nominal ≥ 750 kVA;
k) Verificação do funcionamento dos acessórios.
4.2 - Ensaios de Tipo
a) todos os ensaios especificados no item 4.1;
 b) fator de potência do isolamento;
c) elevação de temperatura;
d) tensão suportável nominal de impulso
atmosférico, para transformadores com tensão
máxima do equipamento ≤ 145 kV;
e) nível de ruído;
f) nível de tensão de rádio interferência.
4.3 - Ensaios Especiais
São os seguintes:
a) ensaio de curto-circuito;
 b) medição da impedância de seqüência zero em
transformadores trifásicos;
c) medição dos harmônicos na corrente de
excitação;
d) medição da potência absorvida pelos motores
de bombas de óleo e ventiladores;
e) análise cromatográfica dos gases dissolvidos
no óleo isolante;
1) outros de comum acordo entre comprador e
fabricante.
4.4 - Testes a serem executados
Os testes a serem executados variam conforme o
 programa de manutenção empregado, porém pode-se
dizer que alguns são bastante comuns, de uma forma
geral, ou seja:
a) resistência de isolamento;
 b) análise do óleo;
e) relação de tensões;
d) fator de potência do isolamento;
e) polaridade, ou defasamento angular e
seqüência de fases, para colocar em paralelo;
1) tensão de curto-circuito, para colocação em
 paralelo.
Para transformadores reparados ou submetidos a
uma revisão completa é recomendável executar os
seguintes testes:
a) resistência de isolamento;
 b) relação de tensões;
c) tensão aplicada com 70% dos valores de tensão
estabelecidos;
d) estanqueidade;
e) análise completa do óleo;
f) tensão de curto-circuito;
g) corrente de excitação.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 7: Aspectos sobre a Manutenção de Transformadores - 41
 No recebimento de transformadores é conveniente
a execução dos seguintes testes:
a) análise completa do óleo;
 b) fator de potência do isolamento;
c) resistência do isolamento do transformador e
fiação;
d) medição da relação de transformação em todas
as posições do comutador para
transformadores com comutador de derivação
sob carga;
e) medição da resistência elétrica em todas as
 posições do comutador para transformadores
com comutador de derivação sob carga;
f) verificação dos acessórios, se houverem.
 Naturalmente, em cada caso citado poderão ser 
realizados outros testes.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] - Batitucci, M.D. - “Comissionamento - A Primeira
Atividade de Manutenção”- Manutenção, no. 28, jan/fev
91 -pp3l-38.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 8: Anormalidades em Transformadores - 41
CAPÍTULO 8: ANORMALIDADES EM 
TRANSFORMADORES 
“Nada é impossível, até que alguém duvide e prove o contrário.” 
 Anônimo
RESUMO
O objetivo deste texto é o de analisar os
 problemas que podem ocorrer com os transformadores,
apontando suas prováveis causas e indicando os
 procedimentos a adotar para corrigi-los.
1.0 - INTRODUÇÃO
Os transformadores são submetidos às mais
diversas solicitações durante sua vida útil, apesar de
exigir menos atenção que a maioria dos equipamentos
elétricos.
O tempo de interrupção do fornecimento de
energia quando ocorrem falhas nos transformadores é
resultado direto de sua gravidade. Deste modo, o
conhecimento adequado de alguns sintomas, suas causas
e efeitos é de suma importância pois permite evitar a
evolução de problemas indesejáveis com prejuízos
financeiros elevados.
As principais avarias dizem respeito a
deficiências dos enrolamentos sejam por má compactação
das bobinas, por assimetrias existentes entre primário e
secundário ou deformação das bobinas causada por curto-
circuito. São significativas, também, as solicitações
térmicas e dielétricas, provocando a alteração das
características elétricas e físico-químicas dos seus
materiais isolantes. Isto implica no “envelhecimento” de
 parte ou de toda a isolação. Os estágios avançados do
 processo, produzem sedimentos oriundos da oxidação,
que, em última análise podem comprometer a operação
do transformador F1].
2.0 - ESTATÍSTICA DE DEFEITOS
Os transformadores podem apresentar alguns
 problemas, apesar de não apresentarem partes em
movimento, isto se deve, principalmente, a:
a) Sobretemperaturas;
 b) Ruído perceptível;
c) Curto-circuito entre enrolamentos (primário e
secundário) ou à terra.
A título de ilustração, a figura 1 apresenta um
levantamento estatístico, realizado por um grande
usuário, da incidência de problemas nas diversas partes
do transformador.
Comutador sob
Carga
19%Buchas
15%
Núcleo
5%
Diversos
5%
Caixas Terminais
7%
Enrolamentos
51%
Figura 1 – Incidência de problemas em transformadores
(em %)
As figuras 2 a 7 detalham as causas de
ocorrências de problemas, relativamente às porcentagens
indicadas na figura 1.
27
24
13
12
7
4
3 3 2 2 2 1
Isolamento entre Espiras
Descargas Atmosféricas
Umidade
Falhas Externas
Sobrequecimento
Enrolamento Aberto
Deterioração
Bloqueio Impróprio
Falhas à Terra
Falhas entre Fases
Diversos
Falhas Mecânicas
Figura 2 – Incidência de problemas nos enrolamentos de
transformadores relativos aos valoresda figura 1.
27
24
13
12
7
4
3 3
Mecânicas
Elétrica
Contatos
Terminais
Tracking
Sobrequecimento
Curto/Falhas Externas
Vazamento de Óleo
Figura 3 – Incidência de problemas nos comutadores sob
carga de transformadores relativos aos valores da figura 1
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 8: Anormalidades em Transformadores - 42
27
24
13 13
12
7
4
Envelhecimento, Contaminação e Rachamento
 Animais
 Arcos (Descargas)
Outros
Umidade
Baixo Nível de Óleo
Descargas Atmosféricas
Figura 4 – Incidência de problemas nas buchas de
transformadores relativos aos valores da figura 1
37
33
10
5 5 5 5
Conexões Soltas
Terminais em Aberto
Elos ("Links")
Umidade
Isolamento Insuficiente
Tracking
Curto-circuito
Figura 5 – Incidência de problemas nas caixas terminais
de transformadores relativos aos valores da figura 1
86
14
Falha no Isolamento
Fita de Aterramento Destruída
Figura 6 – Incidência de problemas nos núcleos de
transformadores relativos aos valores da figura 1
33
17 17 17
8 8
Falhas em TC Tipo Bucha
Partículas Metálicas no Óleo
Danos durante o Transporte
Curtos Externos
Faltas à Terra no Flange da Bucha
Solda no Tanque Mal Feita
Figura 7 – Incidência de problemas de origem variada em
transformadores relativos aos valores da figura 1
3.0 - ANALISE DE ANORMALIDADES
Analisa-se seguir algumas das anormalidades de
ocorrência mais comuns, seus efeitos e suas causas
 básicas.
Via de regra, as seguintes condições são
responsáveis pelos problemas a seguir:
Sobretemperatura: Sobretemperaturas podem ser 
causadas por sobrecorrentes, sobretensões, resfriamento
insuficiente, nível reduzido do óleo, depósito de
sedimentos no transformador, temperatura ambiente
elevada, ou curto circuito entre enrolamentos. Em
transformadores a seco, esta condição pode ser devido a
dutos de ventilação entupidos;
 Falha de  Isolamento: Este defeito que se constitui em
uma falha do isolamento dos enrolamentos do
transformador; pode envolver faltas fase-terra, fase-fase,
trifásicas com ou sem contato para a terra ou curto-
circuito entre espiras. A causa destas falhas de isolamento
 podem ser curto-circuitos, descargas atmosféricas,
condições de sobrecarga ou sobrecorrentes, óleo isolante
contendo umidade ou contaminantes;
Tensão Secundária Incorreta: Esta condição pode ser 
oriunda de relação de transformação imprópria, tensão
 primária anormal e ou curto-circuito entre espiras no
transformador:
 Falha da Bucha: As falhas de buchas podem ser causadas
 por descargas devido a acumulação de contaminantes
sólidos e a descargas atmosféricas;
 Descargas Internas: Descargas internas podem vir a ser 
causadas por baixo nível de óleo que resultem na
exposição de partes energizadas, perda de conexões,
 pequenas falhas no dielétrico. Usualmente, descargas
internas acabam por se tornar audíveis e causam rádio-
interferência;
 Falhas do Núcleo: Esta condição pode ser devido a
 problemas com parafusos de fixação, abraçadeiras, e
outros;
 Alta Corrente de Excitação: Usualmente, altas correntes
de excitação são devido a núcleo curto-circuitado ou
 junções do núcleo abertas;
 Baixa Rigidez Dielétrica: Esta condição pode ser causada
 por condensação e penetração de umidade, devida à
ventilação imprópria em transformadores a seco, nas
serpentinas de resfriamento, nos resfriados a água, ou
diafragmas de alivio de pressão danificados ou, ainda,
fugas ao redor dos acessórios do transformador nos
demais tipos;
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 8: Anormalidades em Transformadores - 43
Oxidação do Óleo Isolante: A oxidação do óleo isolante
normalmente resulta na formação de ácidos e sedimentos
e, devido, principalmente, a exposição do óleo ao ar e a
elevadas temperaturas de operação;
 Diafragma de Pressão Rompido:  Normalmente, tal fato
ocorre como resultado de uma falta interna que causou
uma elevação de pressão acima do normal. Outros fatores
 possíveis são o nível do óleo muito acima do normal ou
valor excessivo de pressão interna devido a condições
anormais de carregamento;
 Descoloração do Óleo Isolante:- A descoloração do óleo
isolante deve-se, principalmente, á sua carbonização
devido a chaveamentos nos  LTC’s (Load Tap Changers),
falha do núcleo ou contaminação;
 Perda de Óleo Isolante: A perda de óleo isolante em um
transformador pode ocorrer pelos parafusos de junções,
gaxetas, soldas, dispositivos de alivio de sobrepressão e
outros. As principais causas são: montagem inadequada
de partes mecânicas, filtros impróprios, junções
inadequadas, acabamento de superfícies incompatíveis
com o grau necessário, pressão inadequada nas gaxetas,
defeitos no material utilizado e falta de rigidez das partes
mecânicas;
Condensação de Umidade: A principal causa de
condensação de umidade em transformadores a seco é a
falta de ventilação. Em transformadores imersos em óleo,
 por outro lado, isto pode ser resultado de rachaduras no
diafragma de alivio de sobrepressão, ou gaxetas
defeituosas;
 Problemas em Transformadores Selados a Gás: Em
transformadores selados a gás, nitrogênio, na grande
maioria dos casos, os problemas adicionais podem ser: a
sua falta, conteúdo de oxigênio superior a 5% ou mal
funcionamento do regulador de gás. Estes problemas são
causados por fugas do gás por sobre o óleo ou nas
válvulas, espaço insuficiente ou não preenchidos pelo
gás;
 Ruído Perceptível: Os transformadores podem apresentar 
ruídos durante sua operação, estando relacionados com a
imperfeição no a perto das lâminas do núcleo ou de
alguns parafusos, o grau de saturação a potência e a carga
alimentada;
 Problemas com Equipamentos de Manobra: - Muitos
transformadores são equipados com  LTC’s (Load Taps
Changers) e outros dispositivos de manobra. Tais
transformadores podem apresentar problemas extras
associados a estes dispositivos como, por exemplo, os
oriundos do excessivo desgaste dos contatos fixos e
móveis, sobrepercurso do mecanismo de mudança de
taps, condensação de umidade no óleo destes mecanismos
entre outros. O desgaste excessivo dos contatos pode ser 
atribuído à perda de pressão das molas (molas fracas) ou
a um tempo de espera insuficiente durante o percurso.
Problemas devido ao sobrepercurso do mecanismo de
mudança de taps são, usualmente, devido a ajustes
incorretos dos controladores de contatos. A condensação
de umidade e carbonização deve-se a operação excessiva
ou ausência de filtragem. Outros problemas tais como
queima de fusíveis ou parada do sistema motor são
devidos a curto circuitos nos circuitos de controle,
travamento de origem mecânica, ou condições de
subtensão no circuito de controle.
Em função do exposto verifica-se que uma série
de itens e procedimentos devem ser observados ao longo
da histórico de operação de um transformador sob pena
de comprometer seu funcionamento correto. Deste modo,
as rotinas de inspeção objetivando a manutenção
 preventiva aplicáveis devem possuir um forte vinculo
com os problemas de pequena monta e defeitos que
eventualmente ocorram ao longo da. vida útil do
equipamento.
4.0 - TABELA PARA CONSULTA RÁPIDA DE
DEFEITOS, SUAS CAUSAS E SOLUÇÕES
A tabela 1, mostrada nas próximas páginas,
apresenta uma relação de possíveis anormalidades
durante a operação dos transformadores. Como auxílio,
apresenta, também, as suas causas e sugere-se métodos de
inspeção para identificá-los, bem como, as atitudes
necessárias para solucioná-los.
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
[1] Santos, F. G. P. S. – “Transformadores de Potência – 
Inspeção e Manutenção” – Companhia Siderúrgica
 Nacional - CSN
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 8: Anormalidadesem Transformadores - 44
 ANORMALIDADES CAUSAS 
 PROCEDIMENTOS 
 PARA A INSPEÇÃO
 POSSÍVEIS SOLUÇÕES 
Sobretensões
Verificar se as tensões estão
dentro dos limites aceitáveis
Mudar os tapes de ligação do
transformador 
Sobrecarga
Verificar instrumentos do quadro
 para ler a corrente de carga
- Reduzir a carga
- Melhorar o fator de potência
da carga
- Para transformadores em
 paralelo, verificar a
existência de correntes
 provenientes de relação de
transformação ou
impedâncias diferentes
Temperaturas ambiente
muito altas
Verificar se as temperaturas
estão dentro dos limites de
segurança e anotá-las.
Melhorar a ventilação, ou
então, colocar o transformador 
numa temperatura ambiente
mais baixa
Refrigeração
insuficiente
Inspecionar o sistema de
refrigeração
Repara o sistema de
refrigeração
 Nível baixo de óleo Verificar o nível do óleo isolante
Completar o óleo isolante até o
nível correto
Óleo lamacento
Inspeção visual na superfície do
núcleo
Lavar o núcleo e as bobinas por 
meio de circulação de óleo com
a prensa filtrante. Filtrar o óleo
e remover a lama
TEMPERATURAS 
 ELEVADAS 
 Núcleo em curto-
circuito
Verificar a corrente de excitação
nas perdas a vazio. Verificar a
temperatura
Reparar o núcleo
Sobretensões
(atmosférico)
Proceder os exames físicos e os
ensaios elétricos
Caso tenha ocorrido danos aos
enrolamentos, estes devem ser 
reparados ou substituídos
Curto-circuito
Proceder os exames físicos e os
ensaios elétricos
Caso tenha ocorrido danos aos
enrolamentos, estes devem ser 
reparados ou substituídos
Sobrecarga
Proceder os exames físicos e os
ensaios elétricos
Além da providência anterior,
deve-se também levar a carga
do transformador para a
nominal e verificar a
instrumentação
 DEFEITO NO
 ENROLAMENTO
Óleo de resistência
Proceder os exames físicos e os
ensaios elétricos
Substituir o óleo de rigidez
dielétrica adequada ou tratar o
óleo com filtro prensa
 DEFEITO NO
 NÚCLEO
Ruptura do isolamento
do núcleo
Proceder os exames físicos e os
ensaios elétricos
Repara o isolamento do núcleo
 Núcleo em curto-
circuito
Verificar as perdas do ferro;
verificar visualmente o
isolamento do núcleo
Repara o isolamento do núcleo
CORRENTE 
 DE EXCITAÇÃO
 MUITO ALTA
Juntas do núcleo abertas Verificar as juntas
Ajustar as juntas para fechá-las
e apertar melhor todos os
dispositivos; mudar a conexão
dos terminais ou a posição do
comutador de derivações, até
conseguir a tensão adequada
Tabela 1 – Anormalidades em transformadores, suas causas, procedimentos de inspeção e possíveis soluções [1]
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 8: Anormalidades em Transformadores - 45
 ANORMALIDADES CAUSAS 
 PROCEDIMENTOS 
 PARA A INSPEÇÃO
 POSSÍVEIS SOLUÇÕES 
Relação de
transformação não
adequada
Verificar a tensão primária e
secundária através de
instrumentos de medição
Mudar a ligação na chapa de
terminais ou a posição do
comutador de tapes até
conseguir a tensão adequadaTENSÃO
 INADEQUADA
Tensão de alimentação
anormal
Verificar a tensão primária
através de instrumentos de
medição
Mudar a ligação dos
enrolamentos ou reajustar a
tensão de alimentação
Algumas peça metálica
isolada
Verificar se todas as peças que
devem estar ligadas a terra estão
de fato. Ex.: grampos, núcleo, etc
Apertar todas as conexões
Conexões soltas Verificar se as conexões estão
 bem firmes
Apertar todas as conexões
 ARCO VOLTAICO
 INTERFERÊNCIA
 DE RÁDIO
 AUDÍVEL  Nível do óleo muito
 baixo deixando expostas
 peças com tensões
Verificar o nível do óleo
Manter o nível do óleo
adequado
 DESCARGA
Sobretensões por surto
de manobra ou
atmosféricas; isoladores
terminais sujos
Verificar as condições de
limpeza dos isoladores e seu
estado de operação (possíveis
rachaduras, conexões adequadas)
Limpar as porcelanas dos
isoladores e ,caso necessário,
substituir os isoladores de
maneira devida
VAZAMENTO DE 
ÓLEO
Danos mecânicos nas
 partes vedantes ou
montagem inadequada
Inspecionar visualmente o local
de vedação (roscas, juntas,
gaxetas, etc.)
Reparar adequadamente o
vazamento previamente
identificado
CONDENSAÇÃO
 DE UMIDADE 
Umidade no óleo e
vazamentos nas gaxetas
e juntas
Retirar uma amostra do óleo e
 proceder a ensaios que
determinem o nível de umidade
Filtrar o óleo; certificar-se de
que todas as juntas estão
estanques.
 RUÍDO
 PERCEPTÍVEL
Acessórios e peças
externas do
transformador estão
expostas em vibração de
ressonância fazendo
ruído forte
Inspeção auditiva
Apertar as peças frouxas; certas
 peças podem estar sendo
forçadas a ponto de entrar em
ressonância; o ruído deve
desaparecer com a supressão de
tensões e com o emprego de
calços
Vazamento ao redor dos
acessórios da tampa
Inspecionar juntas e gaxetas
Reparar juntas e refazer as
gaxetas se necessário
 BAIXA RIGIDEZ 
 DIELÉTRICA DO
ÓLEO Serpentina de
resfriamento vazando
Proceder uma inspeção visual
Fazer o ensaio da serpentina de
resfriamento e consertá-la, se
necessário. Obs.: para três soluções
acima, deve-se filtrar o óleo e/ou secar 
o transformador por meio de calor, para
restabelecer a rigidez do óleo.
Contaminado por 
vernizes
Rigidez dielétrica; retirar a
amostra do óleo e proceder a
análise cromatrográfica
Continuar com o óleo se a
rigidez dielétrica for 
satisfatória, caso contrário
recondicionar o óleo
A comutação das
ligações internas faz
carbonizar o óleo
Rigidez dielétrica; retirar amostra
do óleo e proceder a análise
cromatrográfica
Continuar com o óleo se a
rigidez dielétrica for 
satisfatória, caso contrário
recondicionar o óleo
ÓLEO BASTANTE 
 DESCOLORADO
Desarranjo no
enrolamento ou no
núcleo
Rigidez dielétrica; retirar amostra
do óleo e proceder a análise
cromatrográfica
Reparar o enrolamento ou o
núcleo; recondicionar o óleo
Tabela 1 – Anormalidades em transformadores, suas causas, procedimentos de inspeção e possíveis soluções [1]
(continuação)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 8: Anormalidades em Transformadores - 46
 ANORMALIDADES CAUSAS 
 PROCEDIMENTOS 
 PARA A INSPEÇÃO
 POSSÍVEIS SOLUÇÕES 
Exposição ao ar 
Retirar amostra do óleo e
 proceder o teste de rigidez
dielétrica e análise
cromatrográfica
Lavar o núcleo, os enrolamentos
e o tanque com o próprio óleo,
filtrá-lo e, se possível, repô-lo em
condições, senão substitui-lo por 
outro novo
OXIDAÇÃO DO
ÓLEO (LAMA OU 
 ACIDEZ)
Temperatura elevadas de
funcionamento
Verificar a temperatura do
transformador e executar o teste
de rigidez dielétrica e análise
cromatrográfica
Reduzir a carga ou melhorar o
resfriamento e proceder como no
caso anterior 
A faixa de tensão do
voltímetro de comando foi
ajustada demasiadamente
 pequena
Inspecionar o contator do
número de comutação e
inspecionar os contatos
Ajustar o voltímetro que
comanda a comutação para que a
faixa de tensão seja no mínimo
igual ao degrau de tensão +1%
da tensão normal
Retardamento insuficiente
Inspecionar o contator do
número de comutação e
inspecionar os contatos
Ajustar o relé de tempo,
aumentando o retardamento para
impedir que o mecanismo de
manobra receba excessos de
comandos
Atrito anormal do
acionamento das molas
enfraquecidas ou a
desgaste dos contatos
Inspecionar o contator do
número de comutação e
inspecionar os contatos
Ajustar o acionamento das
molas; trocar os contatos caso
estejam avariados
 DESGASTE 
 EXCESSIVO DOS 
CONTATOS 
Pressão de contato mais
fraca devido a molas
enfraquecidas ou a
desgaste dos contatos
Verificar se os contatos tem
 pressão de mola suficiente
Substituir os contatos gastos e
certificar-se de que a pressão seja
adequada
 MECANISMO
 INDO ALÉM DO
FIM DE CURSO
Frenagens defeituosas ou
contatos do controlador 
mal ajustados
Verificar o curso dos contatos
Ajustar o mecanismo de
frenagem; ajustara posição dos
contatos
 MOTOR DE 
 ACIONAMENTO
 PARA DE 
 REPENTE 
Tensão baixa na
alimentação do motor 
Verificar a tensão de alimentação
do motor 
Fazer com que a tensão do motor 
seja nominal
Óleo com impurezas
Análise do óleo (rigidez
dielétrica)
Filtrar o óleo
ÓLEO
CARBONIZADO  Número excessivo de
operações
Análise do óleo (rigidez
dielétrica) e verificação da faixa
de tensão do voltímetro de
comando
Filtrar o óleo e ajustar o
voltímetro do circuito de
comando dos contatos ou o relé
de retardamento, a fim de reduzir 
o n.º de vezes de funcionamento
VAZAMENTO DE 
ÓLEO NA CAIXA
 DE EIXO
Caixa de embuchamento
não estanque
Inspeção visual da caixa de
embuchamento
Apertar ou refazer as juntas de
vedação, se for necessário
CONDENSAÇÃO
 DE UMIDADE NAS 
CAIXAS 
Ventilação defeituosa
Verificar se as entradas de ar 
estão desobstruídas
Desobstruir as entradas de ar 
Tabela 1 - Anormalidades em transformadores, suas causas, procedimentos de inspeção e possíveis soluções [1]
(continuação)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 47
CAPÍTULO 9 MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE 
TRANSFORMADORES 
“O passado é uma lição para se meditar, não para se reproduzir.” 
 Anônimo
RESUMO
O objetivo deste texto é o de analisar os aspectos
e procedimentos relacionados com a manutenção
 preventiva de transformadores, sugerindo-se um plano de
atuação, de forma a evitar a ocorrência de problemas
 posteriores.
1.0 - INTRODUÇÃO
A manutenção preventiva de transformadores,
ou de qualquer equipamento elétrico pode ser considerada
como um dos ramos da técnica que mais evolui nos dias
de hoje pois, se constitui em uma poderosa ferramenta
 para garantir o funcionamento continuo das instalações
responsáveis pelo suprimento de energia elétrica. O
cunho dado a manutenção pode variar de um enfoque
tipicamente econômico nas instalações industriais de
 potência, a institucional nos grandes blocos residenciais.
 Naturalmente, se ocorrer um defeito, que poderia
ou não ser detectado por uma manutenção preventiva, em
qualquer um dos casos, ocorre um prejuízo financeiro,
tanto maior quanto maior for o bloco de carga
interrompida. Os prejuízos para as unidades fabris podem
atingir elevados valores e, além disto, dependendo do
caso, resultar em grande dano a imagem institucional das
empresas de suprimento de energia elétrica. Com respeito
a blocos residenciais, via de regra, o prejuízo institucional
é o principal ponto a ser levado em conta, pois prejuízos
econômicos raramente são muito elevados.
A avaliação precisa dos custos envolvidos em
qualquer tipo de interrupção de energia, principalmente,
quando se trabalha com conceitos estatísticos, sem
sombra de dúvida, resulta na necessidade de implantação
de programas de manutenção preventiva. Neste caso, os
objetivos principais são adequar a cada intervalo de
tempo, as condições da instalação e seus equipamentos a
um novo período ininterrupto de funcionamento, isto
 permite reduzir os custos dos problemas intempestivos,
que eventualmente ocorram durante os períodos de
operação normal.
Como citado anteriormente, executar a
manutenção preventiva de um equipamento não implica
necessariamente na abertura, desmonte e remonte, nem
ensaio do mesmo, mas na realização de uma série de
 procedimentos padrão. Estes, por sua vez, devem se
 basear nas características técnicas e operativas,
normalmente, suportadas por estudos estatísticos. Deste
modo, inspeções de rotina, objetivando o levantamento de
dados de corrente, tensão, temperatura e parâmetros
capazes de indicar a existência ou evolução de problemas
internos ao equipamento também se inserem dentro das
 práticas de manutenção preventiva.
O objetivo das inspeções visando a manutenção
 preventiva de transformadores é salvaguardá-los contra
interrupções e danos através da detecção e eliminação de
causas potenciais de defeitos. Por outro lado, a
manutenção periódica de transformadores deve vir a
 possibilitar muitos anos de operação livre de problemas.
 Note-se que o transformador é um equipamento
muito simples e robusto e, em sendo assim, normalmente
é esquecido e ignorado até que ocorram falhas. Via de
regra elas resultam em uma interrupção prolongada da
carga conectada. Entretanto, como eles se constituem em
um dos elos vitais de qualquer sistema de transmissão ou
distribuição, devem receber a atenção e o cuidado
necessários.
Planos de inspeção, visando a manutenção em
transformadores devem ser determinados de acordo com
a natureza critica ou não de seu funcionamento, bem
como, guardar um grau de proporção com a sua carga.
Unidades responsáveis pelo suprimento de um grande
grupo de consumidores, são obviamente mais importantes
do que aqueles empregados em iluminação e distribuição
e, portanto, necessitam maior atenção e cuidados.
 Neste contexto, os critérios de manutenção
 preventiva de transformadores. devem incluir rotinas de
inspeção de grandezas elétricas e físicas da instalação e
do equipamento, reparos tais como pintura e/ou troca de
elementos danificados, ensaios, recondicionamento ou
troca do liquido isolante e/ou do isolamento das bobinas,
 bem como, qualquer outro procedimento especial que
seja recomendado pelo fabricante do transformador.
2.0 - COMENTÁRIOS SOBRE OS QUESITOS A
AVALIAR DURANTE A MANUTENÇÃO PREVENTIVA
DE TRANSFORMADORES
A rotina para a execução das inspeções relativas
a manutenção preventiva de transformadores envolve a
observação visual de algumas de suas condições
especificas, bem como, quando possível, os reparos
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 48
necessários que podem ser realizados no campo. A
freqüência destas inspeções depende, sobretudo, da
importância critica do transformador, das condições
ambientais, e/ou das condições operacionais.
A seguir se encontram listados alguns
comentários sobre a importância da realização das rotinas
de inspeção determinadas em função dos principais
 problemas que podem ocorrer com os transformadores
em operação normal.
Corrente de Carga:  O aquecimento do transformador é
determinado pela sua carga, e sua temperatura de
operação determina sua expectativa de vida, sendo pois,
importante monitorá-la constantemente, principalmente
quando de equipamentos de maior potência. Em
transformadores menores a leitura pode ser feita diária
semanalmente.
Tensão:  A tensão dos transformadores deve ser 
monitorada de forma similar à corrente de carga, pois
 para que seja mantida a tensão secundária, um nível
conveniente de tensão primária deve ser aplicado. As
leituras de tensão devem ser feitas em conjunto com a
corrente de carga ou através da utilização de voltímetros
registradores. Em transformadores de menor importância,
as leituras de tensão devem ser feitas semanalmente.
Temperatura: A capacidade de carregamento do
transformador depende de sua capacidade térmica. O
controle da temperatura de operação de um transformador 
se reveste de elevada importância pois, quando o mesmo
opera acima do seu nível máximo de temperatura, ocorre
um decréscimo na sua expectativa de vida. Como
exemplo, transformadores com isolamento classe A,
operando 8º C acima de sua temperatura normal de
trabalho, tem sua expectativa de vida reduzida à metade;
do mesmo modo, transformadores com isolamento Classe
B operando 12º C acima de sua temperatura normal de
trabalho também tem sua expectativa de vida reduzida
metade, fatos que reforçam a necessidade de um
monitoramento adequado. das condições de
carregamento, ou seja, corrente de carga e temperatura
associadas.
 Nível do Fluido: O nível de fluido é importante pois o
mesmo, além de refrigerar o transformador também isola
as bobinas. Perdas deliquido podem ocorrer devido a
evaporação ou por escoamento. Recomenda-se realizar 
leituras do nível de fluido juntamente com as leituras de
carga. Devido ao importante papel desempenhado pelo
liquido dentro de um transformador, as quantidades
 perdidas, dentro de limites, devem ser repostas o mais
rapidamente possível, sob pena de conduzir o
transformador à uma falha do isolamento. Observa-se que
é muito raro que o nível se encontre acima ou abaixo da
marca  Normal. Muitas vezes trata-se apenas do mau
funcionamento da bóia do nível bastando repará-la. Se
 por algum motivo (vazamento, roubo ou desperdício
quando de retiradas para ensaios) o nível do liquido está
abaixo do normal, ao se completá-lo, deve-se fazer uso do
fluido adequado, de fabricante reconhecido. Estes podem
ser encontrados inclusive em pequenas quantidades em
latas hermeticamente fechadas de 4 a 20 litros. Se, por 
outro lado, utilizar-se líquidos de tambores já abertos, e
necessário ensaiar sua rigidez dielétrica e filtrá-lo, antes
de usá-lo para preencher o transformador. Este
 procedimento exige a presença de uma equipe de técnicos
mais habilitada pois o manuseio do liquido, os
 procedimentos para sua colocação dentro dos
transformadores. Isto, via de regra, implica na parada da
instalação e a utilização de equipamento especifico.
Conexão a terra: O tanque do transformador é
solidamente aterrado de modo a eliminar descargas
elétricas entre ele e a malha de terra. Os condutores de
aterramento do tanque dos transformadores devem ser 
verificados quanto a perda de contato devido a quebra ou
oxidação das conexões. Em subestações, a resistência de
terra depende sobretudo do seu tipo e tamanho, podendo
variar de menos de 1 Ω para subestações de grande porte
até 25 Ω  para as muito pequenas. A freqüência desta
inspeção e ensaios associados, que exigem a presença de
equipe treinada no manuseio de equipamentos de ensaio,
deve ser semestral.
Em geral, a atenção que deve ser dada conexão a
terra de um transformador é mínima, mas de uma
importância considerável em proporção ao que ela
representa na proteção operacional do equipamento e
 pessoal. Tais conexões são realizadas com grampos
apropriados de bronze, que atuam no sentido de apertar a
cordoalha derivada ao terminal de neutro e tanque do
transformador, ao topo de uma haste de ferro galvanizado
enterrado na solo e/ou conectada malha de terra da
estação. São estes pontos de conexão que devem ser 
mantidos limpos de ferrugem ou oxidação, de modo a
sempre apresentarem uma resistência de contato
desprezável. Devido a esta inspeção obrigatória e que tais
conexões não podem ficar enterradas. Por outro lado não
é conveniente mantê-las expostas e, deste modo, as
mesmas ficam dentro de pequenas caixas enterradas ao
nível do solo.
Conexões do Transformador ao  Sistema: As conexões
dos condutores às buchas do transformador apresentam
uma tendência de perderem sua rigidez mecânica devido
ao aquecimento e resfriamento sucessivos que neles
ocorrem. Tal fato resulta em problemas de contatos
elétricos, os quais são facilmente detectáveis com o
auxilio de equipamentos de termovisão. Por isso, é
recomendável que tais conexões sejam examinadas com
uma freqüência equivalente às das conexões para a terra.
Quando for encontrado uma anomalia, antes de se
reapertar as conexões, deve-se lixar suas superfícies de
contato de modo a remover produtos da oxidação que
dificultam a manutenção de um bom contato elétrico;
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 49
 Pára-Raios: Quando os transformadores são alimentados
 por linhas de alta tensão, deve se usar pára-raios para
 protegê-los de descargas atmosféricas e sobretensões de
manobra. Os pára-raios devem ser inspecionados quanto
à perdas de conexões, atuação dos dispositivos de alivio
de sobrepressão e/ou desligador automático, quando
existirem, quebra de partes, sujeira e outros depósitos.
Durante a verificação, toda sujeira e depósitos devem ser 
limpos, conexões perdidas devem ser refeitas, e partes
danificadas, quando possível, geralmente somente a base
isolante, substituídas. A verificação visual dos pára-raios,
não se constitui em garantia de funcionamento adequado
do mesmo. Por outro lado, os ensaios devem ser 
realizados por equipe adequada, a qual deve possuir, no
mínimo, um transformador para realizar um ensaio de
tensão aplicada. A freqüência desta inspeção deve ser 
anual ou seguir recomendação especifica dos fabricantes.
Deve-se atentar que os pára-raios são equipamentos
acessórios e, como tal, possuem características de
desempenho distintas das do transformador, cobertas por 
normas igualmente distintas
 Dispositivo de Alivio de Pressão: Este dispositivo é
regulado para abrir sob uma pressão de 10 a 15 psi. As
inspeções de rotina do dispositivo de alivio de pressão
devem incluir a verificação de vazamentos em torno das
 junções e rachaduras no diafragma devendo ser realizadas
quadrimestralmente não exigindo equipe especializada.
 Respiro: Muitos transformadores tem respiro do tipo
aberto ou equipados com desidratador. A inspeção e
manutenção dos respiradouros sem desumidificador 
consiste verificação de sua condição física e na limpeza,
com jatos de ar, de seus orifícios. A função do agente
desidratador é prevenir que a umidade não entre no
tanque do transformador. Vários agentes desidratadores
contém silica-gel, o qual apresenta a cor azul quando seco
e rosa quando úmido. A inspeção pode ser feita por 
intermédio de um visor de vidro desenvolvido
especialmente para esta finalidade. O nível de umidade
deve ser verificado mensalmente e o agente desidratador 
recolocado ou recondicionado, caso esteja úmido,
aquecendo-se uma carga completa numa estufa ou forno
temperatura de 150 a 200º C, esta operação, via de regra,
não necessita ser realizada por uma equipe especializada,
 bastando para tanto que sejam respeitados os
 procedimentos e recomendações do fabricante do
transformador.
 Equipamentos Auxiliares:  Equipamentos auxiliares
necessários para refrigeração, tais como ventiladores,
 bombas de liquido do transformador, dispositivos de
controle, relés e cablagem, devem ser verificados
anualmente. O equipamento deve ser limpo, verificado
quanto a sua operação normal e as partes eventualmente
danificadas substituídas. E óbvio que os equipamentos
auxiliares necessitam estar em perfeitas condições
operacionais requerendo deste modo, atenção constante
das equipes de manutenção, cujo grau de especialização
exigido de seus integrantes é resultado básico de qual
tarefa deve ser realizada pois, neste caso são
contemplados problemas de cunho eletro-mecânico.
 Inspeção Externa: Deve ser feita uma inspeção externa
semestralmente, a qual deve incluir verificação do tanque.
radiadores, equipamentos auxiliares, fuga nas gaxetas, e
corrosão das partes de metal. Ainda, as conexões elétricas
devem ser verificadas para determinar se não estão soltas
ou sobreaquecidas. As buchas do transformador devem
ser verificadas quanto a danos mecânicos, e serem
limpas. a fim de, evitar descargas. A verificação do
sobreaquecimento das conexões deve ser realizada com
auxilio de um equipamento de termovisão, normalmente
operado por uma equipe de manutenção independente.
responsável pela termovisão de todos os equipamentos da
instalação. Já os ensaios da bucha exigem equipe treinada
no manuseio de equipamentos de ensaios específicos
Vazamentos: As juntas e gaxetas se constituem em pontos
fracos de um transformador devido ao envelhecimento
que sofrem em poucos anos. Evidenciam suas condições
físicas por vazamentos de liquido quase que
imperceptíveis. Não há o que reparar, elas devem ser 
substituídas. Para esse trabalho, bastante enfadonho, o
transformador tem que ser posto fora de serviço e o pior,
o óleo tem que ser removido. A utilização nos dias de
hoje, de gaxetas de neoprenee outras borrachas sintéticas
(  Bunas, Tiokol), altamente resistentes ao óleo, tem trazido
um grande alivio a este ponto especifico.
 Não sendo através das juntas e gaxetas, os
vazamentos podem ocorrer também nas soldas e nas
dobras do tanque. Um processo que tem dado certo para
estancá-los bater com cuidado ao redor do vazamento
cora uma talhadeira e em seguida amassar os rebordos
com um martelo de bola. Se for um furo, pode-se
introduzir um pequeno parafuso auto-atarraxante e um
 pouco de resina de vedação (tal como o glyptal).
Vazamentos maiores requerem uma soldagem elétrica
sobre a própria chapa do tanque, que é realizada sem
esvaziar o óleo. E importante frisar aqui que o perigo de
explosão ocorre justamente quando existe ar e vapores de
óleo dentro do tanque; existindo somente óleo é evidente
que não pode haver combustão no seu interior.
 Isoladores das Buchas: As quebras e rachaduras nos
isoladores das buchas que não provocam vazamento ou
falta de estanqueidade no tanque principal podem ser 
reparados em uma emergência (falta temporária de bucha
sobressalente). O reparo consiste em eliminar o esmalte
das arestas relacionadas com a quebra ou rachadura e dar 
uma pintura de verniz altamente isolante na porcelana.
 Não se deve esquecer que a manutenção é aconselhável
no caso até a substituição da peça avariada.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
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Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 50
Serpentinas de Resfriamento:  As serpentinas de
resfriamento, quando existirem, necessitam ter os
sedimentos originados da água que circula através delas
removidos. O processo utilizado para este fim consiste no
seu enchimento com uma solução de ácido clorídrico e
água em partes iguais, que é deixado em repouso em seu
interior por cerca de uma hora. Logo após, deve-se
realizar a limpeza e remoção dos resíduos da solução
utilizada com auxilio de um jato de água limpa (repetir a
operação se achar necessário). Quando a serpentinas se
apresenta com aspecto duvidoso convém fazer uma prova
de estanqueidade com ar ou gás comprimido a 10
atmosferas. Neste caso, na presença de falhas aparecerão
 borbulhas na superfície do óleo, provenientes de tais
 pontos localizáveis visualmente.
 Pintura: A pintura que pertence a manutenção preventiva
é somente aquela realizada em áreas reduzidas por 
motivo de lascas, borbulhas e arranhões que venham a
surgir na superfície do tanque e de seus acessórios
(radiadores, conservador, etc.). Esta pintura consiste em
aplicar com pincel uma demão de “base” em seguida de
duas demãos de pistola de tinta de acabamento,
lembrando que as superfícies de trabalho devem ser 
 previamente raspadas e aparelhadas.
 Inspeção Interna:  Esta inspeção envolve a investigação
interna do tanque e núcleo. Em transformadores do tipo
aberto cheios de liquido, a tampa da porta de inspeção
deve ser removida para verificar a existência de umidade
ou ferrugem ao redor dos suportes da bucha e da tampa
superior do transformador. Para exame do tanque e do
núcleo, o liquido deve ser removido. O exame do núcleo
deve ser feito para verificar o depósito de sedimentos,
conexões abertas, ou qualquer avaria nas partes do
transformador. A evidência de carbono pode indicar 
 problemas internos. A inspeção dos enrolamentos deve
verificar danos nas barras terminais, conexões abertas, e
todas as conexões do enrolamento. Tendo em vista o grau
de dificuldade e o tempo de indisponibilidade do
transformador, a inspeção interna do mesmo deve ser 
realizada de maneira extremamente criteriosa e é,
 basicamente, uma função direta da idade do
transformador, de seu histórico de sobrecargas e
 problemas. A freqüência desta inspeção deve ser de 5 a
10 anos ou mais, quando de transformadores de potência;
devido ao montante das tarefas a serem executadas, estas
inspeções envolvem equipes dotadas de um grande
número de especialistas em várias áreas apresentando
ainda um custo bastante elevado e sempre devem
envolver representantes do fabricante do transformador 
que, via de regra, são as pessoas mais adequadas para
opinar sobre os problemas que podem vir a ser 
observados, bem como, auxiliar na correta profilaxia dos
mesmos.
 Liquido do transformador: Os líquidos dos
transformadores estão sujeitos a deterioração, e os
 principais contaminantes são o ar, a umidade e o calor.
Estes contaminantes reagem com o liquido do
transformador, produzindo ácidos e borra. O ácido, por 
sua vez, ataca a isolamento do enrolamento, e depósitos
de sedimento tendem a diminuir a refrigeração. A
umidade no fluido do transformador tende a baixar sua
rigidez dielétrica e, combinando com o sedimento, reduz
o valor da suportabilidade dielétrica do isolamento e das
 placas terminais, dentro do tanque do transformador. A
manutenção do liquido dos transformadores em
condições operativas adequadas se constitui em uma das
áreas que mais evoluíram ao longo dos tempos na
manutenção preventiva de transformadores; o conjunto de
ensaios realizados abrangem desde ao levantamento de
características físico-químicas, como cor, por exemplo,
ao levantamento das características elétricas . em
especifico, capacidade de isolamento. Os ensaios que
 procuram determinar as características elétricas do
liquido do transformador mais comumente realizados são
os ensaios de rigidez dielétrica e fator de potência. O
tratamento e recondicionamento do liquido evoluiu de um
tratamento a nível externo, para um tratamento interno
com o transformador desenergizado e finalmente nos
últimos anos para um tratamento interno com o
transformador energizado, fato que reduz ao mínimo as
interrupções de energia. As equipes que manuseiam o
líquido isolante são bastante especializadas e via de regra,
quando de ensaios físico-químicos específicos, é
necessário recorrer a especialistas externos. Considera-se
uma periodicidade anual como adequada quando da
verificação das características básicas do liquido do
transformador.
O monitoramento da corrente de carga, tensão
 primária e/ou secundária, bem como. temperatura. pode
ser realizado com instrumentos registradores, desde que
os respectivos registros sejam verificados dentro de um
 período de tempo pré-definido, ou com o auxílio de
instrumentos indicadores existentes no painel de controle
do transformador cujas leituras e ou anomalias devem ser 
lançadas em relatório apropriado. A escolha de um ou de
outro meio é função da importância do transformador 
dentro do sistema ao qual o mesmo se encontra conectado
3.0 - PROCEDIMENTOS PARA AS INSPEÇÕES
As inspeções que objetivam a manutenção
 preventiva devem verificar a existência e a ordem das
 peças de reserva do transformador, mantê-las em
quantidade e acondicionamentos adequados.
Um exemplo de cuidado mais especial no que
concerne a reserva é o caso dos tambores de liquido
(óleo) estocados, onde recomenda-se que os mesmos não
sejam deixados expostos às intempéries e que a tampa
que tem bujão esteja voltada para baixo (deste modo
 pode-se obter a vedação perfeita do tambor).
A tabela 1 apresenta os vários quesitos a
inspecionar e os procedimentos para tanto.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 51
Quesito a Inspecionar Procedimento
Verificações Gerais
Verificação da pintura, limpeza, nivelamento do transformador 
e fixação dos terminais
 Buchas
Verificação do nível de óleo, dos terminais, das condições do
centelhador, da fixação em geral e da possível existência de
trincas e vazamentos
 Radiadores
Verificação da fixação, da existência de vazamentos e condições
de pintura
Conservador de Óleo
Verificação do funcionamento do indicador de nível de óleo e
das condições externas em geral
 Sistema de Ventilação
Verificação da lubrificação,vibrações anormais, aquecimento
excessivo, ruídos e condições de fixação
Válvula de Pressão Súbita
Verificação do funcionamento dos dispositivos eletromecânicos
e da pintura
 Relé de Gás Verificação da fiação, do acionamento e das condições externas
 Indicador magnético do nível de óleo no tanque
Verificação do acionamento, isolação da fiação, vazamentos e
indícios de corrosão
 Indicador magnético do nível de óleo
do comutador sob carga
Idem anterior 
 Relé de imagem térmica
Verificação do mecanismo, do nível do óleo e indícios de
corrosão
 Indicador de temperatura do enrolamento
Verificação do acionamento, fiação do transformador de
corrente, nivelamento do aparelho, nível de óleo e leitura de
temperatura
 Secador de ar Sílica-Gel 
Verificação do estado da sílica-gel, juntas de vedação do óleo e
indícios de corrosão
Comutador em carga
Verificação do acionamento, nível de óleo, resistência de
aquecimento, motor, bornes e fiação, chave do comutador,
condições do sistema de aterramento e indícios de corrosão
Válvula de alívio de pressão
Verificação do funcionamento dos dispositivos eletromecânicos
e da pintura
Comutador sem carga
Verificação da posição, existência de vazamentos e indícios de
corrosão
 Resistor de neutro
Verificação da ligações, dos isoladores, grades de proteção e
indícios de corrosão
 Base do transformador  Verificação dos trilhos e das condições mecânicas da carcaça
 Painel 
Verificação da fiação, chaves seletoras, contatores, relés
térmicos, fusíveis e condições mecânicas em geral
Termômetro do óleo
Verificação estado do tubo capilar, aferição da temperatura de
alarmes e dos ajustes
 Manovacuômetro
Verificação da existência de possíveis vazamentos e aferição
das pressões (positivas e negativas e “zero”)
Tabela 1 – Quesitos a inspecionar e respectivos procedimentos
4.0 - PROGRAMA GERAL DE MANUTENÇÃO
PREVENTIVA
Os procedimentos utilizados na manutenção
 preventiva são, na grande maioria dos casos, bem
definidos. Entretanto, a sua periodicidade é um ponto de
grande polêmica, pois envolve uma gama imensa de
conceitos técnicos e econômicos.
Ressalta-se que a aplicação de qualquer critério,
tradicional ou moderno, deve atentar para os resultados
do desempenho estatístico dos equipamentos em campo,
 bem como apresentar uma boa relação custo/beneficio.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 52
Sendo assim, a Tabela 2 apresenta uma sugestão
 para a execução das rotinas de manutenção preventiva, a
qual se baseia nos possíveis problemas que podem
ocorrer com os transformadores.
Por outro lado, reforçando o que foi dito, as
tabelas 3 a 10 apresentam os quesitos de manutenção
 preventiva em função da periodicidade para um grande
consumidor [1]. Note-se que existem divergências entre
ambas as filosofias.
Tipo de Transformador Natureza da Inspeção Freqüência da Inspeção
 Nível do óleo (líquido isolante) cada turno
Temperatura ambiente cada turno
Temperatura do óleo cada turno
Temperatura do enrolamento
(quando houver meios)
cada turno
Corrente de carga cada turno
Tensão cada turno
Diafragma de alívio cada turno
Relés (funcionamento) mensal
Alarmes de proteção mensal
Respirador mensal
Dispositivo de alívio de sobrepressão trimestral
Resistência de aterramento trimestral
Comutador de carga semestral
Pára-raios semestral
Conexões de terra semestral
Inspeção externa semestral
Equipamento auxiliar anual
Todos os Transformadores
Inspeção interna 5 a 10 anos
Rigidez dielétrica anual
Cor do óleo anual
 Número de neutralização anual
Tensão interfacial anual
 Isolamento Líquido
Teste do fator de potência anual
Fator de potência anual
Índice de polarização anual
Teste de análise de gás anual
Tensão induzida acima de 5 anos
 Isolamento Sólido
Tensão aplicada acima de 5 anos
Temperatura de entrada e saída do ar cada turno
Limpeza por ar comprimido
(2 a 4 atmosferas)
semanal
Resistência do isolamento semestral
Selado a gás ou tanque de expansão trimestral
Óleo inspeção acima do núcleo 20 anos
Tipo Seco
Inspeção geral 25 anos
Tabela 2 – Programa geral para manutenção preventiva de transformadores de potência
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
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Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 53
Tipo de Transformador Natureza da Inspeção Freqüência da inspeção
Inspeção acima do núcleo 10 anos
Com conservador 
Inspeção geral 15 anos
Inspeção acima do núcleo 10 anosTanque hermeticamente
Fechado Inspeção geral 15 anos
Pressão ( no selo a gás ) Cada turma
Volume do gás no cilindro Cada turma
Circuito do alarme a baixa pressão Trimestral
Regulador do gás Trimestral
Capacidade de oxigênio Semestral
Inspeção acima do núcleo 10 anos
Inspeção geral 15 anos
 Selado a gás
Inspeção geral 15 anos
Inspeção acima do núcleo 2 anos
Inspeção geral 4 anos Aberto
Inspeção sob a tampa Semestral
Temperatura de entrada e saída da água Semanal
Vazão de entrada e saída da água Semestral Resfriado a água
Ensaio de pressão Semestral
Motor e ventilador Mensal
 Resfriamento do óleo com ar 
Circuitos de controle Mensal
 Resfriamento do óleo com água Temperatura de entrada e saída do óleo Semanal
Controle do ventilador Mensal
Ventilação forçada
Motor e ventilador Mensal
Tabela 2 – Programa Geral para Manutenção Preventiva de Transformadores de Potência ( continuação )
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Indicador de nível de óleo
( comutador sem carga )
Inspeção visual e leitura do
nível de óleo no
conservador ou tanque e
nas buchas
Indicador de Temperatura
Verificação da temperatura
do óleo do tanque dos
enrolamentos e da
temperatura da água ou
óleo de entrada e saída do
sistema de refrigeração
forçada
Indicador de vazão para
óleo e água
Verificação da vazão de
água de óleo do sistema de
refrigeração forçada
Manômetro
Verificação da pressão de
óleo e água do sistema de
refrigeração forçada
Indicador de nível de óleo
( comutador sob carga )
Inspeção visual e leitura do
nível de óleo no conservador 
ou tanque e nas buchas
Tabela 3 – Programa para Manutenção Preventiva – 
Diário [ 1 ]
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Vazamento de óleo Inspeção Visual
Trocador de calor do óleo
( radiadores )
Verificar entupimento,
vazamento e refrigeração
deficiente
Relé de Gás Inspeção Visual e Leitura
Tabela 4 – Programa Geral para Manutenção Preventiva
 – Semanal [ 1 ]
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Válvula de Segurança
Inspeção Visual e Leitura
da Pressão
Registrador do Computador 
de derivação em carga
Verificar e anotar o número
de operações registradas
Silica-Gel do Desidratador Verificar a sua coloração
Circuito de Alarme de
temperatura e pressão
Verificar as condições de
continuidade para
sinalização, alarme e
desligamento
Tabela 5 – Programa Geral para Manutenção Preventiva
 – Mensal [ 1 ]
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 54
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Válvula de Sobretensão
Verificar se houve
abertura da válvula
Óleo do Tanque
Realizar testes físicos e
químicos do óleo se a
temperatura média
estiver entre 80 e 90
graus C
Gás Combustível no
Óleo
Verificar a concentração
destes gases no óleo se a
temperatura média do
óleo do topo do tanque
for de 80 a 90 graus C
Tabela 6 – Programa Geral para Manutenção Preventiva
 – Trimestral [1 ]
Componentes
Trabalhos de Inspeção12.0 - 12.0 - SECADOR DE AR SECADOR DE AR DE SÍLICA DE SÍLICA - GEL- GEL...............................................................................................................................................28...............28
13.0 13.0 - - TUBO TUBO DE DE EXPLOSÃO..............EXPLOSÃO..........................................................................................................................................................................29......................29
14.0 - VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO DE FECHAMENTO AUTOMÁTICO..............2914.0 - VÁLVULA DE ALÍVIO DE PRESSÃO DE FECHAMENTO AUTOMÁTICO..............29
15.0 15.0 - - RELE RELE DE DE SÚBITA SÚBITA PRESSÃOPRESSÃO .............................................................................................................................................................29.................29
16.0 - 16.0 - OUTROS ACESSÓRIOSOUTROS ACESSÓRIOS ................................................................................................................................................................................................30........30
16.1 - 16.1 - Relé detetor Relé detetor de gásde gás ....................................................................................................................................................................................................30..................30
16.2 - 16.2 - Relé de Relé de falha de falha de pressão tipo pressão tipo “J” ..........................“J” ...............................................................................................................................30.................30
16.3 - 16.3 - Dispositivos diversosDispositivos diversos ..................................................................................................................................................................................................31............31
CAPÍTULO 6: CAPÍTULO 6: GRANDEZAS CARACTERÍSTICAS GRANDEZAS CARACTERÍSTICAS ...................................................................................................................32.......................32
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................32.....................32
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................32...32
2.0 2.0 - - POTÊNCIA POTÊNCIA NOMINALNOMINAL..............................................................................................................................................................................................32..................32
3.0 3.0 - - TENSÃO TENSÃO NOMINALNOMINAL..................................................................................................................................................................................................32......................32
4.0 - TENSÃO DE 4.0 - TENSÃO DE CURTO CIRCUITO OU IMPEDÂNCIA PORCENTUALCURTO CIRCUITO OU IMPEDÂNCIA PORCENTUAL...............................................33.......33
4.1 4.1 - - Trifásicos............................Trifásicos.....................................................................................................................................................................................................................33.......33
4.2 4.2 - - MonofásicosMonofásicos.......................................................................................................................................................................................................................................33.......33
5.0 5.0 – – CORRENTES................CORRENTES....................................................................................................................................................................................................................33............33
5.1 5.1 - - Corrente Corrente Nominal.............................Nominal...............................................................................................................................................................................33..................33
5.2 - 5.2 - Corrente em Corrente em VazioVazio ...................................................................................................................................................................................................33.......................33
6.0 6.0 - - CORRENTE DE CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO ............................CURTO-CIRCUITO ...............................................................................................................................34.......34
6.1- 6.1- Considerações Considerações GeraisGerais.................................................................................................................................................................................................34...................34
6.2 - 6.2 - Curto-Circuito no Curto-Circuito no TransformadorTransformador .......................................................................................................................................................34.....................34
7.0 7.0 - - FREQÜÊNCIA FREQÜÊNCIA NOMINAL .......................................NOMINAL .............................................................................................................................................35................35
8.0 - 8.0 - NÍVEL DE NÍVEL DE ISOLAMENTOISOLAMENTO .........................................................................................................................................................................................35...........35
9.0 9.0 - - REGULAÇÃOREGULAÇÃO...................................................................................................................................................................................................................................35...........35
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
PARTE II: MANUTENÇÃO E PARTE II: MANUTENÇÃO E INSPEÇÃO DE TRANSFORMADORES INSPEÇÃO DE TRANSFORMADORES 
CAPÍTULO 7: ASPECTOS SOBRE A MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORESCAPÍTULO 7: ASPECTOS SOBRE A MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES................38................38
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................38.....................38
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................38...38
2.0 - 2.0 - ATIVIDADES DE ATIVIDADES DE MANUTENÇÃO.....................MANUTENÇÃO................................................................................................................................38...................38
3.0 3.0 - - TERMINOLOGIA TERMINOLOGIA USUAL...........................USUAL......................................................................................................................................................................39.....39
4.0 - 4.0 - TESTES E ENSAIOS EM TESTES E ENSAIOS EM TRANSFORMADORES DE POTÉNCIA.......................TRANSFORMADORES DE POTÉNCIA.................................40..........40
4.1- 4.1- Ensaios Ensaios de de Rotina....................................Rotina.....................................................................................................................................................................................40.......40ou Manutenção
Mecanismo de
Acionamento
Inspecionar e
 providenciar lubrificação
Radiadores com
Ventiladores
Inspecionar e
 providenciar lubrificação
de rolamentos dos
ventiladores
Radiadores Resfriados
água, circuito da água
Providenciar limpeza e
Exame
Ventiladores com Motor 
Inspecionar e
 providenciar a
lubrificação
Relé Buchollz
Verificar o
funcionamento para
Alarme e desligamento
Óleo do Tanque
Testes físicos e
Químicos do óleo Testes
médias do tanque para
temperatura de 80 a 90
graus C
Buchas, Isoladores e
 pára-raios
Providenciar limpeza e
Verificar rachaduras,
lascas, poluição etc.
Ligações à Terra Verificar se existem
Gases Combustíveis do
óleo
Determinar a
Concentração dos Gases
Combustíveis no Óleo
Tabela 7 – Programa Geral para Manutenção Preventiva
 – Semestral [ 1 ]
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Óleo Realizar Testes Físicos e
Químicos do óleo
Gás
Determinar o Ponto de
Orvalho do colchão de gás
dos transformadores
selados e avaliar a
quantidade de água da
isolação sólida com o
auxílio do gráfico de piper 
Buchas e isoladores
Se as buchas e os isoladores
tiverem sofrido os efeitos
da poluição, proceder a sua
limpeza
Conectores,
comutadores buchas,
etc.
Com o auxílio do
termovisor, verificar se há
 pontos ou áreas
sobreaquecidas
Aterramento
Medir a resistência de terra
do sistema de aterramento
do transformador 
Cabos Aéreos
Verificar as condições dos
cabos aéreos de ligações do
transformador 
Tanque, Tampa e
Gaxeta
Limpeza e Exame
Radiadores Limpeza e Exame
Indicadores de nível de
óleo, temperatura.
Válvula de segurança
Limpeza, exame, teste de
funcionamento, testes dos
circuitos elétricos e da
resistência de isolamento se
for o caso
Termostato
Manômetro
Relés de Proteção
Mecanismo de
Atendimento
( Comutador )
Limpeza e Exame
Teste de Funcionamento
Teste de Circuitos Elétricos
Teste de Resistência de
Isolamento
Tabela 8 – Programa Geral para Manutenção Preventiva
 – Anual [ 1 ]
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Buchas
Proceder a limpeza das
 buchas medir o fator de
 potência do isolamento nas
 buchas
Tabela 9 – Programa Geral para Manutenção Preventiva
 – Bienal [ 1 ]
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 55
Componentes
Trabalhos de Inspeção
ou Manutenção
Isolação Verificar fator de potência
da isolação
Corrente de Excitação
Realizar testes elétricos
compreendendo corrente de
excitação
Isolamento
Verificar a resistência de
isolamento
Enrolamentos
Verificar a resistência dos
enrolamentos em CC
Sobretensão
Verificar sobretensão com
CC
 Núcleo
Verificar aterramento do
núcleo
Aterramento
Verificar resistência de
aterramento
Sobrepressão
Verificar as condições do
diafragma do dispositivo de
alívio de sobre pressão
Tabela 10 – Programa Geral para Manutenção
Preventiva – Trienal [ 1 ]
5.0 - TESTES E ENSAIOS APLICÁVEIS
MANUTENÇÃO DE
TRANSFORMADORES
Como visto, nas inspeções periódicas o objetivo
é verificar as condições externas do transformador e o
funcionamento de seus acessórios. No entanto, a
realização dos ensaios tem a finalidade de colher 
informações acerca das condições do funcionamento, que
venham a auxiliar no diagnóstico de possíveis
anormalidades.
Para tanto devem ser estabelecidos critérios de
aplicação de testes bem como os seus procedimentos de
execução, obtendo-se, assim, uma racionalização no que
diz respeito às características do transformador.
5.1 - Ensaios Realizáveis no Campo (Testes)
Para os transformadores em operação serão
indicados alguns ensaios que são possíveis de serem
realizados no próprio local onde se encontram instalados.
A sua importância está no fato de permitir o
acompanhamento do grau de. deterioração dos materiais
isolantes. Este procedimento visa detectar condições
irregulares que possam culminar em defeitos mais graves.
Assim sendo, na manutenção preventiva sugere-
se que sejam realizados os seguintes ensaios:
a) Ensaios elétricos
- relação de transformação;.
- resistência ôhmica dos enrolamentos;
- resistência de isolamento e índice de
 polarização;
rigidez dielétrica.
fator de potência do isolamento (para
transformadores com potência superiores à 500
kVA);
 b) Ensaios físico-químicos nos líquidos isolantes
 Ensaio Rtemp
Óleo
 Mineral 
 Askarel Silicone
Conteúdo de água X X X X
Índice de
neutralização
(Acidez)
X X X X
Fator de Potência X X X X
Cromatrografia(1) X X X X
Viscosidade (2) X X X
Tensão
Interfacial(2) X X X
Cor (2) X X X
(1) Apenas para Transformadores com tensão primária igual ou
superior a 138 kV;
(2) Apenas para transformadores com potência superiores à 500 kVA.
Tabela 11 - Ensaios físico-químicos recomendados para
manutenção do óleo
5.2 - Periodicidade dos Ensaios -
A inspeção e manutenção em transformadores
está intimamente ligada aos seguintes fatores: Tamanho.
Potência, Tensão. Importância da Continuidade do
Serviço e Condições Ambientais da área onde está
instalado o equipamento.
A periodicidade mais adequada para realização
dos mesmos será determinada em função desses fatores.
A referência [1] sugere que a periodicidade seja:
a)  Ensaios elétricos: Realizados a cada 18 meses;
 b)  Ensaios físico-químicos nos líquidos isolantes:
Realizada a cada 12 meses.
6.0 - ADEQUAÇÃO DAS EQUIPES DE MANUTENÇÃO
As equipes que realizam as inspeções que se
constituem nos procedimentos de manutenção preventiva
de transformadores, excetuando-se as que podem ser 
realizadas pelos operadores, tais como monitoramento de
carga (corrente e tensão) e de temperatura, devem possuir 
um bom grau de familiaridade com procedimentos e
equipamentos específicos. Algumas das rotinas, a
exemplo de termovisão, devem ser realizadas, por 
equipes independentes, responsáveis pela inspeção de
todo um conjunto de equipamentos. Ensaios específicos
como, por exemplo, análise cromatográfica, de custo
elevado, devem ter sua realização adequada a um critério
de “custo x beneficio”, para não terem sua eficácia e
utilidade posta em dúvida.
Sugere-se que as equipes de manutenção
responsável pela execução dos procedimentos detalhados
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte II: Manutenção e Inspeção de Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 9: Manutenção Preventiva de Transformadores - 56
acima excetuando-se as inspeções internas, execução dos
ensaios de análise cromatográfica e termovisão sejam
compostas por:
 Encarregado:  Nível Técnico ou Superior 
Coordenador e responsável técnico pela
execução de todos os procedimentos e
rotinas que constituem a Manutenção
Preventiva.
 Mecânicos: Em número de dois, Nível Técnico;
Responsáveis pela execução de todas os
 procedimentos e rotinas que envolvam
 predominantemente serviços de fundo,
 principalmente, mecânico, a exemplo
de inspeções em radiadores;
 Eletrotécnicos: Em número de dois, Nível Técnico.
Responsáveis pela execução de todos os
 procedimentos e rotinas que envolvam
 predominantemente serviços de fundo,
 principalmente, eletrotécnico, a
exemplo de inspeção em relés, ensaios
de tensão aplicada, resistência de
isolamento , rigidez dielétrica.
cablagem entre outros.
Deste modo, as funções e responsabilidade se
encontram bem definidas e distribuídas, convém ressaltar 
que algum conhecimento interdisciplinar é extremamente
adequado e deve ser estimulado. O suporte necessário
 pode ser realizado por uma equipe externa ou,
idealmente, por um laboratório, parte da própria estrutura,
função de um estudo acurado de custos envolvidos, que
no caso especifico de empresas concessionárias de
energia elétrica não deve, em principio, ser levado em
conta pois os benefícios a longo prazo de laboratórios e
equipe próprias são inquestionáveis, principalmente,
quando da definição de procedimentos e de tecnologias
entre outros.
7.0 - CONSIDERAÇÕESFINAIS
Convém ressaltar que a correta contabilização
dos problemas de qualquer equipamento elétrico só
 possui respaldo em valores estatísticos, que são os únicos
capazes de manusear conceitos como taxa de risco,
 probabilidade de evolução para falha, que caso
adequadamente utilizados resultam em procedimentos
dotados de custos mínimos.
Aperfeiçoamentos tecnológicos, via de regra,
quando de sua introdução podem vir a modificar alguns
dos pontos acima descritos, porém, sem sombra de
dúvida, qualquer novo aperfeiçoamento tecnológico
merece um acompanhamento mais detalhado pois podem
vir a causar problemas até o momento não detectados que
dependendo do caso podem apresentar ou não relevância,
fato só verificado com o passar do tempo e coleta,
algumas vezes, exaustivas de dados.
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA
[1] Santos, F. G. P. S – “Transformadores de Potência -
Inspeção e Manutenção” - Companhia Siderúrgica
 Nacional – CSN.
 PARTE III: TESTES E ENSAIOS 
 MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO
 DE TRANSFORMADORES 
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 10: Resistência Ôhmica Dos Enrolamentos - 58
CAPÍTULO 10: RESISTÊNCIA ÔHMICA DOS 
 ENROLAMENTOS 
“Eu tenho pouca paciência com cientistas que pegam uma placa de madeira, procuram as
 partes mais finas, e ali fazem um grande número de furos, onde furar é fácil”
 Albert Einstein
RESUMO
Este texto apresenta as técnicas de medição da
resistência ôhmica dos enrolamentos para
transformadores com qualquer ligação.
1.0 - INTRODUÇÃO
Este ensaio consiste em determinar a resistência
elétrica dos enrolamentos em corrente contínua a uma
determinada temperatura.
Os valores encontrados quando comparados com
os de fábrica podem fornecer indicação sobre a existência
de esperas em curto-circuito, conexões e contatos em más
condições. Desta forma, pelos mesmos motivos, é
interessante um acompanhamento de seus valores alo
longo do tempo de funcionamento, referindo os valores
sempre à mesma temperatura para que se possa compará-
los.
Observe que com a medição de resistência a frio
e a quente, é possível determinar a elevação dos
enrolamentos quando em serviço.
As diversas normas internacionais sugerem que
a medição deve ser efetuada com corrente contínua por 
método de ponte ou pelo método da queda de tensão.
2.0 – MÉTODO DA QUEDA DE TENSÃO
Para determinação da resistência elétrica dos
enrolamentos por este método utiliza-se as conexões
mostradas na figura 1.
Figura 1 – Esquema de Ligação no Método da Queda de
Tensão.
Pode-se utilizar algumas variações do esquema
da figura 1, tais como uma combinação de derivadores
( shunts) e milivoltímetros ou potenciômetros, de modo
que a medição possua a exatidão desejada.
O procedimento é o que segue:
a) Aplicar uma fonte de corrente contínua aos
enrolamentos conforme mostrado na figura 1,
cuidando para que a corrente que circule não
seja superior a 15% do valor nominal do
enrolamento considerado, no tempo máximo
de 1 minuto;
 b) As indicações dos instrumentos devem estar 
estabilizadas;
c) Após a estabilização, tomar as leituras,
simultaneamente, de corrente e tensão;
d) Através da lei de Ohm, calcular a resistência,
ou seja:
V  R
U  I 
U 
 R
−
=
(1)
onde:
U – leitura do voltímetro [V]
I – leitura do amperímetro [A]
R v – Resistência interna do voltímetro [Ω]
e) Devem ser feitas de três a cinco leituras com
alguns valores diferentes de corrente (atuando-
se no reostato), de forma a ficar demonstrada a
constância dos valores calculados dessas
leituras; após isto, obtém-se a média
aritmética, desprezando-se os valores que
difiram de mais de 1% do valor médio;
f) A ligação ou o desligamento da fonte de
corrente contínua pode causar sobretensões
consideráveis, sendo provável a ocorrência de
danos aos aparelhos. Desta forma, sugere-se
desconectar o voltímetro antes de qualquer 
operação e, além disto, curto-circuitar os
terminais do amperímetro, desconectando-o
logo após.
3.0 – MÉTODO DA PONTE
Método da ponte é aquele em que se emprega a
 ponte de Wheatstone, ou a de  Kelvin, para obter a
resistência. Este método, aconselhável quando se deseja
uma maior precisão nas medidas.
De uma forma geral, para medidas inferiores a 1
[Ω], a utilização da ponte de Wheatstone produz erros
consideráveis devido às resistências dos fios de conexão e
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 10: Resistência Ôhmica Dos Enrolamentos - 59
dos contatos com que se liga a resistência a medir à
 ponte.
Entende-se por resistência de contato àquela
oferecida à passagem da corrente de um condutor para
outro. O seu valor varia com a área, com as condições de
superfície (rugosidade) e com a pressão de contato.
Para evitar inconvenientes utilização a ponte
Kelvin, também conhecida por ponte dupla de Thomson,
a qual é uma derivação da ponte de Wheatstone.
Existem tipos altamente sofisticados, para uso
exclusivo em laboratórios, e outras mais simples
adequados para emprego na área.
O esquema da ponte dupla de Thomsom (ou
Lorde Kelvin) é apresentado na figura 2, enquanto a
figura 3 fornece uma vista deste equipamento.
Figura 2 – Circuito da Ponte Kelvin
Figura 3 – Ponte Kelvin ( Nansen)
O princípio de operação desta ponte é bastante
simples, ou seja, fechada a chave k, desloca-se o cursor 
F1  sobre a resistência R até conseguir-se o equilíbrio
(Ig=0). Esta situação é verificada através do indicador de
nulo da ponte.
O galvanômetro G possui um “ shunt ”, o qual
fornece a sensibilidade da ponte.
A medida de da resistência sempre deve ser feita
empregando-se quatro condutores, como mostra a figura
4.
Figura 4 – Ligação da resistência a medir à ponte
A utilização desta conexão possibilita a
exclusão, ou compensação, dos valores das resistências
dos fios na medição a ser efetuada.
O procedimento para medições com as pontes é
o que se segue:
a) Calibrar e ajustar a ponte conforme suas
instruções de operação.
 b) Fazer a ligação da ponte aos terminais dos
enrolamentos conforme mostra a figura 5.
Figura 5 – Método da ponte Kelvin
c) Devem ser efetuadas pelo menos 3 leituras,
modificando-se a cada vez o equilíbrio da
 ponte. O valor da resistência é obtido
calculando-se a média aritmética destas
leituras.
d) Deverão ser registradas as temperaturas dos
enrolamentos ao início e final dos ensaios, bem
como, o tempo de execução de cada medição.
4.0 – OBTENÇÃO DOS RESULTADOS
A obtenção dos resultados dos valores de
resistência ôhmica depende da forma em que estão
ligados os enrolamentos.
4.1 – Transformadores Monofásicos
A resistência medida entre as buchas por um dos
métodos é a própria do enrolamento.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 10: Resistência Ôhmica Dos Enrolamentos - 60
4.2 – Transformadores trifásicos com conexão
estrela sem neutro acessível
 Na conexão estrela sem neutro acessível a
medição deve ser executada entre pares de buchas (H 1H2,
H2H3, H3H1, e X1X2, X2X3, X3X1, como exemplifica a
figura 6.
R1 R2
R3
1
2
3
     M
     E
     D
     I     D
      O
     R
MEDIDOR
R1 R2
R3
1 2
3
M
E 
D
I   D
 O
R
2
R1 R2
R3
1
3
R12 R13
R23
Figura 6 – Medida da Resistência elétrica dos
enrolamentos conectados em estrela sem neutro acessível
 Neste caso, a resistência de cada enrolamento
será:
( )2313121
2
1
 R R R R −+= (2)
( )3112232
2
1
 R R R R −+= (3)
( )2123313
2
1
 R R R R −+= (4)
Onde:
R 1 , R 2 , R 3 – são resistências dos enrolamentos sob teste
R 12 , R 23 , R 31  – são resistências medidas por um dos
métodos descritos, entre os terminais 1-2, 2-3 e 3-1,
respectivamente.
4.3 – Transformadores trifásicos com conexão
estrela com neutro acessível
Para transformadores conectados em estrelacom
neutro acessível, faz-se medição, em geral, entre as
 buchas de fase e neutro. Entretanto, esta não é uma voa
 prática, pois a estrela é fechada praticamente no fundo do
tanque e, desta forma, o comprimento do cabo de neutro é
grande. Assim, a resistência deste trecho será somada ao
enrolamento.
Pelo exposto, é conveniente que, também neste
caso, as medições sejam efetuadas como descrito no
tópico anterior.
4.4 – Conexão em delta
A conexão em delta é aplicada unicamente para
motores. Neste caso, a medição deve ser feita entre os
 pares de terminais, conforme exemplifica a figura 7.
     M
     E
     D
     I     D
     O
     R
R3R2
R1
1
23
R3R2
R1
1
23
M
E 
D
I   D
 O
R
R3R2
R1
1
23
MEDIDOR
Figura 7 – Medida da resistência elétrica dos
enrolamentos conectados em delta.
As resistências dos enrolamentos são:
2
2 233112
233112
3112
1
 R R R
 R R R
 R R
 R
−+
−
−+
= (5)
2
2 312312
312312
2312
2
 R R R
 R R R
 R R
 R
−+
−
−+
= (6)
2
2 123123
123123
3123
2
 R R R
 R R R
 R R
 R
−+
−
−+
= (7)
4.5 – Conexão em zig-zag
 Na conexão zig-zag, deve-se proceder 
exatamente como no caso da estrela. Observa-se,
entretanto que os enrolamento dividem-se em duas partes.
5.0 – CUIDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES
a) Deve-se medir a resistência dos cabos quando
se utiliza do método da ponte. Este valor deve
ser subtraído da resistência medida e, após
isso, determinar a resistência do enrolamento.
 b)  Nunca efetuar as medições com o
transformador energizado.
c)  Na medição da resistência a frio, o tempo até a
estabilização da corrente de medição deve ser 
registrado e utilizado como base para efetuar 
medições de resistências a quente, após o
desligamento da energia no ensaio de elevação
de temperatura.
d) Para que se tenha uma base comparativa, a
resistência elétrica dos enrolamentos devem
ser referidas à uma mesma temperatura. Isto
 pode ser executado através da expressão (8),
ou seja:
e
èeèr
è234,5
è234,5
R R 
+
+
⋅=
(8)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 10: Resistência Ôhmica Dos Enrolamentos - 61
Onde:
R θr   – resistência elétrica na temperatura de
referência;
R θe – resistência elétrica na temperatura do ensaio;
temperatura de referência;
θe  - temperatura dos enrolamentos nas condições
do ensaio;
Se o enrolamento for de alumínio, utilizar 225 ao
invés de 234,5 na expressão (8).
e) .Nos transformadores providos com
indicadores de temperatura e termômetros, a
temperatura dos enrolamentos pode ser obtida
 por leitura direta. Nos demais, deve-se
desenergizar o equipamento e aguardas de 10 a
20 minutos para que os enrolamentos entrem
em equilíbrio térmico com o óleo. Em seguida,
medir a temperatura do topo do óleo com um
termômetro de alcool ou indicador digital. Não
é conveniente a utilização de termômetro de
mercúrio, já que uma eventual quebra poderá
contaminar o óleo e atacar o isolamento sólido.
f) Sempre verificar o manual da ponte a ser 
utilizada, se for o caso.
g) Procurar obter o melhor contato possível entre
os terminais das pontes e dos enrolamentos, de
forma a reduzir a influência de contato.
h) Ao iniciar a medição com uma ponte Kelvin, a
sensibilidade deve ser “mínima”. Após a
tentativa de se alcançar o equilíbrio, aumentar 
a sensibilidade.
i) Verificar a existência de cargas capacitivas nos
enrolamentos do transformador e drená-las,
caso existam.
7.0 – EQUIPAMENTOS NECESSÁRIOS
a)  Método da Ponte: Ponte de Wheatstone ou
Kelvin.
 b)  Método da Queda de Tensão: Bateria de 12 V
ou 24 V; Voltímetro CC (classe 0,5 ou
melhor); Amperímetro CC (classe 0,5 ou
melhor); Reostato.
c)  Para ambos: Termopares ou detetores de
temperatura para colocar no enrolamento a ser 
medido, termômetro para leitura da
temperatura ambiente, cronômetro e
ferramentas adequadas para se desconectar os
terminais dos enrolamentos.
8.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS
Os resultados das medição efetuadas devem ser 
comparados com os dados do fabricante, tendo-se o
cuidado de utilizar as correções de temperatura a uma
mesma base (normalmente 75°C, como já comentado).
Em caso de discordâncias maiores que 2%, deve
ser pesquisada a existência de anormalidades tais como:
espiras em curto, número incorreto de espiras, dimensões
incorretas do condutor e outros.
Pelo exposto, é importante que haja o histórico
das medidas efetuadas.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 11: Polaridade e Defasamento Angular - 62
CAPÍTULO 11: POLARIDADE E DEFASAMENTO
 ANGULAR
“O conhecimento pode ser comunicado e ensinado, mas não a sabedoria” 
Hermann Hesse
 RESUMO
Este capitulo apresenta os conceitos de
 polaridade e defasamento angular de transformadores.
1.0 - INTRODUÇÃO
Geralmente o conceito sobre polaridade de
transformadores é encarado com dificuldade. Porém, por 
vezes, conhecê-la é fundamental pelos seguintes motivos:
a) Ao acoplar dois ou mais transformadores em
 paralelo, seus secundários formarão uma
malha. Se todos possuírem a mesma
 polaridade, as forças eletromotrizes anulam-se;
caso contrário, somam-se Nesta última
condição, surgirá uma corrente de circulação
com valores elevados, pois é limitada apenas
 pelas impedâncias secundárias.
Sendo assim, nota-se que uma das principais
condições para o paralelismo de
transformadores é a de possuírem a mesma
 polaridade.
 b) Utiliza-se transformadores de corrente (TC) e
transformadores de potencial (TP) em circuitos
de altas correntes e/ou tensões. A finalidade é
reduzir as grandezas primárias à níveis
compatíveis com a segurança de operadores e
 possibilitar a utilização de aparelhos de
 proteção e medição menos robustos.
 Nos circuitos de medição, principalmente nos de
energia, as leituras poderão ser totalmente enganosas caso
a polaridade de um dos transformadores estiver invertida.
Quanto à proteção, seja o caso de um relé diferencial, por 
exemplo, ao inverter-se a polaridade de um dos TCs ao
qual está conectado, poderá haver uma corrente de
circulação através da bobina de operação e. portanto, uma
atuação indevida.
Para os transformadores trifásicos apenas o
conceito de polaridade é insuficiente para apresentar uma
relação definida entre as tensões induzidas nos
enrolamentos primário e secundário. Isto se deve aos
diversos tipos de conexões dos enrolamentos (deita,
estrela ou zig-zag), como explanado adiante. Nestes
casos, utiliza-se a diferença de fases (defasamento) ou
deslocamento angular entre as tensões dos terminais de
tensão inferior (XI-X2) e tensão superior (H1-H2),
contado no sentido anti-horário.
2.0 - POLARIDADE DE UM TRANSFORMADOR
A figura 1 mostra duas situações distintas para
as tensões induzidas em um transformador monofásico.
 Na figura 1a, as tensões induzidas  E 1 e E2
dirigem-se para os bornes adjacentes  H 1 e .X1. Na figura
1b, a marcação é feita de maneira diferente da anterior.
sendo que as tensões induzidas continuam dirigindo-se
 para os mesmos bornes, porém não mais adjacentes.
 Nota-se que, na figura 1a, as tensões possuem
mesmo sentido (estão em fase) ou com a “mesma
 polaridade instantânea”. Na outra estão em oposição
(defasadas de 180o) ou com polaridades opostas.
Figura 1 - Sentidos instantâneos de E1 e E2
Pelo exposto, a polaridade refere-se ao sentido
relativo entre as tensões induzidas nos enrolamentos
secundários e primários, ou da maneira como seus
terminais são marcados.
Quando ambos enrolamentos  possuem a mesma
 polaridade, o transformador é de polaridade subtrativa e,
em caso contrário, polaridade aditiva. A terminologia
utilizada origina-se das situações mostradas na figura 2.
a) b)
Figura 2 - Verificação da polaridade
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________Capítulo 11: Polaridade e Defasamento Angular - 63
 Na figura 2a, a leitura do voltímetro fornece:
V = E1 – E2  portanto, polaridade subtrativa
 Na figura 2b, tem-se:
V = E1 + E2  portanto, polaridade aditiva
3.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM
CORRENTE CONTÍNUA PARA A
DETERMINAÇÃO DA POLARIDADE
Segundo a NBR 5380/1981. os métodos de
ensaio usados para a determinação da polaridade de
transformadores monofásicos são o do golpe indutivo, o
da corrente alternada, o do transformador padrão e do
transformador de referencia variável.
Apenas o método do golpe indutivo será
analisado, devido à sua maior aplicabilidade.
O esquema de ligações para o método é indicado na
figura 3.
Observe-se que liga-se os terminais de tensão
superior a uma fonte de corrente contínua.
Instala-se um voltímetro de corrente continua entre esses
terminais de modo a se obter uma deflexão positiva ao se
ligar a fonte CC., ou seja. a polaridade positiva do
voltímetro ligado no positivo da fonte e, esses, em H1.
Em seguida, insere-se o positivo do voltímetro
em X1 e o negativo em X2. Fecha-se a chave,
observando-se o sentido de deflexão do voltímetro.
Quando as duas deflexões são em sentidos
opostos, a polaridade é aditiva. Quando no mesmo
 sentido, é  subtrativa. Tais conclusões baseiam-se na lei
de Lenz.
Figura 3 - Determinação da polaridade pelo método do
golpe indutivo.
4.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE CONEXÕES DOS
ENROLAMENTOS E DEFASAMENTO
ANGULAR
Seja, por exemplo, um transformador conectado
em deita no primário e estrela no secundário representado
na figura 4.
Figura 4 - Transformador trifásico ∆ -Y
 Note-se na citada figura que, no enrolamento em
delta, as tensões são induzidas entre fases e, portanto,
iguais a tensão na linha. No enrolamento estrela são
induzidas entre fase e neutro.
Adotando-se uma referência comum para ambas
as tensões, verifica-se que há uma diferença de fase de
30o elétricos entre elas.
Desta forma, para analisar o relacionamento
entre tensões primárias e secundárias não basta a
indicação de polaridade, também e preciso indicar “a
diferença de fases ou deslocamento angular entre elas.
Como os enrolamentos em delta não possuem
neutro real e as tensões de linha são sempre disponíveis, é
conveniente definir o defasamento angular como o
angulo entre as tensões induzidas em XI - X2 e H1 - H2
no sentido anti-horário. Pelo exposto, observa-se que o
deslocamento angular depende:
a) do sentido de enrolamento das bobinas,
 b) da marcação dos terminais dos enrolamentos
(H1, H2, etc.):
c) das conexões dos enrolamentos.
Justifica-se, pois o sentido das tensões depende
do sentido dos enrolamentos.
Utilizando-se uma marcação dos terminais do
secundário diferente da adotada para o primário, pode-se
alterar a seqüência de fases das tensões e, evidentemente,
não obter-se o deslocamento angular correto (note-se que
os dois itens definem a polaridade do transformador). As
conexões do enrolamento (deita, estrela ou zig-zag) são
fundamentais, como o próprio texto esclarece.
Observe-se que um transformador não pode
alterar a seqüência de fases do primário e secundário.
Evidentemente, pode-se alterá-la invertendo-se a
marcação dos terminais em dois condutores de saída,
mas, não será o transformador (conexões internas)
responsável por esse fato.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 11: Polaridade e Defasamento Angular - 64
A tabela 1 fornece os deslocamentos angulares de
transformadores normalizados, sendo que outros são
 possíveis de obtenção através da variação do número de
espiras da ligação zig-zag.
 Defasamento Angular Conexões dos
 Enrolamentos  Subtrativo Aditivo
Dd, Yy, Yz 0° ou 0 180° ou 6
Dy, Yd, Yz 30° ou 1 210° ou 7
Dd, Dz 60° ou 2 240° ou 8
Dd, Dz 300° ou 10 120° ou 4
Dy, Yd, Yz 330° ou 11 150° ou 5
Tabela 1 – Conexões e defasamentos angulares
É bastante comum indicar as ligações
transformador acrescido do DA., ou seja:
 Dy 210° °° °  , ou, Yd 150° °° °  , ou Dz 60° °° ° 
Onde:
 D ou Y - ligação delta, estrela no primário d, y ou  z -
ligação delta, estreia ou zig-zag no secundário.
Como se sabe, as horas relacionam-se com os
ângulos formados pelos ponteiros de um relógio, ou seja:
1 hora = 30°°°°
Sendo assim, os exemplos anteriores são,
usualmente, denotados por.
Dy7, Yd5, Dz2
Observe-se que, conhecido o  D.A. do
transformador, sabe-se qual é a sua polaridade, como
mostra a figura 5.
Figura 5 - Polaridade e Defasamento Angular -
Relacionamento.
5.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM
CORRENTE CONTÍNUA PARA A
DETERMINAÇÃO DO DEFASAMENTO
ANGULAR
Existem vários métodos práticos para o
levantamento do defasamento angular, facilmente
executáveis em campo.
Uma alternativa bastante simples e eficiente é o
emprego do golpe indutivo, no qual utiliza-se uma pilha e
um voltímetro de zero central, a exemplo da
determinação da polaridade.
Inicialmente, deve-se verificar o positivo do
instrumento, ou seja liga-se a pilha aos seus terminais e
observa-se o sentido da deflexão do ponteiro. Assim.
estabelece-se qual terminal é o positivo.
Em seguida, liga-se a pilha às buchas de TS e o
voltímetro em três posições das buchas de TI, conforme
ilustra a figura 6.
Figura 6 - Conexões para o golpe indutivo
Fecha-se a chave, fazendo, desta forma, H1,
 positivo, e H2, negativo, e verifica-se as respostas de
tensão observadas nas buchas de TI. Os resultados
obtidos devem ser comparados com aqueles constantes da
tabela 2, a seguir.
 Polaridade obtida entre as buchas
 X 1 X 2  X 1 X 3  X 2 X 3
 X 1  X 2  X 1  X 3  X 2  X 3
 Defasamento
+ - + - - + 0º
+ - 0 0 - + 30º
+ - - + - + 60º
0 0 - + - + 90º
- + - + - + 120º
- + - + 0 0 150º
- + - + + - 180º
- + 0 0 + - 210º
- + + - + - 240º
0 0 + - + - 270º
+ - + - + - 300º
+ - + - 0 0 330º
Tabela 2 - Determinação do defasamento pelo método do
golpe indutivo
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 11: Polaridade e Defasamento Angular - 65
Muitas vezes, entretanto não se dispõe de uma
 bateria e/ou, principalmente, de um voltímetro de zero
central. Assim, é interessante poder contar com uma
metodologia que utilize apenas uma fonte de tensão
trifásica e um voltímetro convencional.
Uma alternativa [1] é conectar as buchas H1 e X1
e ligar as de TS a uma fonte trifásica de tensão reduzida,
como ilustrado na figura 7.
Em seguida, mede-se as tensões entre os
seguintes pares de buchas U h1h3, Uh2x3 e Uh3x2.
Estes valores, então, devem ser comparados, como
estabelecido na tabela 3.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Abreu, J.P.G – “Sistemática para Obtenção e
Alteração de Defasamentos Angulares - Estudo
Didático Aplicado”, Itajubá/MG, EFEI, Dissertação
de Mestrado, 1980.
Figura 7 - Conexão do transformador para determinação
do DA.
 Defasamentos
 Angulares → →→ → 
Tensões a
Comparar ↓ ↓↓ ↓ 
0º 180º 30º 210º 60º 240º 120º 300º 150º 330º  
UH1H2 e UH3X3 > 
UH2X3 e UH3X2 = = > = =
UH3X3 e UH3X2 = = >pelo método da medição direta da relação de
transformação com níveis de tensões reduzidos (método
do voltímetro)
1.0 - INTRODUÇÃO
A medição da relação de transformação de um
transformador é padronizada como ensaio de rotina e
como teste básico em programas de manutenção
 preventiva em transformadores reparados ou submetidos
à reformas ou, ainda, no comissionamento das unidades.
A sua importância se prende ao fato de que um
acompanhamento efetivo poderá indicar a presença de
 problemas, bem como, a adaptabilidade do transformador 
ao sistema que se insere (por exemplo, na operação em
 paralelo).
Os métodos mais freqüentemente empregados
 para a sua obtenção são o do voltímetro e o da medição
da relação de espiras através de um equipamento
construído especificamente para este fim. É claro que
qualquer um deles deve oferecer valores suficientemente
 precisos para que sejam válidos para os propósitos
citados; inclusive, a tolerância normalizada nos ensaios
de rotina é o menor valor entre 10% da tensão de curto-
circuito em percentagem ou ±  0,5% do valor da tensão
nominal dos diversos enrolamentos se aplicada tensão
nominal no primário.
Em ambas as metodologias verifica-se que
existem erros e incertezas em seus empregos e resultados,
 Neste aspecto, o método do voltímetro é restritivo em
muitos casos, principalmente quando são aplicadas
tensões reduzidas em relação à nominal; por sua vez, a
aplicação do medidor de relação de espiras a
transformadores trifásicos apresenta várias nuances que
 podem levar a enganos brutais.
Em função do exposto e visando a diminuir a
taxa de incerteza na utilização dos dados de ensaio,
efetua-se uma análise crítica dos erros inerentes aos
métodos e fornece-se procedimentos adequados para
minimizá-los.
2.0 – RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO –
TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
Seja o transformador monofásico representado
 pela figura 1.
Figura 1 - Transformador monofásico em carga
A relação de transformação das tensões de um
transformador monofásico é definida de duas formas:
a)  Relação de Transformação Teórica ou Relação de
 Espiras
Definida por: ¶
 fBS  N 
 fBS  N 
 E 
 E 
 K  N 
2
1
2
1
44.4
44.4
== (1)
Portanto:
2
1
2
1
 N 
 N 
 E 
 E 
 K  N  == (2)
Por outro lado, prova-se que:
1
2
2
1
2
1
 I 
 I 
 N 
 N 
 E 
 E 
 K  N  ≅== (3)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 67
 No funcionamento em vazio, tem-se que:
01  I  I  = (4)
onde: I 0 - corrente em vazio.
Devido a este fato, como citado anteriormente, a
queda de tensão primária é mínima; assim:
11  E U  = (5)
Além disto, nesta condição:
22  E U  = (6)
Assim:
2
1
2
1
U 
U 
 E 
 E 
 K  N  == (7)
A expressão (7) é importante, pois  E 1 e  E 2 , são
inacessíveis a uma medição; assim, utilizando-se um
voltímetro no primário obtêm-se U 1, e, no secundário,
estando o transformador em vazio, U 2. Desta forma, acha-
se a relação do número de espiras com pequeno erro.
 b) Relação de Transformação Real 
Ao aplicar a carga  Z C  ao secundário, a corrente
12 circula pelo secundário e  I 1 assume valores superiores
a  I 0. Assim, haverá queda de tensão no primário e no
secundário e, portanto:
22  E U  ≠ (8)
 Nestas condições, define-se a relação de
transformação real, ou a relação entre as tensões
 primárias e secundárias quando do transformador em
carga, ou seja:
1
2
2
1
 I 
 I 
U 
U 
 K  ≅= (9)
Eventualmente, se a queda de tensão secundária
for pequena (o que acontece para transformadores bem
 projetados) pode-se supor que:
 K  K  N  =  (10)
ou seja:
1
2
2
1
2
1
2
1
 I 
 I 
 N 
 N 
 E 
 E 
U 
U 
 K  ≅===  (11)
Observe-se que:
a) se K>1, o transformador é abaixador ; e,
 b) se K0
0
+
+
=  (16)
Onde:
a) 323121  H  H  H  H  H  H  H  U U U U  ++=  (17)
 b) 323121  X  X  X  X  X  X  X  U U U U  ++=  (18)
c) Se a ligação do lado considerado for delta ou estrela
com neutro inacessível:
00 = H U   (19)
e/ou
00 = X U   (20)
3=m  (21)
e/ou
3=n  (22)
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Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 69
d) Se a ligação for estrela com neutro acessível, tem-se:
( ) 33231210  H  H  H  H  H  H  H  U U U U  ++=  (23)
e/ou
( ) 33231210  X  X  X  X  X  X  X  U U U U  ++=  (24)
6=m  (25)
e/ou
6=n  (26)
A Tabela 2 exemplifica o exposto para um
transformador trifásico de 30 kVA, 13800-13200-12600-
1200/220 V, Dy 1, ensaiado conforme prescrito no
método em análise.
 Buchas
Tap (V)
 H1H2 H1H3 H2H3 X1X2 X1X3 X2X3 X1X0 X2X0 X3X0 K 
13800 523 527 524 8.33 8.35 8.28 4.84 4.79 4.81 62.9567
13200 530 533 531 8.79 8.81 8.76 5.12 5.90 5.10 58.732
12600 583 535 534 9.26 9.28 9.22 5.38 5.35 5.36 57.596
12000 520 524 521 9.54 9.55 9.48 5.55 5.50 5.52 54.653
Tabela 2 -Valores medidos entre buchas e a relação de transformação média
Evidentemente, o acompanhamento da relação
de transformação entre buchas de mesmo índice fica
 prejudicado, limitando a aplicabilidade do procedimento.
Por outro lado, o emprego de tensões reduzidas
acarretam na diminuição da corrente em vazio. Isto
resulta em quedas de tensões distintas para cada tensão
aplicada, ou seja, mede-se a tensão primária e secundária,
 porém esta última será proporcional á tensão primária
subtraída da queda de tensão causada.
Pelo, exposto, sugere-se, para minimizar as
incertezas, que sejam aplicadas várias tensões reduzidas,
efetuadas as medições correspondentes, calculadas as
relações, a sua medida (K) e respectivo desvio padrão,
(σK ). Neste caso, verifica-se a consistência dada por:
1.0≤
 K 
 K σ 
 (27)
Se houver consistência, o valor médio será
considerado como a relação de transformação para o tap
considerado. Em caso contrário, deve-se executar novo
elenco de medidas e repetido o processo.
Para o transformador do exemplo anterior,
aplicando-se o método como exposto e as expressões
anteriores, obteve-se os valores constantes na tabela 3
 para o tap de 12000V.
UH/3 570 494 500 520 547
(UX+UX0)/6 8.64 9.07 9.16 9.51 10.00
K 54.42 54.47 54.60 54.65 54.70
Tabela 3 - Relações de transformação obtidas com
tensões reduzidas.
A média das relações é:
K = 54,568 (28)
e o desvio padrão:
σK = 0.1190 (29)
e:
0022.0=
 K 
 K σ 
 (30)
O resultado de (30) indica a consistência dos
dados e, assim, a média será considerada a relação de
transformação do tap. Como a relação de placa é de
54,5455, o erro é de apenas 0.04%.
6.0 - DIAGRAMAS FASORIAIS E O TTR
A sigla TTR (iniciais de Transformer Turn
 Ratio ), embora marca de um determinado fabricante
tornou-se sinônimo dos equipamentos, os quais
incorporam um transformador monofásico com número
de espiras variáveis, sendo aplicado correntemente. A
filosofia para o seu uso é, de forma básica, a mesma de se
obter a relação de transformação através do método do
transformador padrão. Porém, como seu número de
espiras é variável, pode ser utilizado até uma relação de
espiras igual a 130, a qual pode ser aumentada com
equipamentos auxiliares. Assim, a indicação do valor 
correto é verificado em sua escala quando um indicador 
(micro-amperímetro) registra deflexão nula.
A sua conexão às buchas do transformador a ser 
testado é executada através de quatro conectores, sendo:
MANUTENÇÃ O E OPERAÇÃ O DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 70
a) Dois conectores, normalmente, do tipo
“sargento”,  para serem ligados nos
enrolamentos de tensão inferior do
transformador sob teste. Um destes possui a
marcação de polaridade e será designado neste
texto por “SP” e, o outro, “SN”.  São os
terminais de excitação;
h) Dois conectores, normalmente, do tipo
“jacaré”  para serem ligados aos enrolamentos
de tensão superior do transformador sob teste.
Um deles possui a marcação de polaridade e
será designado neste texto por “JP” e, o outro,
“ JN ”.
A figura 3 fornece uma vista do equipamento.
Figura 3 – TTR (Instronic)
Para que seja feita a medição correta, deve-se
conhecer previamente quais são as bobinas “indutoras”
que serão ligadas aos terminais de excitação do TTR (SP 
e SN ), e as respectivas bobinas “induzidas” cujos
terminais serão ligados a ( JP  e  JN ). A polaridade destas
 bobinas passam a ter importância pois se estiverem
invertidas, o TTR não fornecerá leitura.
Apesar da finalidade básica do TTR ser a de
fornecer a relação do número de espiras (K  N  ) com
 precisão, pode ser empregado para a obtenção da relação
de tensões dos transformadores trifásicos. Note-se que, as
relações nem sempre são iguais devido aos vários tipos de
conexões dos enrolamentos destes últimos. Assim, é
necessário que sejam efetuadas correções específicas às
indicações do equipamento para que os resultados sejam
adequados. A tabela 1 mostra os fatores de correção a
empregar.
Verifica-se, entretanto, que uma mesma conexão
admite formas distintas de ligação (caso das conexões
delta e zig-zag), o que pode resultar em diferentes
defasamentos entre as tensões primárias e secundárias.
Tal situação pode levar a valores falsos quando
se emprega o TTR, considerando-se apenas as marcações
das buchas, o que é bastante comum.
Mesmo seguindo as instruções dos fabricantes
existem casos onde é possível obterem-se leituras, porém
com a presença de erros inadmissíveis.
Este fato é facilmente comprovável com o
usuário freqüente do equipamento.
Para exemplificar, a figura 4 apresenta uma
ligação incorreta do TTR às buchas de três
transformadores trifásicos.
Figura 4 - Conexões incorretas dos terminais do TTR às
 buchas do transformador sob teste.
De forma a se ter uma base para a avaliação de
erros, executou-se medidas em transformador trifásico
com relação de placa igual a 10, utilizando-se as ligações
da figura 4 e as corretas, e os resultados foram:
a) Caso 1 – Dy1 , com neutro acessível
Conexões Cor r etas Conexões I n cor r etas 
9.992 7.390
9.994 4.725
9.992 2.666
 b) Caso 2 – Dy11, com neutro acessível
Conexões Cor r etas Conexões I n cor r etas 
9.992 2.548
9.995 5.091
9.992 7.248
c) Caso 3 - Yd11, sem neutro acessível
Conexões Cor r etas Conexões I n cor r etas 
9.993 12.643
9.990 14.791
9.986 14.778
A forma mais simples de executar medidas
corretas com o TTR é construir os diagramas fasoriais de
MANUTENÇÃ O E OPERAÇÃ O DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
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Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 71
tensões do transformador. Com tal diagrama, verifica-se
quais as buchas de tensão inferior e tensão superior são
correspondentes, ligando-se à elas os conectores “SN -
SI” e “JN – JP”, respectivamente, respeitando-se a
 polaridade.
7.0 - DIAGRAMA FASORIAL E DEFASAMENTO
ANGULAR
O conhecimento do diagrama fasorial é de pouca
utilização em termos práticos, mas, como visto, torna-se
de grande importância nas medições com o TTR.
 Normalmente, vem estampado na placa do
transformador, porém existem casos onde é desconhecido
tais como aqueles onde as placas se perderam ou foram
 pintadas e comissionamento ou reforma do
transformador, entre outras.
Para traçá-lo é necessário verificar como estão
ligados os enrolamentos para uma determinada conexão,
exigindo-se a abertura do transformador para verificação,
o que é pouco prático.
Por outro lado, o defasamento angular é definido
como o ângulo de defasagem entre as tensões dos
terminais de tensão inferior ( X 1 – X 2) e os de tensão
superior (H 1 – H 2 ), contado no sentidoanti-horário.
Observe-se que o defasamento angular será
sempre o mesmo para determinada forma de fechamento
das conexões dos enrolamentos. Em conseqüência, o
defasamento angular está associado ao diagrama fasorial
em função das conexões.
A tabela 4 fornece as conexões dos enrolamentos
e respectivos defasamentos angulares, conforme a
 polaridade, aplicáveis a transformadores normalizados.
Defasamento Angul ar Con exões dos 
Enrolamentos  Subtrativo Adi tivo  
Dd, Yy e Yz 0º ou 0 180º ou 6
Dd, Yd e Yz 30º ou 1 210º ou 7
Dd e Dz 60º ou 2 240º ou 6
Dd e Dz 300º ou 10 120º ou 4
Dy, Yd e Yy 330º ou 11 150º ou 5
Tabela 4 – Conexões e Defasamento Angular 
8.0 - DEFASAMENTO ANGULAR E O TTR
Como o defasamento angular e as conexões
estão intrinsecamente associadas com o diagrama
fasorial, basta conhecê-lo para utilizar o TTR de forma
adequada.
De forma a estabelecer os critérios de
correlação, estabelecendo-se um amplo programa de
testes com um transformador religável, resultando nos
 procedimentos mostrados nas tabelas dadas a seguir.
8.1 - Transformador com neutro acessível
Para facilitar a compreensão da tabela 5. refira-
se à figura 5.
Figura 5 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de
um transformador Dy1 sob teste.
8.2 - Transformadores com conexão Dd
A figura 6 é a base para a compreensão da tabela
6.
Figura 6 – Conexões dos terminais do TTR às buchas de
um transformador Dd0 sob teste.
8.3 - Transformadores sem Neutro Acessível
A figura 7 auxilia o entendimento das tabelas 7 e
8.
Figura 7 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de
transformadores sem neutro acessível.
Observe-se que na pesquisa sobre as conexões
Dz, verificou-se que a aplicação do TTR resulta sempre
na obtenção direta da relação de transformação, sendo
que, para a obtenção da relação de espiras deve-se utilizar 
o fator multiplicativo de 3/2.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 72
Conexão ↓ ↓↓ ↓  DA → →→ →  O 6 
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X0 X0 X0 X0 X0 X0
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H0 H0 H0 H1 H2 H3
Yy 
JP H1 H2 H3 H0 H0 H0
DA → →→ →  1 11 5 7  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H3 H1 H2 H2 H3 H1 H1 H1 H2 H1 H2 H3
Dy 
JP H1 H2 H3 H1 H2 H3 H2 H3 H1 H3 H1 H2
DA → →→ →  1 11 5 7  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X2 X3 X1 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X2 X3 X1
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H0 H0 H0 H0 H0 H0 H1 112 H3 H1 H2 H3
Yd 
JP H1 H2 H3 H1 H2 H3 H0 H0 H0 H0 H0 HO
Tabela 5 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de transformadores com neutro acessível.
DA → →→ →  0 2 10  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X3 X1 X2 X2 X3 X1 X2 X3 X1
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H3 H1 H2 H3 H1 H2 H2 H3 H1
JP H1 H2 H3 H1 H2 H3 H1 H2 H3
DA → →→ →  4 6 8 
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X3 X1 X2 X3 X1 X2 X2 X3 X1
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H1 H2 H3 H1 H2 H3 H1 H2 H3
JP H2 H3 H1 H3 H1 H2 H3 H1 H2
Tabela 6 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de transformadores Dd.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 73
Conexão ↓ ↓↓ ↓  DA → →→ →  0 6 
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X3 X1 X2 X1 X2 X3
SP X1 X2 X3 X2 X3 X1
JN H2 H3 H1 H2 H3 H1
JP H1 H2 H3 H1 H2 H3
Yy 
Curto Entre  X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2 
DA → →→ →  1 11 5 7  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0 X0
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H3 H1 H2 H2 H3 H1 H1 H1 H2 H1 H2 H3
JP H1 H2 H3 H1 H2 H3 H2 H3 H1 H3 H1 H2
Dy 
Curto Entre H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 
DA → →→ →  1 11 5 7  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X2 X3 X1 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X2 X3 X1
SP X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3 X1 X2 X3
JN H0 H0 H0 H0 H0 H0 H1 H2 H3 H1 H2 H3
JP H1 H2 H3 H1 H2 H3 H0 H0 H0 H0 H0 H0
Yd 
Curto Entre  X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2 X2X3 X1X3 X1X2 
Tabela 7 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de transformadores sem neutro acessível.
Conexão ↓ ↓↓ ↓  DA → →→ →  1 11 5 7  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X2 X1 X3 X2 X1 X3 X2 X3 X1 X1 X3 X2
SP X1 X3 X2 X3 X2 X1 X3 X1 X2 X3 X2 X1
JN H2 H1 H3 H1 H3 H1 H1 H2 H3 H1 H3 H2
JP H1 H2 H2 H3 H2 H2 H3 H1 H2 H3 H2 H1
Yy 
Curto Entre H2H3 H1H2 H1H3 H1H2 H1H3 H2H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H1H3 H2H3
DA → →→ →  0 2 10  
Terminais TTR 1º 2º 3º 1º 2º 3º 1º 2º 3º
SN X3 X2 X3 X3 X2 X3 X3 X3 X2
SP X2 X1 X1 X1 X1 X2 X2 X1 X1
JN H3 H3 H2 H3 H2 H3 H3 H3 H2
JP H2 H1 H1 H1 H1 H2 H2 H1 H1
Dy 
Curto Entre H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3 H1H2 H2H3 H1H3
Tabela 8 – Aplicações dos terminais do TTR às buchas de transformadores com ligação zig-zag.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 12: Medição da Relação de Transformação - 74
9.0 - MÉT0D0 DO VOLTÍMETRO E O TTR
Como verificado anteriormente o método do
voltímetro pode acarretar em incerteza nos resultados,
enquanto o do TTR, se corretamente aplicado, é
considerado como bastante preciso.
Considerando-se estas premissas, efetuou-se um
estudo comparativo de erros entre as metodologias.
Foram consideradas as várias conexões de um
transformador religável e diversos níveis de tensão no
método do voltímetro. O erro (ε%) foi calculado através
de:
100
K 
K K 
%
TTR 
TTR V −
=ε (31)
Onde:
K V  - relação de transformação obtida pelo método do
voltímetro, utilizando-se dos procedimentos descritos;
K TTR  - relação de transformação obtida através do uso do
TTR.
Os resultados são apresentados na Tabela 9.
Tensão
 Aplicada
(%UN)
Dd Dy Dz Yy Yd Yz  
100 0,325 0,152 0,301 0,102 0,213 0,102
75 0,731 0,66 0,707 0,102 0,315 0,609
50 1,124 0,863 1,007 1,015 0,822 0,812
25 1,137 1,168 1,111 1,218 1,127 1,303
Tabela 9 - Erros na relação de tensão (em %)
 Naturalmente, a tabela 9 é válida apenas para o
transformador testado e deve ser encarada como apenas
de caráter orientativo. A sua análise, entretanto permite
tecer algumas considerações de ordem geral.
 Note-se que:
a) A redução da tensão no método do voltímetro
resulta em um aumento dos erros, apesar do
tratamento estatístico dado;
 b) Mesmo à tensão plena existem desvios,
embora inferiores a tolerância admissível; e,
c) com valores inferiores a 50% da tensão
nominal, os erros tornam-se significativos para
qualquer conexão.
10.0 - CONCLUSÕES
Os resultados obtidos permitem concluir que o
método do voltímetro pode ser restritivo conforme o
objetivo de se determinar a relação de tensões.
 Note-se que, mesmo após tratamento estatístico,
são encontrados desvios significativos para níveis
reduzidos de tensão de ensaio, procedimento, este,
amplamente utilizado.
Por outro lado, verifica-se que a conexão
incorreta dos terminais do TTR às buchas de
transformadores trifásicos também acarretam erros
consideráveis na medição da relação de tensões.
A metodologia apresentada, onde são
correlacionados o defasamento angular, as conexões dos
enrolamentos e os terminaisdo TTR, permite evitar tais
inconvenientes e é de fácil implementação prática.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 75
CAPÍTULO 13: PERDAS, CORRENTES DE 
 EXCITAÇÃO E TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO
“Quantas coisas perdemos por medo de perder.” 
 Paulo Coelho
RESUMO
Os ensaios de perdas em vazio e totais são
consideradas como de rotina nas normas, bem como, a
avaliação da impedância ou tensão de curto-circuito
 porcentual. Este texto analisa as metodologias de ensaio,
visando fornecer subsídios para o ensaio de aquecimento.
1.0 - INTRODUÇÃO
O termo  perdas refere-se à potência (ou energia
elétrica) que deixa de ser utilizada pela carga.
Há basicamente dois tipos de perdas em
transformadores: perdas em carga (ou em curto-circuito)
e perdas em vazio.
O principal efeito destas perdas é causar o
aquecimento do transformador.
A tabela 1 mostra a classificação das perdas
segundo sua origem.
Tipo Origem Natureza Localização
Chapas de núcleo
Histerese Parafusos e
elementos de
montagem (núcleo)
Chapas de núcleo
Fluxo mútuo
(ferro)
Correntes de
Foucault
Rebarbas,
 parafusos, etc.
(núcleo)
Corrente em
vazio (cobre)
Efeito Joule Nos enrolamentos
Fluxo de
dispersão
(ferro)
Correntes de
Foucault
Estruturas de
fixação, tanque e
ferragem em geral
VAZIO
Fluxo
eletrostático
e corrente de
fuga
(isolamento)
Histerese
elétrica e
condução
Dielétricos
Corrente de
carga (cobre)
Efeito Joule Enrolamentos
CURTO-
CIRCUITO
(carga)
Fluxo de
dispersão
(cobre)
Efeito Joule Condutores
Tabela 1 – Perdas existentes no transformador, sua
origem e localização
As  perdas em vazio correspondem a potência
ativa absorvida por um transformador, quando alimentado
em tensão e freqüência nominal, achando-se o(s) outro(s)
enrolamento(s) sem carga.
Por outro lado, as perdas no ferro são as maiores
 parcelas das em vazio. As outras são consideradas
adicionais e, em geral, possuem valores insignificantes.
Desta forma,  perdas em vazio e  perdas no ferro
são, geralmente, utilizadas como sinônimos.
As perdas no ferro são as causadas pelos efeitos
da histerese magnética e pelas correntes de Foucault e
são função do valor, freqüência e forma de onda da
tensão de alimentação.
As  perdas adicionais em vazio são aquelas
mostradas na tabela 1, ou seja:
a)  perdas devido ao fluxo de dispersão;
 b)  perdas devido à corrente de fuga pelo
dielétrico.
Além disso, há as  perdas no núcleo devido às
modificações de estrutura das chapas de aço durante seu
tratamento mecânico.
Estas perdas são de difícil determinação
analítica, porém, é comum adotar que as perdas
adicionais situam-se entre 15 a 20% das  perdas por 
histerese e Foucault no núcleo.
Além disto, ainda existem as perdas por 
histerese e Foucault nos parafusos, rebarbas e elementos
de montagem.
As  perdas em carga ou em curto-circuito (P cc )
correspondem a potência ativa absorvida quando um dos
enrolamentos for percorrido por corrente nominal estando
o outro curto-circuitado. Se o transformador possuir mais
que dois enrolamentos, a definição é válida para cada par,
estando os outros abertos.
As perdas em curto-circuito são as:
a)  por efeito Joule nos enrolamentos (P  J  ); e,
aquelas
b) devido às correntes parasitas nos
enrolamentos.
A presença de perdas por efeito Joule é
inevitável, naturalmente. Entretanto, é possível minimizar 
os efeitos de corrente parasitas nos enrolamentos e, em
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 76
conseqüência, reduzir as perdas correspondentes. Para
tanto, adota-se o procedimento de subdividir os
condutores, isolando-os uns dos outros, colocando-os em
 paralelo e executando transposições em diversos pontos
durante a confecção da bobina.
Desta forma, as perdas totais são a soma das
 perdas em vazio e das perdas em carga.
Observa-se que, para transformadores com
vários circuitos, as perdas totais são referidas a uma
combinação específica das cargas nos enrolamentos.
2.0 - CORRENTE DE EXCITAÇÃO
A corrente de excitação, vazio ou magnetização
(I 0 ) é a corrente de linha que surge quando em um dos
enrolamentos do transformador for ligado a sua tensão e
freqüência nominal, enquanto os terminais do outro
enrolamento estão abertos e apresentam tensão nominal.
Seu valor encontra-se na faixa:
 I 0 = 1 a 6 % I  N  (1)
A sua função é suprir as perdas do transformador 
quando opera sem carga e produzir o fluxo magnético.
Considerando-se estes aspectos, esta corrente
 pode ser subdividida em duas parcelas distintas, ou seja:
a)  I  P  - corrente ativa ou de perdas, responsável pelas
 perdas no núcleo e está em fase com a tensão aplicada
no primário U 1
 b) I m - corrente magnetizante ou reativa, responsável pela
criação do fluxo magnético (φm) e está atrasado de 90º
em relação U 1.
A figura 1 esclarece o citado.
Figura 1 - Diagrama fasorial do transformador em vazio
Do diagrama, tem-se:
2
m
2
 P 0  I  I  I  += (2)
e
 I  P  = I 0 cos ψ 0 (3)
 I m = I 0 sen ψ 0 (4)
As perdas em vazio são:
 P 0 = U 1 I 0 cos ψ 0 = U 1 I  P  (5)
onde ϕ0 é a defasagem entre U 1 e I 0.
 Naturalmente, é de interesse prático que as
 perdas sejam as menores possíveis. Para que tal ocorra, a
corrente a vazio deve ser, em quase sua totalidade,
utilizada para magnetização do núcleo, em conseqüência:
 I m >> I  P  (6)
Assim, o valor do ângulo ϕ 0  deve ser o maior 
 possível e o cosϕ 0 , (fator de potência em vazio) possuirá
 baixos valores.
É comum considerar-se que a corrente em vazio
é igual a de magnetização, pois devido a expressão (6), o
erro cometido não é significativo.
A corrente de excitação de um enrolamento é
freqüentemente expressa em porcentagem da corrente
nominal deste enrolamento, como feito na expressão (1).
Em transformadores de vários enrolamentos, esta
 porcentagem é referida ao enrolamento de potência
nominal mais elevada.
Por outro lado, em transformadores polifásicos,
as correntes de excitação nos vários terminais de linha
 podem ser desiguais, neste caso. é comum admitir que a
corrente de excitação é a média aritmética destas
correntes.
 No transformador trifásico, por exemplo, tem-se:
3
 I  I  I 
 I   A0 A0 A0
0
++
= (7)
onde,
 I 0A, I 0B e I 0C  - são as correntes em vazio de cada fase.
3.0 - TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO
A NBR-5356/1981 define como tensão de curto-
circuito como: a “tensão que aplicada entre os terminais
de linha de um transformador polifásico ou entre os
terminais de um transformador monofásico, sob
 freqüência nominal, com o outro enrolamento curto-
circuitado e os demais, se houverem, em circuito aberto e
que faça circular no primeiro enrolamento uma corrente
correspondente a menor das potências nominais da
combinação em relação à respectiva derivação”.
A tensão de curto-circuito (U CC  ), em geral, é
expressa em porcentagem da nominal do enrolamento
correspondente, ou seja:
100
U 
U 
%U 
 N 
CC 
CC  = (8)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 77
Por outro lado, a relação entre as perdas em
carga ( P CC ) e potência nominal (S  N ) fornece a resistência
 percentual do transformador, qual é a parcela resistiva da
impedância de curto-circuito, ou seja:
100
S 
 P 
% R
 N 
CC = (9)
Com o conceito de impedância admite a
existência de resistência e reatância, tem-se que a
reatância percentual ( X%) do transformador é:
22 % R% Z % X  −=  (10)
 X% >> R%  (11)
então:
 X% = Z%  (12)
Deve-se observar que R% varia com a
temperatura e X% não varia. Assim, quando se desejaconverter a impedância de curto-circuito de uma
temperatura θ  para outra temperatura de referência θ R
tem-se:
 )1 K %(  R% Z % Z  22
 R −+= θθθθ  (13)
onde:
 Z θ  R%  - impedância porcentual na temperatura de
referência (θR )
 Z θ % - impedância porcentual na temperatura θ
 Rθ % - resistência porcentual na temperatura θ
θ+
θ+
=θ
 K 
 K 
 K   R  (14)
sendo,
 K = 234,5  para enrolamento de cobre, e
 K = 225 para os de alumínio.
4.0 ENSAIO EM VAZIO
4.1 Objetivo
O ensaio em vazio de transformadores tem como
finalidade a determinação de:
a) perdas em Vazio (P 0 );
 b) corrente de excitação (I 0 ).
Adicionalmente, é possível determinar o fator de
 potência em Vazio e os chamados  parâmetros do ramo
magnetizante.
4.2 - Considerações Gerais
Conforme a NBR-5380/1982, as  perdas em
vazio e a corrente de excitação devem ser referidas a uma
tensão senoidal pura (ou seja, isenta de harmônicos) com
fator de forma 1,11.
Observe-se que o fator de forma é definido por:
med 
ef 
 f 
U 
U 
 F  =  (15)
onde:
U ef  - valor eficaz da tensão,
U med  - valor médio da tensão.
Desta forma, torna-se necessária a utilização de
dois voltímetros, sendo um para valores eficazes e. outro.
 para valores médios.
O ensaio pode ser feito em qualquer dos
enrolamentos (TS, TI ou outros, se existirem), porém o
mas conveniente é o de menor tensão. por facilidade na
medição. A freqüência deve ser a nominal do
transformador.
4.3 - Execução do ensaio
a) conectar os aparelhos e transformador como nas
figuras 2 e 3, utilizando-se de TP’s e/ou TC’s,
se necessário;
Figura 2 - Conexões para transformadores monofásicos
Figura 3 - Conexões para transformadores trifásicos
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 78
 b) alimentar o transformador com o valor da
tensão nominal, porém lido no voltímetro de
valor médio. A freqüência deve ser a nominal;
c) anotar os valores das potências, correntes e
valores de tensão eficaz e média, se o
transformador for monofásico;
d) se o transformador for trifásico, tomar três pares
de leituras separadas, permutando ciclicamente
as ligações das fases, por exemplo, para os
terminais da fonte (A,B,C) e do transformador 
(R,S,T) indicados na figura 3, pode-se ter:
- 1ª posição: A com R, B com S, C com T
- 2ª posição: A com R. B com T. C com S
- 3ª posição: A com S, B com R, C com T
 Neste caso, a potência em cada posição será a
soma das leituras dos wattímetros W 1 e W2 e as
 perdas em vazio, a média aritmética das três
somas:
e) para os transformadores trifásicos, a medição da
corrente de excitação deve ser feita como
segue:
- tensão de alimentação no valor nominal ajustado
 pelo voltímetro de valor médio (V1). A
corrente será a média da leitura dos
amperímetros nas três fases. ou seja:
3
 I  I  I 
 I  T 0S 0 R0
01
++
=  (16)
- tensão de alimentação no valor nominal ajustado
 pelo voltímetro de valor eficaz (V2) A corrente
será a média da leitura dos amperímetros nas
três fases, ou seja:
3
 I  I  I 
 I  T 0S 0 R0
02
++
=  (17)
- se a leitura dos dois voltímetros não diferirem
entre si em mais de 10% a corrente de
excitação será:
2
 I  I 
 I  0201
0
+
=  (18)
5.0 ENSAIO EM CURTO-CIRCUITO
5.1 Objetivo
O ensaio em curto-circuito permite a obtenção
dos valores de:
a) perdas em carga;
 b) tensão de curto-circuito e parâmetros
 porcentuais.
5.2 Considerações Gerais
Conforme estabelece a NBR-5380/1982 que este
ensaio deve ser feito à freqüência nominal e que os
condutores utilizados para curto-circuitar o transformador 
devem ter seção igual ou superior a dos seus respectivos
terminais, e devem ser tão curtos quanto possível e
afastados de massas magnéticas.
As medições devem ser efetuadas rapidamente a
intervalos suficientes para que a elevação de temperatura
não cause erros significativos.
Os instrumentos podem ser ligados a qualquer 
dos enrolamentos, porém é mais conveniente que o sejam
no de maior tensão, o curto deve ser efetuado no de
menor tensão. Se houver mais de dois enrolamentos
envolvidos, os mesmos devem ficar abertos.
5.3 Execução do Ensaio - Transformadores com
Dois Circuitos
a) medir a temperatura dos enrolamentos (θ1),
conforme especificado no texto sobre
“Resistência dos enrolamentos”;
 b) conectar os instrumentos ao transformador 
como nas figuras 4 e 5, utilizando-se de TP’s
e/ou TC’s, se necessário;
Figura 4 - Conexões para o transformador monofásico
Figura 5 - Conexões para o transformador trifásico
c) aplica-se uma tensão reduzida para que circule a
corrente nominal;
d) tomam-se as leituras, simultaneamente, de
corrente, tensão e potência. Nos
transformadores trifásicos, a potência
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 79
absorvida será a soma algébrica das indicações
W1 e W2, ou seja:
 P m = W 1 + W 2  (19)
A tensão lida será a tensão de curto-circuito ( U CC )
e a potência ( P m), as perdas em carga ( P CC )
acrescidas da carga dos aparelhos de medição;
e) desliga-se o transformador e, com a mesma
tensão, executar nova leitura de potência, esta
será a carga dos aparelhos ( P ap). A potência
realmente absorvida pelo transformador é:
 P CC  = P m - P ap  (20)
f) novamente determinar a temperatura dos
enrolamentos (θ 2)
A temperatura do ensaio é considerada como:
2
21 θ+θ
=θ  (21)
g) as perdas devem ser corrigidas para a
temperatura de referência (θ  R), entretanto, as
componentes das perdas em carga, ou seja, as
ôhmicas (P  J  ) e as adicionais ( P  AD) variam
diferentemente com a temperatura. As perdas
ôhmicas aumentam com a temperatura e as
adicionais diminuem, conforme citado na
 NBR-5380/1982. Desta forma, é importante
separá-las e efetuar as correções
independentemente.
As perdas ôhmicas são calculadas por (22), ou
seja:
 P  J  = (R1 I 1
2 + R2 I 2
2 ).m  (22)
onde:
 R1 e  R2  são as resistências medidas dos
enrolamentos;
 I 1 e  I 2  são as correntes com as quais foi feito o
ensaio;
m = 1, para transformadores monofásicos;
m = 3, para transformadores trifásicos.
Ainda, para os transformadores trifásicos, deve-se
atentar para a ligação dos enrolamentos, pois
na ligação delta, a corrente medida (linha) será
maior que a de fase.
Desta forma, as perdas adicionais são:
 P  AD = P CC  - P  J   (23)
Efetuando-se as correções, tem-se:
 P  J θ  R = P k  K θ   (24)
θ
θ =
 K 
 P 
 P   AD
 R AD  (25)
sendo K θ  dado pela expressão (14).
Assim, as perdas em carga na temperatura de
referência, são:
 P CC  = P  J θ  R + P  ADθ  R  (26)
 Naturalmente, para o cálculo dos parâmetros
 porcentuais, deve-se utilizar o valor dado em
(26).
h) nos casos em que não for possível realizar-se o
ensaio com corrente nominal, o valor da
impedância de curto-circuito e das perdas em
carga devem ser corrigidos como segue:
 N 
e
e
 I 
 I 
% Z % Z  =  (27)
 N 
e
CCeCC 
 I 
 I 
% P % P  =  (28)
onde:
 Z CCe% - impedância obtida nas condições de
ensaio
 P CCe - perdas obtidas nas condições de
ensaio
 I e - corrente de ensaio
 Z%- impedância corrigida para as condições
nominais
 P CC  - perdas corrigidas para as condições
nominais
 I  N  - corrente nominal,
 Naturalmente, após executadas estas correções
devem ser efetuadas as de temperatura.
6.0 CUIDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES
a) Sempre que possível devem ser utilizados
wattímetros com baixo fator de potência (5%
ou 10%);
 b) Em um outro transformador com terciário, as
 perdas  P 1CC ,  P 2CC  e P3CC, não possuem
significado individualmente, podendo mesmo
assumirem valores negativos. Mesmo neste
caso, sua soma corresponde,
aproximadamente, à perda ou carga do
transformador;
c) Em transformadores com mais de três
circuitos, estes devem ser tomados aos pares,
seguindo-seo principio do método
especificado para os transformadores de três
circuitos;
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 13: Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-circuito - 80
d) A norma NBR 5440/1984 fornece os valores
limites das perdas, corrente de excitação e
tensões de curto-circuito para transformadores
trifásicos de tensões máximas do equipamento
de 15 kV e de 25,8 a 38 kV.
 Potência
(kVA)
Corrente
de
excitação
(%)
 Perdas
em vazio
máxima
(W)
 Perdas
totais
máxima
(W)
Tensão de
curto-
circuito
(impedância)
a 75º C (%)
15 5.0 120 460
30 4.3 200 770
45 3.9 260 1040
75 3.4 390 1530
112.5 3.1 520 2070
150 2.9 640 2550
3.5
225 2.6 900 3600
300 2.4 1200 4480
4.5
Tabela 2 – Valores garantidos de perdas, correntes de
excitação e tensões de curto-circuito em transformadores
trifásicos de tensão máxima do equipamento de 15 kV.
 Potência
(kVA)
Corrente
de
excitação
(%)
 Perdas
em vazio
máxima
(W)
 Perdas
totais
máxima
(W)
Tensão de
curto-
circuito
(impedância)
a 75º C (%)
15 6.0 130 520
30 5.0 215 860
45 4.5 290 1160
75 4.0 425 1700
112.5 3.6 575 2300
150 3.3 715 2860
4.0
225 3.0 970 3880
300 2.8 1200 4800
5.0
Tabela 3 – Valores garantidos de perdas, correntes de
excitação e tensões de curto-circuito em transformadores
trifásicos de tensão máxima do equipamento de 25,8 a 38
kV.
 Potência
(kVA)
Corrente
de
excitação
(%)
 Perdas
em vazio
máxima
(W)
 Perdas
totais
máxima
(W)
Tensão de
curto-
circuito
(impedância)
a 75º C (%)
3 5.2 45 120
5 4.2 55 165
10 3.5 70 270
15 3.2 100 370
25 2.8 140 540
37.5 2.5 190 730
50 2.3 220 860
75 2.1 270 1200
100 2.0 330 1550
2.5
Tabela 4 – Valores garantidos de perdas, correntes de
excitação e tensões de curto-circuito em transformadores
monofásicos de tensão máxima do equipamento de 15
kV.
 Potência
(kVA)
Corrente
de
excitação
(%)
 Perdas
em vazio
máxima
(W)
 Perdas
totais
máxima
(W)
Tensão de
curto-circuito
(impedância)
a 75º C (%)
3 6.0 50 125
5 5.0 60 180
10 4.2 85 300
15 3.8 105 410
25 3.3 150 600
37.5 3.0 205 810
50 2.8 255 1010
75 2.2 290 1300
100 1.6 350 1600
3.0 (p/ 38 kV)
2.5 (p/ 25.8 kV)
Tabela 5 – Valores garantidos de perdas, correntes de
excitação e tensões de curto-circuito em transformadores
monofásicos de tensão máxima do equipamento de 25.8 a
38 kV.
e) As tolerâncias admitidas para valores obtidos
nos ensaios em relação aos declarados pelos
fabricantes são:
e.1) Para impedância de curto-circuito:
- transformadores de dois circuitos: ±7.5%
- transformadores de três ou mais circuitos:
±10%
- transformadores com enrolamentos em zig-
zag: ±10%
- autotransformadores: ±10%
e.2) Para as perdas:
 Perdas % Número de unidades de
cada ordem de compra
 Base de
determinação Vazio Totais
1 1 unidade 10 6
2 ou mais Cada unidade 10 6
2 ou mais Média de todas as
unidades
0 0
Tabela 6 – Tolerância nas perdas de transformadores
e.3) Para a corrente de excitação:
A tolerância é de 20% do valor declarado.
f) Para fins de orientação, a tabela 7 fornece os
valores típicos de impedância em função da
 potência dos transformadores de dois circuitos
(os mostrados nas tabelas 3 e 6 são
específicos).
 Potência Nominal P 
kVA
 Impedância de
curto-circuito %
P ≤ 630 4.0
6304.2 4.2 - - Ensaios de Ensaios de TipoTipo.................................................................................................................................................................................................................................40...40
4.3 4.3 - - Ensaios EspeciaisEnsaios Especiais ........................................................................................................................................................................................................40......................40
4.4 - 4.4 - Testes a Testes a serem serem executados ................executados ................................................................................................................................................................40..................40
REFERÊNCIAS REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICASBIBLIOGRÁFICAS................................................................................................................................................................41......................41
CAPÍTULO 8: CAPÍTULO 8: ANORMALIDADES EM ANORMALIDADES EM TRANSFORMADORES....................TRANSFORMADORES.......................................................................41.....41
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................41.....................41
1.0 - 1.0 - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .....................................................................................................................................................................................................................................41...41
2.0 - 2.0 - ESTATÍSTICA DE ESTATÍSTICA DE DEFEITOSDEFEITOS ..................................................................................................................................................................................41....41
3.0 3.0 - - ANALISE ANALISE DE DE ANORMALIDADES ..................ANORMALIDADES .....................................................................................................................................................42.42
4.0 - TABELA PARA 4.0 - TABELA PARA CONSULTA RÁPIDA DE DEFEITOS, SUAS CAUSAS E CONSULTA RÁPIDA DE DEFEITOS, SUAS CAUSAS E SOLUÇÕESSOLUÇÕES
.................................................................................................................................................................................................................................................................................................43...............43
REFERÊNCIA REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA BIBLIOGRÁFICA ..........................................................................................................................................................................................43....43
CAPÍTULO 9 MANUTENÇÃO PREVENTIVA CAPÍTULO 9 MANUTENÇÃO PREVENTIVA DE TRANSFORMADORES..............................47DE TRANSFORMADORES..............................47
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................47.....................47
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................47...47
2.0 - COMENTÁRIOS SOBRE OS QUESITOS A AVALIAR DURANTE A MANUTENÇÃO2.0 - COMENTÁRIOS SOBRE OS QUESITOS A AVALIAR DURANTE A MANUTENÇÃO
PREVENTIVA DE PREVENTIVA DE TRANSFORMADORESTRANSFORMADORES...............................................................................................................................................47...............47
3.0 - 3.0 - PROCEDIMENTOS PARA AS INSPEÇÕESPROCEDIMENTOS PARA AS INSPEÇÕES......................................................................................................................50......................50
4.0 - 4.0 - PROGRAMA GERAL DE PROGRAMA GERAL DE MANUTENÇÃO PREVENTIVA.................................MANUTENÇÃO PREVENTIVA.............................................51............51
Tabela 7 – Programa Geral Tabela 7 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Semestral [ para Manutenção Preventiva – Semestral [ 1 ] ...............................1 ] ..................................54...54
Tabela 8 – Programa Geral Tabela 8 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Anual [ para Manutenção Preventiva – Anual [ 1 ] ...............................1 ] ........................................54.........54
Tabela 9 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Bienal [ 1 ]Tabela 9 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Bienal [ 1 ] .............................................................................54...54
Tabela 10 – Programa Geral Tabela 10 – Programa Geral para Manutenção Preventiva – Trienal [ para Manutenção Preventiva – Trienal [ 1 ]1 ].......................................................55...................55
5.0 - TESTES E 5.0 - TESTES E ENSAIOS APLICÁVEIS MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES.......55ENSAIOS APLICÁVEIS MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES.......55
5.1 - 5.1 - Ensaios Realizáveis Ensaios Realizáveis no Campo no Campo (Testes) ...................(Testes) .........................................................................................................................55............55
5.2 - 5.2 - Periodicidade dos Ensaios -Periodicidade dos Ensaios - .......................................................................................................................................................................................55.......55
6.0 - ADEQUAÇÃO DAS 6.0 - ADEQUAÇÃO DAS EQUIPES DE MANUTENÇÃOEQUIPES DE MANUTENÇÃO ..................................................................................................55..............55
7.0 7.0 - - CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS.............................................................................................................................................................................................56.....56
REFERÊNCIA REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA BIBLIOGRÁFICA ..........................................................................................................................................................................................56....56
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
PARTE III: TESTES E ENSAIOS PARTE III: TESTES E ENSAIOS 
CAPÍTULO 10: RESISTÊNCIA CAPÍTULO 10: RESISTÊNCIA ÔHMICA DOS ÔHMICA DOS ENROLAMENTOS.................ENROLAMENTOS...................................................................58....58
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................58.....................58
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................58...58
2.0 – 2.0 – MÉTODO DA QUEDA MÉTODO DA QUEDA DE TENSÃODE TENSÃO ................................................................................................................................................58..................58
3.0 – 3.0 – MÉTODO DA MÉTODO DA PONTEPONTE ................................................................................................................................................................................................58..................58nota-se a
extrema importância da refrigeração, de modo a
minimizar os problemas de aquecimento.
Desta forma, a NBR 5356/81 estabelece que os
transformadores devem ser designados de acordo com o
método de resfriamento empregado. Os símbolos literais
correspondentes a cada método de resfriamento são os
indicados na Tabela 2.
 Natureza do Meio Ambiente Símbolo
Óleo O
Líquido isolante sintético não inflamável L
Gás G
Água W
Ar A
 Natureza da Circulação Símbolo
 Natural N
Forçada (no caso de óleo, fluxo não dirigido) F
Forçada (com fluxo de óleo dirigido) D
Tabela 2 - Símbolos Literais Conforme NBR 5356/81
De acordo com a citada norma, os
transformadores devem ser designados por um grupo de
quatro símbolos para cada método de resfriamento,
excetuando-se os transformadores secos, sem invólucro
 protetor, que devem ser designados por dois símbolos,
somente, para cada meio de resfriamento em contato com
os enrolamentos ou, no caso de enrolamentos revestidos
com material isolante (por exemplo, resina epoxi) com a
superfície de revestimento.
A ordem na qual os símbolos devem ser 
utilizados é indicada na Tabela 3.
1ª Letra 2ª Letra 3ª Letra 4ª Letra
Indica o meio de
resfriamento em contato
com os enrolamentos
Indica o meio de
resfriamento em contato
com o sistema de
resfriamento externo
 Natureza do
meio de
resfriamento
 Natureza de
circulação
 Natureza do
meio de
resfriamento
 Natureza da
circulação
Tabela 3 - Ordem dos símbolos, conforme a NBR 
5356/81 (ABNT)
Por exemplo, um transformador imerso em óleo
com resfriamento e circulação de óleo natural é
designado por ONAN,  um transformador seco, sem
invólucro protetor ou com invólucro ventilado e
resfriamento natural a ar, é designado  AN. Para um
transformador seco, com invólucro protetor não ventilado
e resfriamento natural a ar interno e externamente é
 ANAN.
Os métodos para resfriamento mais comuns são
os seguintes:
ONAN, ONAN/ONAF, ONAN/ONAF/ONAF, OFAF,
OFWF, ODAF, ODWF, ONAN/OFAF/OFAF,
OJVAN/ODAF/ODAF, AN e ANAN.
Alguns destes processos são rapidamente analisados a
seguir.
2.1 - Transformador Imerso em Óleo com
Resfriamento e Circulação de Óleo Natural
(ONAN)
O fluido refrigerante mais empregado
atualmente é o óleo mineral, que deve possuir alta rigidez
dielétrica (também servirá como isolante), baixa
viscosidade, baixo ponto de congelamento, alto ponto de
inflamação (para não atear-se fogo facilmente) e não deve
ter, sob hipótese alguma, ácidos corrosivos, alcalis e
enxofre que danifiquem seriamente núcleo e isolamento,
além de impedir a transmissão de calor de maneira
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 14: Aquecimento e Elevação de Temperatura - 83
eficiente. Ainda é necessário que não haja umidade no
óleo, pois partículas de água em suspensão diminuem sua
rigidez dielétrica, fato que poderá tornar-se
excessivamente perigoso para tensões elevadas.
 Neste processo de resfriamento, o óleo em
contato com a parte ativa aquece-se e torna-se menos
denso que o resultante. O óleo mais leve (mais quente)
desloca-se para cima, forçando o óleo mais frio (menos
denso) deslocar-se para baixo no tanque (carcaça); assim,
estabelece-se uma circulação de óleo, tendo no centro do
transformador correntes ascendentes e correntes
descendentes nas proximidades das paredes. O óleo
central retira o calor da parte ativa e as correntes
descendentes o transmitem para o ambiente (convecção
natural). Deve-se lembrar que, para que o calor seja
retirado da parte ativa, é preciso que estas possuam
temperaturas superiores às das paredes e assim transmiti-
lo ao ambiente.
 Naturalmente, a refrigeração é eficiente quando
o calor transmitido pelas paredes deixa a temperatura da
 parte ativa dentro dos limites especificados.
A maioria dos transformadores de distribuição e
grande parte dos de potência são resfriados desta forma.
Em transformadores pequenos (até 25 kVA) um tanque
liso possuí superfície suficiente para resfriá-los. Nos
tamanhos médios entre 30 e 100 kVA, a parede pode ser 
corrugada ou com aletas, ou ainda, paredes lisas com
tubos verticais, aumentado a superfície dissipadora. Em
transformadores maiores utiliza-se radiadores dispostos
 por todo o tanque, com a superfície necessária para o
resfriamento.
2.2 - Transformador Imerso em Óleo com Circulação
Natural de Óleo e Opção para Resfriamento
Através de Ventilação Forçada (ONAN/ONAF)
O processo é basicamente o mesmo do caso
anterior, exceto por utilizar grande número de
ventiladores montados sob os radiadores e acionados por 
motores controlados por termostatos.
Ao serem utilizados consegue-se um aumento de
 potência com o mesmo aquecimento; ainda é possível ter-
se três valores diferentes: a primeira ONAN. a segunda
com uma bateria de ventiladores (ONAN/ONAF) e a
terceira com outra bateria de ventiladores
(ONAN/ONAF/ONAF).
2.3 - Transformadores em Óleo, Resfriamento a
Água (ONWN)
Este é um processo muito eficiente, consistindo-
se na colocação de serpentinas junto às paredes do
transformador ou na parte superior do tanque, nas quais
circula água: o óleo cede calor à água, refrigerante a parte
ativa.
Utilizado em grandes transformadores, vem
sendo abandonado atualmente.
2.4 - Transformadores em Óleo, Resfriamento com
Circulação Forçada
O óleo é bombeado para radiadores externos ao tanque
refrigerados ou não à água. Podem ser OFWF, ODWF e
outros.
A quantidade de óleo necessária aos
transformadores refrigerados por este processo e,
aproximadamente, a metade que o equivalente ONAN 
com mesma potência.
2.5 - Outros Métodos
Os métodos restantes utilizando líquidos para
refrigeração, são derivações dos três apresentados acima.
2.6 - Transformadores a Seco (AN ou ANAN)
O núcleo é diretamente exposto trocando calor 
com o ar. Transformadores com este tipo de resfriamento
oferecem muitas vantagens sobre os imersos em óleo.
Eles são interessantes para instalações interiores pela sua
segurança e por não poderem explodir, não possuem
gases tóxicos e as probabilidades de fogo são mínimas.
Por outro lado, possuem o inconveniente de que
seu tamanho é maior que os submersos em óleo da
mesma capacidade (maior área de dissipação).
3.0 - ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA
O ensaio de elevação de temperatura visa
determinar se o transformador, ao funcionar, não ficará
sujeito à temperaturas situadas acima de limites que
 prejudiquem o seu funcionamento ou que possam
danificá-lo.
Os limites de elevação de temperatura são
aqueles dados na tabela 1.
Observando-se a citada tabela, verifica-se que os
limites de elevação de temperatura são diferentes para o
óleo e enrolamentos, já que estes se aquecem mais
intensamente.
Desta forma, para fins de determinar a elevação
de temperatura dos enrolamentos sobre o ar ambiente, é
necessário obter-se a temperatura do óleo isolante, a qual
 pode ser:
a) o valor da temperatura média do óleo;
 b) o valor da temperatura do topo do óleo.
A  NBR 5380/1982 sugere que, quando da
execução do ensaio for necessário utilizar corrente
inferior á nominal, seja utilizado o método da temperatura
média do óleo.
A temperatura do topo do óleo pode ser 
considerado como o resultado da medida executada
através de um termômetro ou par termelétrico imerso até
no máximo 5 cm de profundidade em relação ao nível do
óleo. Naturalmente, se o transformador possuir tanque de
óleo, o termômetro deve ser inserido neste.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 14: Aquecimento e Elevação de Temperatura - 84
O valor da temperatura média do óleo é a
diferença entre a temperatura no topo do óleo e metade da
queda da temperatura nos trocadores de calor.
4.0 - TEMPERATURA AMBIENTE
A temperatura ambiente é dada pela média das
leituras obtidas num termômetro, colocado em um
recipiente cheio de óleo, que deve serposto próximo do
transformador, porém de maneira a não sofrer influência
do calor irradiado do mesmo. O termômetro também não
deve receber correntes de ar.
Para efeito de ensaio, a temperatura ambiente
será tomada como a média das leituras, em intervalos de
tempo iguais, durante o último quarto do período de
duração da experiência.
 No caso de o transformador ser com refrigeração
forçada, a água ou a ar, a temperatura a ser medida será a
de entrada e saída dos mesmos, acompanhada de medidas
de vazão.
Deve-se tomar o máximo cuidado na leitura
dessas temperaturas para se evitarem erros. Se a
temperatura ambiente estiver entre 10º C e 40º C, não
serão necessárias as correções de ensaio. Fora desses
limites, devem ser introduzidos fatores de correção.
5.0 - MÉTODOS DE CARGAS
Para obter-se o aquecimento causado pela
operação normal do transformador, pode-se utilizar 
métodos de carga efetiva, oposição e de curto-circuito.
Alternativamente, é possível utilizar-se do método do
circuito aberto.
5.1 - Método da Carga Efetiva
 Neste método, um enrolamento do
transformador é excitado com tensão nominal, estando o
outro ligado com uma carga adequada de modo a circular 
a corrente nominal em ambos os enrolamentos.
Este método é o que fornece maior precisão, entretanto e,
conforme o exposto, é praticamente impossível de ser 
executado em transformadores de média e grande
 potência.
5.2 - Método da Oposição
 Neste método, o transformador sob ensaio é
ligado em paralelo com outro transformador. Ambos são
excitados com tensão nominal do primeiro para suprir as
 perdas em vazio. Uma segunda fonte C.A. é ligada ao
outro enrolamento com uma tensão tal que produza as
correntes nominais para suprir as perdas nos
enrolamentos.
Como se observa, este método também é pouco
 prático.
5.3 - Método do Circuito Aberto
 Neste método aplica-se uma tensão de tal ordem
a um dos enrolamentos, estando o outro aberto, que as
 perdas em vazio sejam iguais às em plena carga.
Observe-se que o mesmo efeito pode ser obtido
se forem aplicadas tensões normais com freqüências
reduzidas, pois o fluxo será maior, aumentando as perdas
em vazio.
Este método pode implicar em aplicar grandes
tensões, acima da nominal.
5.4 - Método do Curto-Circuito
Dos métodos indiretos previstos pelas normas
 para determinar o aquecimento do óleo e dos
enrolamentos de transformadores de potência nas
condições normais de plena carga, o do curto-circuito é
de uso mais difundido, cujos resultados tem sido aceitos.
quer pelos fabricantes, quer pelos usuários.
O único inconveniente que o processo apresenta refere-se
à concentração das perdas totais em uma única parte (nos
enrolamentos). Este fato leva a uma distribuição interna
da temperatura, diferente da que ocorreria em condições
normais de funcionamento. Entretanto, com já disse, os
resultados são aceitos devido à precisão que oferecem.
A técnica empregada consiste em se colocar um
dos enrolamentos em curto-circuito e no outro aplicar 
uma tensão tal que produza, nos enrolamentos, correntes,
que pelo efeito Joule seriam as responsáveis pela geração
de calor. As perdas devem corresponder a mesma
dissipada em condições normais de funcionamento.
Observe-se que. normalmente, o ensaio é feito
no tap de menor tensão.
Figura 1 - Método do Curto-Circuito - Transformador 
Trifásico
6.0 – ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA -
TRANSFORMADORES EM ÓLEO
Para os transformadores imersos em óleo, o
método mais utilizado para a avaliação de elevação de
temperatura é o do curto-circuito, como já citado. Sendo
assim, observando o exposto, anota-se:
a) a elevação de temperatura do topo do óleo sobre
a temperatura do meio de resfriamento
externo;
 b) a elevação de temperatura média do óleo sobre
a temperatura do meio de resfriamento externo,
quando este método for utilizado.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 14: Aquecimento e Elevação de Temperatura - 85
O ensaio deve ser continuado até serem
satisfeitos um dos seguintes requisitos:
a) a elevação de temperatura não for inferior a 3º 
C em 1h;
 b) a elevação de temperatura no topo do óleo não
varia mais de 1º C, durante três horas
consecutivas.
Após atingida esta condição, reduz-se a corrente
no enrolamento ao seu valor nominal durante 1 hora ,
registrando-se a temperatura no topo do óleo ou a
temperatura no topo do óleo ou a temperatura do óleo,
conforme o método utilizado.
A seguir, desliga-se o transformador, a
circulação de água e a ventilação, se houverem. No caso
da existência de bombas de óleo é indiferente se
continuem ou não funcionando. Mede-se as resistências
dos enrolamentos. O tempo entre o desligamento e a
medida da resistência deve ser a menor possível, no
máximo de 4 minutos.
As tabelas 4 e 5 mostram, respectivamente, os
registros da medição de temperatura e resistência para um
transformador de 30 kVA submetido ao ensaio.
 Horário
Temperatura
na Superfície
do Óleo [ºC] 
Temperatura
ambiente
média θ θθ θ 2 [ºC] 
Gradiente de
temperatura
θ θθ θ 1 - θ θθ θ 2 [ºC] 
10:00 26,0 22,0 4,0
10:30 32,1 22,8 9,3
11:00 38,0 23,4 14,7
11:30 43,4 23,9 19,6
12:00 47,7 24,3 23,5
12:30 51,3 24,4 26,9
13:00 55,5 24,8 30,7
13:30 58,8 25,5 33,4
14:00 61,9 25,5 36,5
14:30 64,8 26,2 38,6
15:00 67,0 26,3 40,7
15:30 69,3 26,6 42,7
16:00 71,2 26,3 44,9
16:30 72,5 25,4 47,1
17:00 74,0 25,0 49,1
17:30 75,1 24,0 51,2
18:00 75,5 23,5 52,1
Tabela 4 - Elevações de Temperatura - Transformador de
30 kVA
 Instante
 [min] 
 Resistência X 1 , X 2
 [ Ω ΩΩ Ω  ] 
 Resistência H 1 , H 2
 [ Ω ΩΩ Ω  ] 
1.30 0.0375 139
1.45 0.0375 139
2.00 0.0370 138.7
2.15 0.0370 138.6
2.30 0.0370 138.6
2.45 0.0370 138.6
3.00 0.0370 138.6
R CABO = 0.008 [Ω] R CABO = 0.008 [Ω]
Temperatura na superfície do óleo no início das medições = 74.3º C
Temperatura ambiente no instante do desligamento = 22º C
Tabela 5 – Resistência a quente – Transformador de 30
kVA
6.1 – Verificação do Gradiente de Temperatura Óleo -
Ambiente
Baseando-se nos dados obtidos é possível traçar 
a curva de elevação de temperatura do óleo. A figura 2
mostra os resultados com os dados da tabela 4.
Figura 2 - Curva de elevação de temperatura do óleo
Conhecendo-se a temperatura máxima do óleo
(θθθθmax), determina-se o gradiente de temperatura óleo-
ambiente. Este valor deve ser comparado com o
normalizado, o qual é transcrito na Tabela 1, desta
comparação tem-se a aprovação ou não do transformador 
sob o ponto de vista do aquecimento.
6.2 - Verificação do Gradiente de Temperatura
Enrolamentos-Ambiente
Ao se medir a resistência a quente dos
enrolamentos, após o desligamento do transformador, tal
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ensaios em Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 14: Aquecimento e Elevação de Temperatura - 86
valor já será menor que o do exato instante do
desligamento. Isso porque, por mais rápido que se faça a
medida após o desligamento, os enrolamentos já teriam
sua temperatura um pouco diminuída, conforme pode ser 
verificado na tabela 5 para um caso real. Assim, para a
determinação da resistência a quente, é necessária a
introdução de algumas correções.
A correção mais usada é a extrapolação gráfica,
a qual é descrita a seguir.
Tomam-se varias medidas da resistência com
tempos iguais ao tempo decorrido entre o desligamento e
a primeira medida. Procura-se efetuar o maior número de
medidas dentro de 4 minutos. Com esses valores é
traçada uma curva da variação da resistência com o
tempo, conforme se ilustra na Figura 3.
Figura 3 - Processo gráfico para a determinação da
resistência para t = 0
Para a obtenção da resistência no exato instante
do desligamento, determinam-se as variações de
resistência ∆R 1 = (R 1 - R 2), ∆R 2 = (R 2 – R 3), ∆R 3 = (R 3 – 
R 4) e ∆R 4 = (R 4 – R 5) que são colocadas no gráfico,
conforme mostra a figura 6. Unindo-se os pontoP 1, P2, P3
e P4, obtém-se a reta xy. Por P3, traça-se uma paralela a
P4R 1, determinando no eixo das resistências o valor R θ,
que é a resistência no instante do desligamento.
Com o valor da resistência a frio, da respectiva
temperatura ambiente e da resistência a quente corrigida,
calcula-se a temperatura dos enrolamentos com o
transformador operando em regime nominal por:
k  )k ( 
 R
 R
0
0
−θ+=θ θ (1)
sendo:
θ, θ0 - temperaturas correspondente a R e a R 0,
respectivamente, em grau Celsius
R 0 - resistência a quente em Ω
K 0 - 234,5 para cobre e 225 para o alumínio
Para o exemplo citado, utilizando-se
extrapolação, obteve-se os seguintes resultados:
a) Resistência da TI (X1X2) no instante do
desligamento = 0,31 [Ω]; temperatura do
enrolamento de TI no instante do desligamento
= 97,86 [ºC];
 b) Resistência da TS (H1H2) no instante do
desligamento = 139 [Ω], temperatura do
enrolamento de TS no instante do
desligamento = 78,06 [ºC].
7.0 - OBSERVAÇÕES IMPORTANTES SOBRE O
ENSAIO DE AQUECIMENTO
a) No caso de transformadores de vários
enrolamentos, nos quais mais de dois
enrolamentos podem ser submetidos à carga
simultaneamente, em operação, os ensaios de
elevação de temperatura devem normalmente
ser executados sobre os enrolamentos tomados
aos pares separadamente;
 b) Os transformadores a seco podem ser ensaiados
 por um dos métodos já descritos ou pelo
chamado “método de excitação e perdas em
carga independentes”; este método visa a
obtenção das elevações de temperatura dos
enrolamentos em dois ensaios independentes
sendo um com aplicação das perdas em carga e
outro com as perdas em vazio;
As elevações de temperatura dos enrolamentos são
obtidos:
 b.1) T1  após o aquecimento obtido com a
aplicação da corrente nominal do
enrolamento, estando o outro enrolamento
curto-circuitado;
 b.2) T2  após o aquecimento obtido com a
aplicação da tensão nominal do
enrolamento, estando o outro enrolamento
em circuito aberto.
A elevação de temperatura total do enrolamento T
é calculada pela seguinte fórmula:
8.0
25.1
1
2
1
T 
T 
1T T 








  
 
 

 
 
+= (2)
c) O ensaio de aquecimento é virtualmente
impossível de ser realizado por apenas uma
 pessoa;
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
 Parte III: Ens Parte III: Ensaios em Transaios em Transformadoreformadoress
 ___________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________ ___________ 
Capítulo Capítulo 14: 14: Aquecimento Aquecimento e e Elevação Elevação de de Temperatura Temperatura -- 8787
d) Para evitar aquecimento, os transformadoresd) Para evitar aquecimento, os transformadores
normalmente possuem tanques de ferro comnormalmente possuem tanques de ferro com
superfície corrugada para aumentar a área desuperfície corrugada para aumentar a área de
dissipação do calor.dissipação do calor.
Quando isso se torna insuficiente, sãoQuando isso se torna insuficiente, são
acrescentados tubos ou radiadores. Nestes, oacrescentados tubos ou radiadores. Nestes, o
óleo pode sofrer processo de convecção naturalóleo pode sofrer processo de convecção natural
ou forçada.ou forçada.
Utilizam-se igualmente ventiladores externos.Utilizam-se igualmente ventiladores externos.
alimentados pelo serviço auxiliar da usina,alimentados pelo serviço auxiliar da usina,
com a finalidade de aumentar a potênciacom a finalidade de aumentar a potência
extraível do transformador.extraível do transformador.
Em grandes subestações abrigadas utilizam-seEm grandes subestações abrigadas utilizam-se
transformadores com dois óleos isolantestransformadores com dois óleos isolantes
distintos. O primeiro, chamado de “óleo vivo”distintos. O primeiro, chamado de “óleo vivo”
é o que isola a máquina propriamente. Oé o que isola a máquina propriamente. O
segundo, chamado de “óleo morto”, tem por segundo, chamado de “óleo morto”, tem por 
finalidade levar o calor para a parte externa dafinalidade levar o calor para a parte externa da
subestação, onde existe um trocador de calor.subestação, onde existe um trocador de calor.
Tal sistema é mais confiável, pois umTal sistema é mais confiável, pois um
vazamento de água na tubulação da serpentinavazamento de água na tubulação da serpentina
do trocador não compromete a rigidezdo trocador não compromete a rigidez
dielétrica do isolante propriamente dita.dielétrica do isolante propriamente dita.
e) Os materiais isolantes elétricos são classificadose) Os materiais isolantes elétricos são classificados
em classes de temperatura, definidas pelaem classes de temperatura, definidas pela
temperatura limite atribuída a cada uma,temperatura limite atribuída a cada uma,
conforme mostra a Tabela 7.conforme mostra a Tabela 7.
ClClasassese TeTempmpererataturura La Limimitite Ae Atrtribibuíuída da (º (º C)C)
YY 9090
AA 110055
EE 112200
BB 113300
FF 115555
HH 118800
CC mmaaiioor r qquue e 118800
Tabela 7 - Classes de temperatura de materiais isolantesTabela 7 - Classes de temperatura de materiais isolantes
 PARTE IV: ASPECTOS E ENSAIOS DO S PARTE IV: ASPECTOS E ENSAIOS DO SISTEMA DE ISTEMA DE 
 ISOLAMENTO ISOLAMENTO
 MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO
 DE TRANSFORMADORES  DE TRANSFORMADORES 
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ___________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________ ___________ 
Capítulo Capítulo 15: 15: Aspectos Aspectos Gerais Gerais sobre sobre o o Sistema Sistema de de Isolamento Isolamento -- 8989
CAPÍTULO 15: ASPECTOS GERAIS SOBRE OCAPÍTULO 15: ASPECTOS GERAIS SOBRE O
 SISTEMA DE  SISTEMA DE ISOLAMENTOISOLAMENTO
“Não se preocupe com o pai da idéia, escolha as melhores e “Não se preocupe com o pai da idéia, escolha as melhores e vá em frente” vá em frente” 
Steve TobsSteve Tobs
RESUMORESUMO
O sistema isolante é um dos principaisO sistema isolante é um dos principais
componentes de um equipamento elétrico. A sua seleçãocomponentes de um equipamento elétrico. A sua seleção
inclui a análise de aspectos de projeto elétrico einclui a análise de aspectos de projeto elétrico e
mecânico, requisitos de operação normal e anormal, bemmecânico, requisitos de operação normal e anormal, bem
como, condições ambientais presentes. Assim, devido àcomo, condições ambientais presentes. Assim, devido à
sua importância, este texto apresenta as suas propriedadessua importância, este texto apresenta as suas propriedades
 básicas  básicas e e os os tipos tipos de de testes testes e e ensaios ensaios comumentecomumente
executadosexecutados
1.0 - 1.0 - INTRODUÇÃINTRODUÇÃOO
O sistema isolante representa um dos principaisO sistema isolante representa um dos principais
aspectos para o funcionamento de um equipamentoaspectos para o funcionamento de um equipamento
elétrico, sendo a sua vida útil considerada como a doelétrico, sendo a sua vida útil considerada como a do
 próprio equipamento. próprio equipamento.
A vida útil de um isolamento sólido éA vida útil de um isolamento sólido é
compreendida como o tempo necessário para que seuscompreendida como o tempo necessário para que seus
elementos constituintes falhem ou seja, que sua força deelementos constituintes falhem ou seja, que sua força de
tração reduza-se a determinadas percentuais do original.tração reduza-se a determinadas percentuais do original.
 Note-se  Note-se que que no no final final da da vida, vida, a a isolação isolação se se apresentaapresenta
frágil e quebradiça, com baixa frágil e quebradiça, com baixa resistência mecânica.resistência mecânica.
Embora, o sistema de isolamento de umEmbora, o sistema de isolamento de um
transformador seja composto por um fluído (em geral,transformador seja composto por um fluído (em geral,
óleo mineral) e papel,considera-se que o seuóleo mineral) e papel, considera-se que o seu
envelhecimento está associado com a resistênciaenvelhecimento está associado com a resistência
mecânica do segundo.mecânica do segundo.
Por outro lado, a deterioração das propriedadesPor outro lado, a deterioração das propriedades
isolantes de um material depende, de forma básica, deisolantes de um material depende, de forma básica, de
suas características físico-químicas e do regime desuas características físico-químicas e do regime de
operação a que for submetido. Note-se que muitos fatoresoperação a que for submetido. Note-se que muitos fatores
 podem  podem afetá-los afetá-los tais tais como como a a umidade, umidade, sujeira, sujeira, agentesagentes
químicos, esforços dielétricos excessivos, danosquímicos, esforços dielétricos excessivos, danos
mecânicos e a temperatura, entre outros.mecânicos e a temperatura, entre outros.
É interessante notar que durante o processo deÉ interessante notar que durante o processo de
envelhecimento do papel, as suas propriedades dielétricasenvelhecimento do papel, as suas propriedades dielétricas
 praticamente  praticamente não não diminuem. diminuem. Desta Desta forma, forma, umum
transformador envelhecido será mais sensível aostransformador envelhecido será mais sensível aos
esforços mecânicos, provenientes, principalmente, deesforços mecânicos, provenientes, principalmente, de
curto-circuitos no sistema, apesar de poder apresentar boacurto-circuitos no sistema, apesar de poder apresentar boa
isolação dielétrica. Nestes casos, a baixa resistênciaisolação dielétrica. Nestes casos, a baixa resistência
mecânica provocará uma diminuição dos espaçamentosmecânica provocará uma diminuição dos espaçamentos
dielétricos (falha mecânica), provocando a falha elétrica.dielétricos (falha mecânica), provocando a falha elétrica.
Em função do exposto, este texto analisa osEm função do exposto, este texto analisa os
vários aspectos relacionados com o sistema isolante devários aspectos relacionados com o sistema isolante de
forma a facilitar a compreensão das causas de se efetuar forma a facilitar a compreensão das causas de se efetuar 
testes e ensaios, bem como, analisar os testes e ensaios, bem como, analisar os seus resultados.seus resultados.
2.0 - 2.0 - CONCEITUACONCEITUAÇÃO GERALÇÃO GERAL
Ao se aplicar tensão nos enrolamentos, oAo se aplicar tensão nos enrolamentos, o
isolamento ficará submetido a uma diferença de potencialisolamento ficará submetido a uma diferença de potencial
originando um campo elétrico. Desta originando um campo elétrico. Desta forma, considera-se,forma, considera-se,
em termos práticos, que o conjunto de enrolamentos eem termos práticos, que o conjunto de enrolamentos e
isolamento torna-se uma espécie de capacitor e, em sendoisolamento torna-se uma espécie de capacitor e, em sendo
assim, o mesmo pode ser representado como na figura 1.assim, o mesmo pode ser representado como na figura 1.
Figura 1 - Representação esquemática do dielétrico entreFigura 1 - Representação esquemática do dielétrico entre
enrolamentosenrolamentos
 Na figura 1, tem-se: Na figura 1, tem-se:
a)a) R R11 - Resistência elétrica à corrente de fuga; - Resistência elétrica à corrente de fuga;
 b) b) C C  - Capac- Capacitância do itância do dielétrico;dielétrico;
c)c) R R22 - Resistência elétrica representando as perdas - Resistência elétrica representando as perdas
 por absorção; e, por absorção; e,
d)d) U U  - Diferença - Diferença de potencial de potencial aplicada.aplicada.
3.0 – 3.0 – PROPRIEDADPROPRIEDADES DE UM ES DE UM ISOLAMENTOISOLAMENTO
Há um certo valor de tensão no qual o materialHá um certo valor de tensão no qual o material
isolante passa a ser condutor. Ela é chamada de “isolante passa a ser condutor. Ela é chamada de “ tensãotensão
de rupturade ruptura” e o fenômeno consiste em uma descarga” e o fenômeno consiste em uma descarga
disruptiva. Em função deste aspecto, define-sedisruptiva. Em função deste aspecto, define-se  Rigidez Rigidez
 Dielétrica Dielétrica como a capacidade de resistir à tensão sem que como a capacidade de resistir à tensão sem que
haja a citada descarga, conforme a distância entre os doishaja a citada descarga, conforme a distância entre os dois
 pontos de aplicação, ou seja: pontos de aplicação, ou seja:
 E  E 
U U 
d d cc
cc
cc
== (1)(1)
onde,onde,
 E  E cc - rigidez dielétrica, em kV/mm ou kV/pol.; - rigidez dielétrica, em kV/mm ou kV/pol.;
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 15: Aspectos Gerais sobre o Sistema de Isolamento - 90
U c = tensão de ruptura, em kV; e,
d c = distância em mm ou polegada entre os dois pontos de
aplicação de tensão (eletrodos).a rigidez dielétrica é o
maior gradiente de potencial que um isolamento pode
suportar, sem que se produza a descarga disruptiva.
A tabela 1 fornece alguns valores de rigidez
dielétrica para vários materiais isolantes.
 Dielétrico Rigidez (kV/mm)
Ar 30
Óleo Isolante 300
Baquelites 250
Mica 2000
Papel 400
Vidro 300
Porcelana 300
Tabela 1 - Rigidez dielétrica de materiais isolantes
 Note-se que vários fatores afetam os resultados
de rigidez dielétrica de uma substância isolante, tais como
a temperatura, freqüência, tempo, umidade entre outros
Além desta, outras propriedades importantes de
um isolamento são:
a) Constante Dielétrica Relativa ( E r ): ao
introduzir-se um material isolante entre as
 placas de um capacitor, sua capacidade
aumenta de um fator maior que a unidade
denominado Constante Dielétrica Relativa ou
 Índice Dielétrico E r .
A capacidade de um capacitor, cujo dielétrico
é o vácuo, é dada pela expressão (2), ou seja:
C E 
 A
d 
= 0 (2)
Onde:
 E o - constante dielétrica do vácuo;
 A - área das placas do capacitor;
d  - distância entre as placas.
Após a introdução do dielétrico obtém-se a
nova capacitância dada por:
C E E 
 A
d r = 0 (3)
A Tabela 2 fornece, a título de exemplo,
alguns valores de constantes dielétrica relativa
 E r  de vários materiais isolantes.
 Dielétrico Constante. Dielétrica
 Relativa E r 
Ar 1,006
Óleo de transformador 2,2 a 2,5
Papel 1,8 a 2,6
Parafina 2,1 a 2,6
Presspan 2,5
Porcelana 4,5 a 5,5
Vidro 3,5 a 16
Mica 5,0 a 7,0
Tabela 2 - Constantes Dielétricas Relativas
 b) Absorção Dielétrica: a absorção dielétrica é um
fenômeno intimamente ligado à polarização do
meio que compõe o dielétrico;
c)  Perdas Dielétricas: em termos de corrente
contínua entende-se por perdas dielétricas
aquelas provocadas pela corrente de condução
ou de fuga ( I  f ) definida anteriormente. Em
termos de corrente alternada entende-se por 
 perdas dielétricas aquelas provocadas pela
corrente de fuga e pela componente ativas da
corrente de absorção.
4.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM A
APLICAÇÃO DE TENSÃO CONTÍNUA
Quando se aplica tensão contínua a um
dielétrico, como o representado na figura 1, a corrente
que se estabelece é composta por três parcelas básicas, a
saber:
a) corrente de deslocamento, ou de carga
capacitiva;
 b) corrente de absorção; e,
c) corrente de dispersão ou de fuga através do
dielétrico.
A corrente de deslocamento ou de carga
capacitiva é aquela que surge no instante inicial da
energização e possui a mesma função que uma corrente
de carga de um capacitor (corrente “ inrush”).,
dependendo do tratamento e forma do material isolante.
 Note-se que ela assume o valor máximo quando da
energização e decresce rapidamente a um valor 
desprezível.
A corrente de absorção é aquela responsável pela
 polarização dos dipólos elétricos que constituem a massa
do dielétrico. Um exemplo prático deste fenômeno é o
ressurgimento de tensão nos terminais de um capacitor 
quando se retira o curto empregado para descarregá-lo.
 Neste caso, há uma recombinação de pares eletrons-
lacunas.
Em função deste aspecto, é necessário que em
um eventual teste da isolação, esta deve permanecer 
curto-circuitadadurante um tempo suficientemente longo
 para que a tensão desapareça. Ainda em relação à citada
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 15: Aspectos Gerais sobre o Sistema de Isolamento - 91
corrente, é necessário observar que ela também assume o
seu valor máximo quando da energização e decresce a
valor desprezível em um intervalo variável entre 10
minutos e várias horas (para o quartzo, entretanto,
desaparece quase que instantaneamente).
A corrente de dispersão ou de fuga através do
dielétrico flui pela superfície e pelo interior da massa do
dielétrico e é de caráter irreversível. Constitui-se na
componente mais importante quando se deseja avaliar o
estado em que se encontra o isolamento, por aplicação de
tensão contínua ou alternada. Tal corrente não varia com
o tempo de aplicação de tensão e, nestas condições, se
houver alguma elevação de seu nível é indicativo que o
isolamento pode vir a falhar.
A quantificação da dificuldade de circulação da
corrente de fuga é chamada de "resistência de
isolamento".
A figura 2 mostra a corrente total com suas três
componentes definidas anteriormente.
Figura 2 - Correntes em um dielétrico em função do
tempo.
5.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM
APLICAÇÃO DE TENSÃO ALTERNADA
Ao submeter o dielétrico a uma tensão alternada
U , fluirá uma corrente I em seu interior, maior ou menor 
dependendo da rigidez dielétrica do material. Esta
corrente pode ser subdividida em uma componente
reativa capacitiva ( I c) e uma ativa ( I a). O ângulo formado
entre I e Ic (δ ) é chamado de ângulo de perdas dielétricas,
como mostra a figura 3.
Figura 3 - Diagrama fasorial simplificado das correntes
 presentes em um dielétrico.
Da figura 3, tem-se:
tg 
 I 
 I 
a
c
δ  = (4)
ou, em termos percentuais:
tg 
 I 
 I 
a
c
δ % = 100 (5)
Observando-se que quanto menor for o ângulo
menor será a corrente ativa Ia  e mais próximo será a
componente capacitiva da total. Naturalmente, este fato é
desejável em um sistema de isolamento e, em sendo
assim, tem-se:
cosϕ δ = tg  (6)
Sendo ϕ   o ângulo entre a tensão e a corrente
total, define-se o cosϕ   com o  fator de potência do
isolamento.
Embora o fator de potência seja definido da
mesma forma que a de um circuito de corrente alternada,
os conceitos não devem ser confundidos. Neste último
caso, é interessante que o fator de potência assuma altos
valores, enquanto que, no caso dos dielétricos, ele deverá
ser o menor possível.
 Naturalmente, o cosϕ   não é constante,
dependendo da freqüência e da temperatura.
Em função do exposto, verifica-se que surgem
 perdas no dielétrico, quando este é submetido a um
campo elétrico produzido pela tensão aplicada, as quais
se traduzem em seu aquecimento. Tais perdas podem ser 
calculadas através da expressão (5), ou seja:
 P U Ctg dii = 2ω δ  (7)
onde
di P   - perdas no dielétrico;
U  - tensão aplicada;
C - capacitância do dielétrico;
ω  - freqüência angular (ou 2πf, sendo f a
freqüência da tensão aplicada);
tg δ   - tangente de perdas (fator de dissipação
dielétrica).
Em geral, tais perdas são desprezíveis, a não ser 
em casos de freqüência e/ou tensões muito elevadas.
Por outro lado, no projeto de transformadores,
devem ser tomadas precauções para evitar que haja
grandes intensidades do campo elétrico em alguns pontos;
neste caso, as perdas podem se tornar apreciáveis.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 15: Aspectos Gerais sobre o Sistema de Isolamento - 92
6.0 - ENSAIOS DIELÉTRICOS
Como citado, um dielétrico deve apresentar 
 propriedades elétricas e mecânicas suficientes para
suportar uma grande gama de solicitações tais como: as
mecânicas e elétricas, exposição ao tempo, a agentes
químicos e a corona, variação de temperatura, absorção
de umidade e outros.
As características elétricas de um dielétrico
 podem ser comprovadas em termos práticos através de
testes ou ensaios não destrutivos com aplicação de tensão
contínua ou alternada. Isto não ocorre com as
características mecânicas, cuja maioria dos testes são
destrutivos.
Dos testes/ensaios elétricos não destrutivos, os
mais comuns são:
a) Teste de perdas dielétricas, expresso através
dos valores de tgδ  ou cosϕ  obtidos com os
instrumentos ponte Schering  e  Doble,
respectivamente, com aplicação de AC;
 b) Testes de absorção de corrente pelo dielétrico ,
com aplicação de DC; obtidos, normalmente
com o megôhmetro (" Megger "), expresso em
Ω ou MΩ;
c) Testes com aplicação de alta tensão DC e
medição de corrente de fuga , obtidos, por 
exemplo, com o " Hy-Pot " expresso em termos
de corrente;
d) Teste de rigidez dielétrica, com aplicação de
AC expresso em termos de tensão disruptiva.
Dos testes relacionados, aqueles com aplicação
de DC tem assumido maior importância e interesse,
 particularmente em alta tensão, devido ao rápido
desenvolvimento da transmissão em DC e, também, ao
fato de que estes instrumentos são menores do que os
similares que utilizam AC.
Embora os testes com aplicação de DC ofereçam
informações limitadas sobre o dielétrico, estes resultados
associados com os obtidos através de outros com
aplicação de AC oferecem maiores subsídios para análise
e acompanhamento do estado do isolamento.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 93
CAPÍTULO 16: RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO
“Cada ação é uma ação, e só existe um segredo: jamais deixe que o
hábito comande seus movimentos” 
Paulo Coelho
RESUMO
Este texto analisa os aspectos conceituais
referente à medida da resistência do isolamento, os
 procedimentos para executá-la e avaliar os resultados
obtidos.
1.0 - INTRODUÇÃO
A resistência de isolamento é a medida da
dificuldade oferecida à passagem de corrente pelos
materiais isolantes. Os seus valores se alteram com a
umidade e com a sujeira, constituindo-se, portanto, em
uma boa indicação da deterioração dos geradores
 provocada por estas causas.
Deve-se observar, entretanto, que as várias
normas estabelecem que este ensaio não constitui critério
 para aprovação ou rejeição do equipamento, fato este que
 poderá ser comprovado pelas explanações a seguir. Desta
forma, pelas características do ensaio, constata-se que é
 bastante útil para a verificação de curto-circuitos francos,
ficando a identificação dos defeitos menos pronunciados
a cargo dos ensaios da tensão aplicada e tensão induzida.
2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE AS MEDIDAS DE
RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO
Para a medição da resistência de isolamento
utiliza-se um instrumento denominado megôhmetro,
também conhecido popularmente por  MEGGER (note-se
que esta é uma marca do fabricante  James Biddle Co.)
Os megôhmetros atuais podem ser analógicos ou
digitais (motorizados ou eletrônicos), além do modelo
clássico (ou seja, o manual com um " cambito" ou
"manivela"), mostrados nas figuras 1 e 2.
Figura 1 - Megôhmetro manual (AEMC Instruments)
a) Analógico
 b) Digital
Figura 2 - Megôhmetros analógico e digital (Megabrás)
A figura 3 mostra o circuito simplificado do
equipamento de um megôhmetro manual.
Figura 3 - Circuito simplificado de um megôhmetro
manual
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 94
De forma básica, o megôhmetro é composto de
uma fonte de tensão e um galvanômetro de bobinas
cruzadas (" D" na figura 2) ou quocientimetro. A bobina
de controle "C " é ligada à fonte através da resistência de
ajuste R' e da resistência desconhecida R x.
Como as bobinas C  e  D  produzemconjugados
antagônicos, o repouso da ponteiro indicador, para
qualquer valor de R x, apenas será conseguido quando
estes conjugados forem iguais e opostos. Nestas
condições uma variação na tensão da fonte DC afeta as
duas bobinas C e D igualmente, não provocando assim
desvio do ponteiro indicador e nem alteração na leitura da
resistência.
Desta forma, a leitura da resistência no
instrumento com bobinas cruzadas é obtida diretamente
através do quociente das correntes I e I x, ou seja, a
deflexão a do ponteiro é proporcional à razão I/I x.
Além dos terminais "line" (+) e "earth" (-), com
os quais se executa a medida de resistência, a maioria dos
megôhmetros possuem um cabo denominado " guard "
("guarda") acessível. Sua função é desviar do
quocientimetro as correntes que percorrem outras
resistências, as quais estejam intrinsecamente ligadas com
a resistência que se deseja medir.
Seja o caso, por exemplo, de se medir a
resistência entre os pontos  A e B na figura 4.
Figura 4 - Exemplo de aplicação do cabo " guard "
 Note-se que a resistência entre os pontos  A e  B
está em paralelo com a associação série das resistências  A
e C e C  e  B. Assim, com a colocação do cabo guarda em
C esta duas últimas resistências não seriam avaliadas.
A tensão nos terminais dos megôhmetros não
deveria ser menor que a tensão de serviço normal do
gerador, pois há o risco de que uma eventual falha não se
manifeste com os níveis mais reduzidos. No entanto, os
equipamentos comerciais apresentam, em geral, tensões
na faixa de 100 até 5000V, devido a dificuldade de se
construir um equipamento portátil que atenda os valores
de tensões exigidos.
Por outro lado, verifica-se que o uso do
megôhmetro com níveis reduzidos de tensões podem
mascarar resultados e, em sendo assim, os resultados
devem ser utilizados apenas como um valor referencial
 para comparações ao longo do tempo. Note-se que uma
diminuição significativa da resistência de isolamento, por 
exemplo, pode indicar uma imperfeição na isolação,
agravada pela presença de sujeira, umidade ou
contaminantes diversos e, ainda, determinar a
necessidade de seu recondicionamento através de
limpeza, secagem ou reparo parcial.
Ainda é necessário esclarecer que a medida de
resistência do isolamento é feita entre os enrolamentos e
entre estes e a massa. Desta forma, é conveniente
uniformizar o potencial de toda a bobina, curto-
circuitando os terminais.
Ressalta-se que os procedimentos e análises para
a medição da resistência de isolamento com qualquer tipo
de megôhmetro são os mesmos. Os mais modernos
apenas facilitam a execução do teste e diminuem as
incertezas relativamente aos manuais, onde há a
necessidade de se acionar a manivela sempre com
velocidade constante, o que pode acarretar erros.
Tais megôhmetros, na realidade, podem ser 
microprocessados e possuirem funções inteligentes para
facilitar o uso e aumentar a exatidão das medições.
Memória, detecção automática do melhor intervalo para
realizar a medição (auto-escala), descarga dos potenciais
armazenados, determinação automática dos índices de
 polarização e de absorção, realização automática do
ensaio de degraus de tensão, registro on-line dos valores
medidos em computador ou impressora, são funções que
estão presentes em diversos modelos. Além disto,
apresentam indicação do valor e da unidade de resistência
medida no seu display alfanumérico, indicação analógica
 por barras (bar-graph) e cronômetro interno.
3.0 - TIPOS DE TESTES
3.1 - Prova rápida da resistência de isolamento
É recomendada para comparações com medidas
no ato, aplica-se o aparelho de medida durante 60
segundos e, ao final deste tempo, anota-se a indicação,
embora o ponteiro ainda esteja defletindo.
 Note-se que, para executar comparações de
forma adequada, é necessário que haja a correção da
temperatura de ensaio a uma comum de referência,
conforme exposto à frente.
3.2 - Índice de absorção e polarização
O "índice de polarização" é uma avaliação da
variação da resistência do isolamento com o tempo de
aplicação de tensão, ou, em outras palavras, da maneira
que a corrente de absorção influencia na resistência do
isolamento.
Este índice é definido por (1), ou seja:
i
 R
 R
 p
i
i
=
10
1
(1)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
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Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 95
onde:
 Ri10  é a resistência de isolamento medida com a
aplicação do megôhmetro durante 10
minutos;
 Ri1  é a resistência de isolamento medida com a
aplicação do megôhmetro durante 1 minuto.
A resistência  Ri10  não precisa ser,
necessariamente, medida a 10 minutos e, sim, após o
 ponteiro do megôhmetro estabilizar. Entretanto, neste
caso, é conveniente esperar algum tempo para verificar se
esta situação se mantém.
Observe-se que a medição de  Ri10 é impraticável
com megôhmetros manuais. Assim, na obtenção do
índice de polarização deve ser usado equipamentos
eletrônicos ou motorizados.
Para os casos em que não é possível obter o
índice de polarização, é comum utilizar-se o " índice de
absorção”, o qual é a relação das resistências do
isolamento a 1 minuto e 30 segundos, ou seja:
i
 R
 R
a
i
i s
=
1
30
(2)
Os valores dos índices de polarização e absorção
 podem fornecer uma idéia das condições do isolamento.1.
Condições de
 Isolamento
 Índice de
 Absorção
 Índice de
 Polarização
Perigosa 2 > 4
Tabela 1 - Condições do isolamento em função dos
índices de absorção e polarização.
3.3 - Prova das duas tensões
Este é considerado um teste bastante conclusivo
sobre a presença de umidade no isolamento. Consiste em
se executar duas provas separadas de absorção dielétrica,
onde são aplicadas tensões diferentes. Na prova com
tensão elevada deve ser aplicada um nível, cerca de
quatro vezes superior ao de baixa tensão, mas os valores
devem ser tais que não danifiquem o isolamento. Pode-se
aplicar, por exemplo, 500 a 2500 V.
A diferença de 25% nas resistências obtidas é
uma indicação razoável da presença de umidade.
Uma avaliação derivada desta prova é o
denominado "índice de envelhecimento (ie)" definido por:
i
R 
R e
i V
min
i V
min
=
500
1
2500
1
(3)
Onde as resistências devem ser medidas entre o s
enrolamentos e a massa durante 1 minuto, primeiro
aplicando-se 500 V e, depois, 2500 V.
Os valores considerados adequados para o índice
serão:
0 85 1 25, ,≤ ≤ie
Valores superiores a 1,25 indicam um
envelhecimento da isolação.
4.0 - CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA
RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO
4.1 - Considerações gerais
Os valores da resistência de isolamento variam
sensivelmente dependendo do projeto do transformador,
dos materiais isolantes usados, da temperatura e de outros
fatores. Por uma simples medição sem valores de
referência, geralmente só se pode verificar se existem
falhas (curtos entre enrolamentos ou entre um
enrolamento e a massa) no isolamento.
Para se certificar se as partes isolantes
absorveram umidade, existem vários critérios, baseados
em fórmulas empíricas ou dados estatísticos. Os critérios
e a interpretação dos valores encontrados variam de
acordo com a prática e a experiência dos usuários do
gerador. Os critérios citados em seguida são considerados
como orientação genérica e os valores de referência neles
obtidos não representam valores limites absolutos, mas
sim de ordem de grandeza. Valores consideravelmente
mais baixos, desde que estáveis em relação a medidas
anteriores, em condições idênticas, não indicam
necessariamente irregularidades no isolamento, embora
seja aconselhável tentar elevar a resistência por secagem
do gerador.
Por outro lado, valores maiores do que os
obtidos pelos critérios dados a seguir, não representam
uma garantia quanto ao comportamento do isolamento se
os mesmos forem inferiores aos valores obtidos em
medições anteriores emcondições idênticas.
Desta forma, verifica-se que o valor absoluto da
resistência de isolamento não tem muito significado,
sendo boa prática a sua medição periódica e a
comparação com resultados anteriores, convertidos
sempre a uma mesma temperatura. Se forem constatadas
alterações, é provável que problemas estejam para
ocorrer.
4.2 – Critério I (NBR 7036/1981)
a) Para transformadores à temperatura de
operação de cerca de 60oC 
- para transformador em óleo:
Cerca de 1 MΩ por kV da classe de isolamento
- para transformador em ascarel:
Cerca de 0,2 MΩ por kV da classe de isolamento
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Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 96
b) Para transformadores à temperatura de operação de
cerca de 30oC 
- para transformador em óleo:
Cerca de 30 MΩ por kV da classe de isolamento
- para transformador em ascarel:
Cerca de 3 MΩ por kV da classe de isolamento
4.3 – Critério II
Os valores mínimos de resistência dos
transformadores imersos em líquido isolante são dados
 por:
 f 
 N S 
kE 
i R =75 (4)
 E  – Classe de isolamento do enrolamento de maior tensão
no momento da medição, em kV;
S  N  – potência nominal , em kVA;
 f  – freqüência, em Hz;
 Ri7 5 – resistência de isolamento, em MΩ; e,
k  – constante multiplicativa dada pela tabela 2.
Transformadores Monofásicos Trifásicos
Óleo 7,95 2,65
Ascarel 0,795 0,265
Tabela 2 – Valores da constante multiplicativa “k ”
4.4 - Correção de temperatura
A resistência de isolamento é fortemente afetada
 pela temperatura. Assim, é necessário referi-la a uma
mesma base para possibilitar eventuais comparações.
Para exemplificar este fato, apresenta-se na
figura 4 um exemplo de comportamento dos valores de
resistência de isolamento na temperatura em que foi
medida e em uma base comum.
Figura 5 - Comportamento da resistência de isolamento.
 Normalmente, adota-se 750 C como temperatura
 base ou de referência para os transformadores.
A correção pode ser realizada empregando-se a
expressão (5), ou seja:
a
eii  R R 275 ⋅=
θ 
(6)
Sendo:
 Ri40 - o valor de resistência de isolamento na temperatura
de referência;
 Riθ e - o valor de resistência de isolamento na temperatura
de ensaio (medida); e,
a dado por:
10
75−
=
θ 
a (7)
θ  é a temperatura de ensaio.
Por exemplo, supondo-se que a resistência de
isolamento medida em uma avaliação foi de 50 MΩ à
250C, tem-se que:
Ω=⋅=
−
 M  Ri 56,1250 10
7525
75 (8)
Os mesmos resultados serão encontrados
dividindo-se a resistência medida pelo fator de correção  f c
fornecido na figura 6, conforme a temperatura de ensaio,
ou seja:
0 ,1
1 ,0
1 0 ,0
10 0,0
0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0
Temperatura ( oC )
   F
  a
   t  o
  r
   d
  e
   C
  o
  r
  r
  e
  ç
   ã
  o
Figura 6 - Fatores de correção da resistência do
isolamento para temperaturas diferentes de 750 C.
Assim:
c
ei
i
 f 
 R
 R θ 
=75 (9)
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Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 97
5.0 - MEDIDA DA RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO
EM TRANSFORMADORES EM DOIS CIRCUITOS
5.1 – Considerações Gerais
Como citado anteriormente, os enrolamentos
deverão estar em um potencial uniforme e, assim, eles são
curto-circuitados. Desta forma, as resistências de
isolamento envolvidas em um transformador de dois
circuitos são aqueles representados esquematicamente na
figura 7.
Figura 7 – Representação das resistência de isolamento
em um transformador de dois circuitos.
 Na figura 7 tem-se:
 TS   – enrolamentos de tensão superior curto-
circuitados (buchas H1 , H2 , H3 );
 TI   – enrolamentos de tensão inferior curto-
circuitados (buchas X1 , X2 , X3 );
  RiHX   – resistência de isolamento entre os
enrolamentos de tensão superior e inferior; e,
  RiHC   – resistência de isolamento entre os
enrolamentos de tensão superior e carcaça (massa); e,
  RiXC   – resistência de isolamento entre os
enrolamentos de tensão inferior e carcaça (massa).
5.2 – Procedimento para a medida da resistência de
isolamento
a) Desenergizar o transformador;
 b) Desconectar os cabos externos;
c) Curto-circuitar as buchas de um mesmo
circuito;
d) Ajustar o megôhmetro segundo especificações
do equipamento utilizado;
e) Selecionar a tensão para teste, segundo a tabela
3.
Tensão do
Transformador 
Tensão de teste
até 220 V 500 V
220 a 4160 V 1000 V
4160 a 69000 V 2500 V
69000 a 230000 V 5000 V
Tabela 3 – Tensões recomendadas para medição da
resistência de isolamento
f) De forma que as leituras não sofram influências de
resistências em paralelo com a que se está avaliando,
deve-se utilizar do cabo "GUARDA". Assim, os
terminais do megôhmetro deve ser aplicado como
mostrado na tabela 4 e ilustrado nas figuras 9 e 10.
 Resistência Circuitos Conectados aos Terminais
 Entre Line Guard Earth
TS – TI TS Carcaça TI
TS – MASSA TS TI Carcaça
TI – MASSA TI TS Carcaça
Tabela 4 - Medidas das resistências de isolamento – 
transformador de dois circuitos.
a) Entre TS e TI
 b) Entre TS e Massa
c) Entre TI e Massa
Figura 8 - Medida de resistência do isolamento – 
transformador monofásico com dois circuitos.
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Capítulo 16: Resistência de Isolamento - 98
a) Entre TS e TI
 b) Entre TS e Massa
c) Entre TI e Massa
Figura 9 - Medida de resistência do isolamento – 
transformador trifásico com dois circuitos.
6.0 – CUIDADOS PRÁTICOS
a) Deve-se tomar cuidado para que os cabos do
megôhmetro não toquem em outras partes do
equipamento, ou se toquem, para evitar 
alteração na medida da resistência do
isolamento;
 b) A comparação dos valores de resistência do
isolamento e dos índices de polarização ou de
absorção com um ensaio anterior permite, na
mesma temperatura, verificar se houve alguma
alteração notável na isolação; além disso,
 permitem acompanhar o processo de secagem
do transformador;
c) Deve ser obtida a temperatura dos
enrolamentos, pelos motivos expostos
anteriormente;
d) Deve-se nivelar o megôhmetro;
e)  Nos megôhmetros manuais deve-se procurar 
manter invariável a rotação do cambito na
especificada pelo fabricante, para que a tensão
aplicada seja constante;
f)Deve-se sempre observar cuidadosamente o
 ponteiro do megôhmetro quando em operação.
Se há oscilação excessiva do ponteiro é
 provável que haja mau contato, fugas
intermitentes pela superfície do cabo de
ligação ou influência de circuitos energizados
nas proximidades;
g) Antes de começar a medição, aciona-se o
megôhmetro, “ sem executar qualquer contato
entre os terminais” e ajustar os ponteiro no
“infinito”, girando o botão de ajuste para tal
fim.
7.0 - CONCLUSÕES
O ensaio de resistência de isolamento não pode
ser considerado um critério exato de avaliação das
condições do sistema isolante e de sua capacidade
operativa, entretanto, os valores medidos podem ser 
usados como uma orientação sobre o seu estado,
 baseando-se na avaliação do histórico da máquina.
A sua degradação pode ser avaliada através de
 provas rápidas e do índice de polarização ao longo do
tempo. As possíveis causas devem ser investigadas e
eliminadas, para que não seja reduzida abruptamente a
sua vida útil.
 Note-se que, se um alto valor de resistência de
isolamento não garante que não existam imperfeições no
sistema isolante, as quais possam causar falhas durante a
energização. É recomendável que, antes da aplicação de
um ensaio de alto potencial ou liberação do equipamento
 para operação, seja analisado o histórico de testes para se
obter uma noção sobre suas condições operativas e evitar 
 problemas de maiores proporções.
Para que a análise se mostre eficiente é
necessárioque o histórico dos resultados dos ensaios de
resistência de isolamento seja registrado e usado em
comparações futuras, para observação da degradação do
isolamento, capacidade de operação e necessidade de
uma intervenção corretiva, caso seja observada uma
redução crítica em seus níveis.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
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Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 99
CAPÍTULO 17: FATOR DE POTÊNCIA DO
 ISOLAMENTO
“Para cada novo cadeado que se projeta, inventa-se um pé-de-cabra capaz de arrombá-lo” 
 Editorial da “Folha de São Paulo (25/03/2000)
RESUMO
Este texto analisa os aspectos conceituais
referente à medida do fator de potência do isolamento, os
 procedimentos para executá-la e avaliar os resultados
obtidos.
1.0 - INTRODUÇÃO
A medida do fator de potência do isolamento de
um transformador, em última análise, visa avaliar o
comportamento da corrente de fuga. Como citado
anteriormente, quanto menor for o seu valor, em melhor 
estado estará o isolamento.
Em relação aos valores desejáveis do fator de
 potência do isolamento, a Doble Engineering Company,
um dos maiores fabricantes mundiais de pontes para a sua
medição, elaborou uma estatística baseadas em ensaios de
transformadores, obtendo em:
a) 87% dos ensaios, um fator de potência de 1,5%
ou menos;
 b) 76% dos ensaios, um fator de potência de 1%
ou menos;
c) 52% dos ensaios, um fator de potência de 0,5%
ou menos.
Por outro lado, a norma “IEEE - 505”
recomenda que transformadores de transmissão e de
distribuição em óleo mineral, tenham fator de potência da
ordem de até 2%, se medidos à temperatura de 200ºC.
Observe-se, pelo exposto, que, na realidade, não
existe até o presente momento, uma relação de valores
limites que possam traduzir de imediato as condições
dielétricas de um transformador, sendo que cada um
 possui o seu fator de potência específico. Devido a este
fato, deve-se obter um primeiro fator de potência quando
da recepção do transformador e as demais medições
devem ser feitas periodicamente e comparadas com os
valores anteriores.
Conforme a NBR-5356/1981, o fator de potência
do isolamento deve ser medido pelo método do watt por 
volt-ampére, ou pelo método de ponte especial, entre os
terminais dos enrolamentos e entre estes e a terra. Este
ensaio deve preceder os ensaios dielétricos e pode ser 
repetido após os mesmos, para efeito de comparação com
os valores anteriormente obtidos.
Para a execução do ensaio o transformador deve
estar:
a) Com todas as buchas montadas;
 b) com todos os enrolamentos curto-circuitados;
c) com a temperatura do óleo e dos enrolamentos tão
 próximos quanto possível de 20ºC.
A medição deve ser feita com a freqüência de 60
Hz.
Quando utilizado o método do watt por volt-
ampére, a tensão aplicada deve ser:
a) entre 2,5 e 5 kV para enrolamentos de tensão
máxima do equipamento igual a 1,2 kV;
 b) entre 2,5 e 10 kV para enrolamentos de tensão
máxima do equipamento superior a 1,2 kV.
As pontes especiais, entretanto, são mais
empregadas em termos práticos, especificamente a
denominada  ponte Doble. Observe-se que este termo
tomou-se sinônimo de equipamentos de campo para a
medição do fator de potência do isolamento, apesar de
existirem outros fabricantes diferentes da Doble
Engineering Company. A figura 1 mostra uma vista de
um equipamento como este.
Figura 1 - Ponte para a medição do fator de potência
( Nansen)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
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Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 100
2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE A PONTE DOBLE
2.1 - Generalidades
Para avaliações de transformadores foram, e
ainda o são, utilizadas três tipos de  pontes Doble, ou seja,
 MEU-2500 V,MH-10.000 V e MHM-10.000V.
O primeiro pode ser utilizado em qualquer 
equipamento elétrico cujo isolamento suporte pelo menos
2500 V, que é a tensão por ele aplicada ao espécime de
ensaio. O segundo e o terceiro, cuja tensão aplicada é de
10.000V, são utilizados em equipamentos de grande
 porte, com tensões acima de 138 kV.
Observa-se que, na atualidade, a Doble e outros
fabricantes modernizaram sua linha de produtos. O
equipamento que avalia as condições do isolamento é o
de código M4000. Permite as medidas de tensão, corrente
 para cargas resistivas, indutivas e capacitivas, perdas
dielétricas, fator de potência do isolamento e tangente
delta, capacitância, indutância e resitencia. Além disto,
 permite automação e análise de resultados com programa
compatível com o Windows. A figura 2 mostra uma vista
deste equipamento.
Figura 2 – Doble M4000 (Doble)
Este item, entretanto, analisa a ponte  Doble -
 MEU 2500 V  por ser a mais empregada por usuários de
transformadores.
2.2 - Princípio de Funcionamento
A figura 3 mostra o circuito básico do  Doble – 
 MEU 2500 V.
Figura 3 - Circuito básico da ponte  Doble - MEU 2500 V 
 Na figura 2 tem-se:
a) C, é um capacitor padrão próprio do
instrumento, a ar, colocado em série com o
resistor  R, sobre o qual, o cursor K pode ser 
deslocado;
 b)  R. é um resistor padrão, fixo, do instrumento;
c) V é um voltímetro graduado diretamente em
mVA e mW, de 0 a 100, acoplado a um
amplificador, que pode ser ligado em A ou B;
d) C e  R X  representam a capacitância e a
resistência de fuga do espécime sob ensaio (no
caso, entre os enrolamentos de alta e baixa
tensão e carcaça de um transformador).
A chave de comutação pode conectar o
voltímetro V nos terminais  A e depois em  B e, desta
forma, tem-se:
a) Quando V é conectado em  A, fica submetido à
diferença de potencial  RS  J t  , sendo, portanto, a
sua indicação proporcional à  I t  , uma vez que
 RS  é fixa. A leitura será na escala graduada em
mVA,  pois corresponde à corrente total que
 percorre o espécime;
 b) Quando V é conectado em  B, a tensão nesta
 posição é proporcional à componente ativa  I r  ,
devendo, portanto, a leitura ser feita na escala
graduada em mW .
O fator de potência do isolamento (cosϕ ) é dado,
em valores porcentuais, por:
100
mVA
mW 
cos =ϕ (1)
2.3 - Painel e funções
A figura 4 na próxima página mostra um esboço
do painel do MEU 2500 V, onde se tem as seguintes
funções para as diversas chaves e botões:
a) Voltage:  permite o ajuste da tensão de ensaio
entre 0 e 2500V, sendo estes valores lidos no
kilovoltímetro;
 b)  Selector :  possui três posições, ou seja,
“CHECK ”, “ MVA” e “ MW ”.
Se a chave encontra-se na posição “CHECK ”,
 permite o ajuste da indicação do medidor de
milivoltampere e miliwatts, multiplicado pela constante
100, com o auxilio do controle “ METER ADJ ”.
Se a chave estiver na posição “ MW’  , deve-se ler 
o indicador e multiplicar pela constante indicada pelo
respectivo dial na faixa indicada pelo botão “ RANGE ”.
A leitura fornece os miliwatts absorvidos pelo
isolamento.
MANUTENÇÃ O E OPERAÇÃ O DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
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Capítul o 17: Fator de Potência do I solamento - 101
Figura 4 – Painel da Ponte Doble MEU 2500V
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
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Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 102
Se a chave estiver na posição “ MVA”, tem-se
uma situação análoga a da posição “ MW ”. A leitura
indica os milivoltamperes absorvidos pelo isolamento.
Observe-se que a Doble utiliza-se o prefixo “ M ”
como mili e não mega, como normalizado.
c)  Range: o botão “ RANGE ”  possui três posições, as
quais fornecerão os valores das constantes de
multiplicação para as leituras dos miliwatts e
milivoltamperes, conforme mostrado na tabela 1.
 POSIÇÃO DA CHAVE MVA OU MW 
 POSIÇÃO
 MULTIPLICARLEITURA POR
HIGH 2000 1000 200 100 20
MED 200 100 20 10 2
LOW 20 10 2 1 0,2
Tabela 1 - Constantes de multiplicação
d)  LV Switch: seleciona as posições “GROUND”
“GUARD”, “UST ”, conforme o ensaio a ser realizado.
A figura 5 ilustra o emprego da chave:
Figura 5 - Circuito de chave “LV Switch”
 No esquema da figura 5, tem-se:
− Chave na posição “GROUND”: mede-se a isolação
 AT/BT  + AT/TERRA;
− Chave na posição “GUARD”: mede-se a isolação
 AT/TERRA.
− Chave na posição “UST ” (Ungrounded Specimen
Test): mede-se a isolação AT/BT ;
e)  POLAR1TY : determina o sinal positivo ou
negativo das leituras de mW e mVA;
f)  RW SWITCH :  permite fazer leituras com as
chaves nas duas posições, tomando-se a média
aritmética das mesmas;
g)  MW adj : sua função é ajustar o ponteiro
indicador de mW na posição do valor mínimo.
O botão possui um mostrador, cuja leitura
multiplicada pelo valor “K” fornece a
capacitância do espécime sob teste em
 picofarads (pF).
2.4 - Cabos
A ponte DOBLE é fornecida com condutores
apropriados para conectá-la ao equipamento sob ensaio,
ou seja:
a) o cabo de alta tensão (HV) é um cabo coaxial
especial, com extremidade em forma de
gancho para contado com a parte ativa do
equipamento;
 b) o cabo de baixa tensão (LV): é um cabo
simples;
c) o de aterramento (G) é uma cordoalha de fios
de cobre que conecta a carcaça do instrumento
ao neutro do circuito de alimentação e também
à carcaça do equipamento.
3.0 - PROCEDIMENTOS PARA MEDIÇOES COM A
PONTE DOBLE
Para a medição do fator de potência deve ser 
respeitado o seguinte procedimento
a) Isolar o transformador das barras energizadas;
 b) Desconectar todos os cabos externos dos
terminais das buchas e afastá-los das mesmas;
c) Desconectar os cabos de aterramento de cada
enrolamento;
d) Sendo o transformador monofásico, curto-
circuitar cada enrolamento em seus terminais;
e) Sendo transformador trifásico, curto-circuitar 
todos os terminais de um mesmo enrolamento;
e) Aterrar o tanque;
g) Aterrar o instrumento por intermédio do
terminal do aterramento situado na parte
externa da caixa:
h) Colocar o plugue do cabo de ligação à fonte de
alimentação com 110 V, 60 Hz, no
receptáculo, situado na parte externa da caixa;
i) Colocar o plugue do cabo de extensão do
interruptor de segurança no receptáculo
correspondente, do lado esquerdo da parte
externa da caixa;
 j) Colocar o plugue do cabo de alta tensão (HV)
no receptáculo, do lado direito da caixa, e o
gancho no terminal do espécime a ser testado;
Para executar os ensaios, o procedimento é o que segue:
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
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Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 103
a) Colocar o botão VOLTAGE  de controle da
tensão na posição zero, girando-o, totalmente,
no sentido anti-horário;
 b) Ligar o cabo de alimentação à fonte de 110 V,
60 Hz;
c) Colocar o interruptor geral na posição fechada
(ON). A lâmpada de cor verde deve acender;
d) Colocar a chave seletora (  SELECTOR ) na
 posição CHECK ;
e) Colocar a chave RANGE na posição HIGH;
f) Colocar a chave seletora da constante de mVA
na posição 2000 (a mais alta);
g) Colocar a chave seletora da constante mW na
 posição 2000 (a mais alta);
h) Colocar a chave  LV SWITCH  na posição
GROUND, ou GUARD, ou UST, conforme o
tipo de ensaio a ser realizado;
i) Colocar a chave de reversão REV SWITCH na
 posição à direita ou à esquerda. A posição
central 0FF é desligada;
 j) Apertar o botão interruptor de segurança. O
relé deve-se fechar e a lâmpada verde, apagar-
se. Se não for ouvido o ruído de operação do
relé e a lâmpada verde não apagar, conectar o
capacitor de terra ao circuito de alimentação da
seguinte forma: desconectar o cabo de
alimentação da fonte; ligar à terra o condutor 
de aterramento do capacitor; e colocar o
 plugue do cabo de alimentação no receptáculo
do capacitor e o plugue deste no receptáculo da
fonte;
k) Apertar novamente o botão do interruptor de
segurança. A lâmpada verde deverá apagar-se
e a vermelha, acender ao mesmo tempo que se
ouvirá o ruído de fechamento do relé. Girar o
 botão VOLTAGE até obter a tensão desejada.
A tensão lida no voltímetro é a tensão aplicada
ao transformador sob teste. O instrumento não
se presta para testes com tensão abaixo de 1,25
kV. Se o interruptor geral abrir com uma
tensão inferior a esse valor, o teste não poderá
ser realizado. Se o interruptor abrir com uma
tensão entre 1,25 e 2,5 kV, o teste poderá ser 
realizado conforme as instruções especificas
 para esses casos;
1) Com a chave SELECTOR na posição CHECK,
e a tensão ajustada para o valor desejado (2,5
kV, por exemplo); girar o botão  METER ADJ 
até que o ponteiro indicador (de mW ou mVA)
ocupe a posição 100;
m) Mudar a posição da chave  SELECTOR para a
 posição mVA. A chave  RANGE  deverá ser 
colocada numa posição tal que permita o
desvio máximo do ponteiro. Por exemplo, se a
chave  RANGE estiver na posição  HIGH e a
leitura for menor que dez divisões mudá-la
 para a posição  LOW. A chave das constantes
de medição deve ser colocada numa posição tal
que permita ao ponteiro um desvio para além
da metade da escala e o mais próximo possível
do fim da mesma. Anotar o valor indicado;
n) Mudar a chave  REV SWITCH  de posição e
fazer nova leitura. Os valores lidos nas duas
 posições da chave  REV SWITCH  serão
anotados na ficha de registro de ensaios, assim
como a média algébrica, que é o valor final a
ser considerado. Toma-se a média das leituras
 porque o instrumento pode ficar exposto a
campos eletrostáticos que influem no resultado
da medição. Ao se mudar a chave VER
 SWITCH de posição, há a inversão do sentido
da corrente na bobina móvel do instrumento
indicador. Tomar o valor médio algébrico das
duas leituras como resultado final da medição.
A chave seletora das constantes de medição
deve permanecer na mesma posição durante as
leituras;
o) Colocar a chave  SELECTOR na posição mW.
Girar o botão  MW ADJ  até que o ponteiro
indique o menor valor, que deve ser anotado.
Com a chave  RANGE  na mesma posição,
colocar a chave das constantes de
multiplicação em posições correspondentes a
valores menores, para se obter o menor valor 
indicada. Cada vez que a chave das constantes
de multiplicação é mudada de posição, o botão
 MW ADJ  deve ser girado para se obter a
deflexão mínima. A leitura deve abranger meia
divisão da escala.
 p) Mudar a posição da  REV SWITCH  e a nova
leitura deve ser feita. Anotar na folha de
registro de ensaios os valores lidos nas duas
 posições da chave REV SWITCH , assim como
seu valor médio algébrico;
q) Ler o valor indicado no mostrador ciclométrico
do botão do potenciômetro  MW ADJ . Este
valor multiplicado pela constante
correspondente à posição da chave  RANGE dá
o valor da capacitância do espécime. Esta
leitura é feita logo após as leituras de mW;
Deve-se observar que é possível que uma das
leituras tenha valor negativo. Para se saber se tal fato
ocorreu, procede-se da seguinte forma: quando a medição
é de mW, girar lentamente o botão  POLARITY até que o
 ponteiro comece a se movimentar. Se o ponteiro iniciar 
seu movimento em direção ao valor zero da escala, o
valor da leitura é positivo. Se, pelo contrário, seu
movimento inicial é em direção ao valor 100 da escala, o
valor lido é negativo. Para o cálculo, somar os valores de
sinal positivo e subtrai-los quando um deles for negativo,
dividindo o resultado por 2.
Terminada a medição, desativar o instrumento
da seguinte maneira:
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspectos e Ensaios do Sistema de Isolamento
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 17: Fator de Potência do Isolamento - 104
a) Colocar a chave  SELECTOR na posição
CHECK;
 b) Reduzir a tensão a zero, girando o botão
VOLTAGE  , totalmente, no sentido anti-
horário;
c) Desapertar os botões dos interruptores de
segurança;d) Colocar as chaves de  MVA ,  MW e  RANGE na
 posição correspondente ao valor máximo;
e) Colocar o interruptor geral na posição desligada
e retirar o plugue do receptáculo de 110 V;
f) Só então poderão ser recolhidos os cabos de
conexões.
4.0 - MEDIÇÕES EM TRANSFORMADORES DE DOIS
CIRCUITOS
A medição do fator de potência do isolamento
em transformadores com dois circuitos segue o
 procedimento relatado anteriormente.
As isolações envolvidas neste tipo de
transformadores são esquematicamente mostradas na
figura 6.
Figura 6 - Representação esquemática do isolamento -
transformadores de dois enrolamentos.
 Na figura 6, tem-se:
a) C  A - isolação entre o enrolamento de TS e
carcaça;
 b) C  B - idem, para TI e carcaça;
c) C C - idem, para TS e TI.
As ligações devem ser feitas conforme mostra a
tabela 2.
 Etapas
 Ensaio
 Nº 
Cabo
 HV em
Cabo
 LV em
Chave
 LV 
 Isolação
01 TS TI Ground CA+CAB
02 TS TI Guard CAPrimeira
03 TS TI UST CAB
01 TI TS Ground CB+CBA
02 TI TS Guard CBSegunda
03 TI TS UST CBA
Tabela 2 - Ligações do Doble em transformadores de dois
enrolamentos
5.0 - CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA
Como em cada ensaio há duas leituras para
obter-se os milivoltamperes e duas leituras para obter-se
os miliwatts, correspondentes as leitura nas duas posições
da chave reversora (  REV SWITCH  ), é necessário
calcular-se a média, ou seja:
2
mVAmVA
mVA 21 += (2)
e
2
mW mW 
mW  21 += (3)
Onde:
mVA, mVA1 e mVA2 - são os valores médio, primeira e
segunda leituras da chave mVA;
mW, mW 1 e mW 2 - são os valores médio, primeira e
segunda leituras da chave mW.
Com tais valores, calcula-se o fator de potência
com a expressão (1).
 Naturalmente, os ensaios devem ser realizados
sempre em condições as mais próximas possíveis do
último ensaio e, assim, tornar viável a comparação dos
resultados sem correções de temperatura.
Por outro lado, a fim de conseguir valores
referidos a uma mesma temperatura, quando se utiliza a
 ponte Doble, devem ser feitas correções.
Para determinar o fator de potência corrigido a
20º C, utiliza-se a expressão:
θθ ϕ=ϕ cos f cos C 20 (4)
onde:
cos ϕ 20 - fator de potência a 20º C;
cos ϕ θ   - fator de potência medido à temperatura de
ensaio;
 f cθ   - fator de correção de temperatura dado na tabela 3,
em função do tipo de tanque do transformador, ou seja:
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
 Parte IV: Aspec Parte IV: Aspectos e Ensaios tos e Ensaios do Sistema ddo Sistema de Isolamentoe Isolamento
 ___________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________ ___________ 
Capítulo Capítulo 17: 17: Fator Fator de de Potência Potência do do Isolamento Isolamento -- 105105
a)a) TransfoTransformadormador cor com m conservconservador: ador: curvacurva
clientes daclientes da DOBLE  DOBLE ;;
 b) b) Transformadores selados: curvaTransformadores selados: curva IEEE  IEEE ;;
c)c) Transformadores com respiradouro: curvaTransformadores com respiradouro: curva
 DOBLE  DOBLE ..
TemperaturaTemperatura
(ºC)(ºC)
 Doble Doble IEEE IEEE 
Cliente daCliente da
 Doble Doble
2200 11,,0000 11,,0000 ((11,,0000))
2211 00,,9966 00,,9988 11,,0000
2222 00,,9911 00,,9966 00,,9999
2233 00,,8877 00,,9944 00,,9999
2244 00,,8833 00,,9922 00,,9988
2255 00,,7799 00,,9900 00,,9966
2266 00,,7766 00,,8888 00,,9977
2277 00,,7733 00,,8866 00,,9977
2288 00,,7700 00,,8844 00,,9966
2299 00,,6677 00,,8822 00,,9955
3300 00,,6633 00,,8800 00,,9955
3311 00,,6600 00,,7788 00,,9944
3322 00,,5588 00,,7766 00,,9944
3333 00,,5566 00,,7755 00,,9933
3344 00,,5533 00,,7733 00,,9933
3355 00,,5511 00,,7711 00,,9922
3366 00,,4499 00,,7700 00,,9911
3377 00,,4477 00,,6699 00,,9911
3388 00,,4455 00,,6677 00,,9900
3399 00,,4444 00,,6666 00,,8899
4400 00..4422 00,,6655 00,,8899
4411 00,,4400 00,,6633 00,,8888
4422 00,,3388 00,,6622 00..8877
4433 00,,3377 00,,6600 00,,8866
4444 00,,3366 00,,5599 00,,8866
4455 00,,3344 00,,5577 00,,8855
4466 00..3333 00,,5566 00,,8844
4477 00,,3311 00,,5555 00,,8811
4488 00,,3300 00,,5544 00,,8833
4499 00,,2299 00,,5522 00,,8822
5500 00,,2288 00,,5511 00,,8811
5522 00,,2266 00,,4499 00,,7799
5544 00,,2233 00,,4477 00,,7777
5566 00,,2211 00,,4455 00,,7755
5588 00,,1199 00,,4433 00,,7722
6600 00,,1177 00,,4411 00,,7700
6622 00..1166 00,,4400 00,,6677
6644 00,,1155 00,,3388 00,,6655
6666 00..1144 00,,3366 00,,6622
6688 00,,1133 00,,3355 00,,5599
7700 00..1122 00,,3333 00,,5555
7722 00,,1122 00,,3322
7744 00..1111 00,,3311
7766 00,,1100 00,,3300
7788 00,,0099 00,,2288
8800 00,,0099 00,,2277
Tabela 3 - Fatores de correção de temperatura – PonteTabela 3 - Fatores de correção de temperatura – Ponte
DobleDoble
6.0 - 6.0 - CONCLUSÕESCONCLUSÕES
Em relação aos ensaios, deve-se observar que:Em relação aos ensaios, deve-se observar que:
a)a) Após ser executado um determinado ensaio,Após ser executado um determinado ensaio,
desligar o instrumento (Doble) e aterrar odesligar o instrumento (Doble) e aterrar o
equipamento sob ensaio;equipamento sob ensaio;
 b) b)  Nunca  Nunca proceder proceder a a mudança mudança da da posição posição dasdas
chaves de baixa tensãochaves de baixa tensão ( (  LV LV  SWITCH  SWITCH  ) ) e e dada
ReversoraReversora (REV SWITCH (REV SWITCH  ) ) com instrumentocom instrumento
de ensaio ligado;de ensaio ligado;
 Novamente,  Novamente, insiste-se insiste-se no no fato fato de de que que o o valor valor 
absoluto obtido, não possui muito significado, devendoabsoluto obtido, não possui muito significado, devendo
ser feitas comparações com resultados anteriores.ser feitas comparações com resultados anteriores.
 PARTE V: FLUÍDOS DIELÉTRICOS E  PARTE V: FLUÍDOS DIELÉTRICOS E 
 REFRIGERANTES (ÓLEOS) REFRIGERANTES (ÓLEOS)
 MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO
 DE TRANSFORMADORES  DE TRANSFORMADORES 
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
 Parte V: Fluídos Dielétricos e Refrigerantes (Óleos) Parte V: Fluídos Dielétricos e Refrigerantes (Óleos)
 ___________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________ ___________ 
Capítulo Capítulo 18: 18: Tipos Tipos de de Fluídos Fluídos Dielétricos Dielétricos e e Refrigerantes Refrigerantes -- 107107
CAPÍTULO 18: TIPOS DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS CAPÍTULO 18: TIPOS DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS 
 E REFRIGER E REFRIGERANTES ANTES 
"A verdade alivia mais do que machuca. E estará sempre acima de qualquer "A verdade alivia mais do que machuca. E estará sempre acima de qualquer 
 falsidade como o ó falsidade como o óleo sobre a água.leo sobre a água.” ” 
Miguel de CervantesMiguel de Cervantes
RESUMORESUMO
Este texto analisa algumas das característicasEste texto analisa algumas das características
dos vários fluídos utilizados em transformadores,dos vários fluídos utilizados em transformadores,
relacionando-se as principais vantagens e desvantagensrelacionando-se as principais vantagens e desvantagens
do uso de cada um dos tipos.do uso de cada um dos tipos.
1.0 - 1.0 - INTRODUÇÃINTRODUÇÃOO
Os tipos de óleos mais utilizados são os mineraisOs tipos de óleos mais utilizados são os minerais
e os sintéticos,e os sintéticos,  já já que os animais e vegetais alteramque os animais e vegetais alteram
facilmente as suas características físico-químicas emfacilmente as suas características físico-químicas em
 presença  presença das das tensões tensões e e potências potências dos dos transformadorestransformadores
modernos.modernos.
Os óleos minerais são derivados do petróleo. Por Os óleos minerais são derivados do petróleo. Por 
outro lado, os sintéticos apresentam várias origens, sendooutro lado, os sintéticos apresentam várias origens, sendo
os ascaréis, os fluídos de silicone e o fluído RTEmp osos ascaréis, os fluídos de silicone e o fluído RTEmp os
mais utilizados.mais utilizados.
2.0 - ÓLEOS MINERAIS2.04.0 – 4.0 – OBTENÇÃO DOS RESULTADOSOBTENÇÃO DOS RESULTADOS .......................................................................................................................................................59...................59
4.1 4.1 – – Transformadores MonofásicosTransformadores Monofásicos .............................................................................................................................................................................59.......59
4.2 – Transformadores trifásicos com conexão estrela sem neutro acessível4.2 – Transformadores trifásicos com conexão estrela sem neutro acessível ..............................................60..........60
4.3 – Transformadores trifásicos com conexão estrela com 4.3 – Transformadores trifásicos com conexão estrela com neutro acessível............................60neutro acessível............................60
4.4 – 4.4 – Conexão em Conexão em deltadelta ..........................................................................................................................................................................................................60..................60
4.5 – 4.5 – Conexão em Conexão em zig-zagzig-zag .......................................................................................................................................................................................................60.............60
5.0 – 5.0 – CUIDADOS PRÁTICOS CUIDADOS PRÁTICOS E OBSERVAÇÕES....................................E OBSERVAÇÕES............................................................................................60..........60
7.0 7.0 – – EQUIPAMENTOS NECESSÁRIOSEQUIPAMENTOS NECESSÁRIOS.........................................................................................................................................................61...............61
8.0 8.0 – – CONSIDERAÇÕES FINAISCONSIDERAÇÕES FINAIS ..............................................................................................................................................................................................61..61
CAPÍTULO 11: POLARIDADE CAPÍTULO 11: POLARIDADE E DEFASAMENTO E DEFASAMENTO ANGULAR..................................ANGULAR.................................................62...............62
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................62.....................62
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................62...62
2.0 - 2.0 - POLARIDADE DE POLARIDADE DE UM UM TRANSFORMADOR...TRANSFORMADOR..................................................................................................................62...................62
3.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A3.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A
DETERMINAÇÃO DETERMINAÇÃO DA DA POLARIDADE........................POLARIDADE..................................................................................................................................63....................63
4.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE CONEXÕES DOS ENROLAMENTOS E DEFASAMENTO4.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE CONEXÕES DOS ENROLAMENTOS E DEFASAMENTO
ANGULAR ANGULAR ...................................................................................................................................................................................................................................................63.....................63
5.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A5.0 - MÉTODO DO GOLPE INDUTIVO COM CORRENTE CONTÍNUA PARA A
DETERMINAÇÃO DO DETERMINAÇÃO DO DEFASAMENTO ANGULARDEFASAMENTO ANGULAR........................................................................................................64....................64
REFERÊNCIAS REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICASBIBLIOGRÁFICAS................................................................................................................................................................65......................65
CAPÍTULO 12: MEDIÇÃO CAPÍTULO 12: MEDIÇÃO DA RELAÇÃO DE DA RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO................TRANSFORMAÇÃO................................................................66..66
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................66.....................66
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................66...66
2.0 – RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO – TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS2.0 – RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO – TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS.......66.......66
3.0 – 3.0 – RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO TRANSFORMADORES TRIFÂSICOS................67RELAÇÃO DE TRANSFORMAÇÃO TRANSFORMADORES TRIFÂSICOS................67
4.0 - DETERMINAÇÃO DA 4.0 - DETERMINAÇÃO DA RELAÇÃO DE TENSOESRELAÇÃO DE TENSOES ....................................................................................................68....................68
5.0 - 5.0 - MÉTODO DMÉTODO DO O VOLTÏMETRO.............................VOLTÏMETRO........................................................................................................................................68.....................68
6.0 - 6.0 - DIAGRAMAS FASORIAIS E O DIAGRAMAS FASORIAIS E O TTRTTR...................................................................................................................................................69.................69
7.0 - 7.0 - DIAGRAMA FASORIAL E DIAGRAMA FASORIAL E DEFASAMENTO ANGULAR ...............DEFASAMENTO ANGULAR ..................................................................71...........71
8.0 - 8.0 - DEFASAMENTO ANGULAR E DEFASAMENTO ANGULAR E O TTR O TTR ..............................................................................................................................................71............71
8.1 - 8.1 - Transformador com neutro Transformador com neutro acessívelacessível ..............................................................................................................................................71....................71
8.2 - 8.2 - Transformadores com conexão DdTransformadores com conexão Dd ...................................................................................................................................................71.....................71
8.3 - 8.3 - Transformadores sem Neutro AcessívelTransformadores sem Neutro Acessível ........................................................................................................................................71................71
9.0 - 9.0 - MÉTODO DO MÉTODO DO VOLTÍMETRO E O VOLTÍMETRO E O TTRTTR.........................................................................................................................................74.................74
10.0 10.0 - - CONCLUSÕES CONCLUSÕES ...............................................................................................................................................................................................................................74.......74
MANUTENÇÃO MANUTENÇÃO E E OPERAÇÃO OPERAÇÃO DE DE 
  TRANSFORMADORES   TRANSFORMADORES 
CAPÍTULO 13: PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TCAPÍTULO 13: PERDAS, CORRENTES DE EXCITAÇÃO E TENSÃO DE CURTO-CIRCUITOENSÃO DE CURTO-CIRCUITO
.....................................................................................................................................................................................................................................................................................................75...................75- ÓLEOS MINERAIS
Os óleos minerais são obtidos através deOs óleos minerais são obtidos através de
 processos  processos de de refinação refinação e e extração extração adequados adequados a a partir partir dede
determinadas frações de destilação do petróleo natural.determinadas frações de destilação do petróleo natural.
Ignorando impurezas ou traços de aditivos especiais, sãoIgnorando impurezas ou traços de aditivos especiais, são
exclusivamente constituídos por hidrocarbonetos, osexclusivamente constituídos por hidrocarbonetos, os
quais, de acordo com a sua origem, apresentam estruturasquais, de acordo com a sua origem, apresentam estruturas
moleculares diferentes. Isto pode resultar em variações demoleculares diferentes. Isto pode resultar em variações de
suas propriedades.suas propriedades.
Existem dois tipos de óleos minerais, ou seja, osExistem dois tipos de óleos minerais, ou seja, os
 parafínicos parafínicos ee naftênicos,naftênicos, sendo estes os mais utilizadossendo estes os mais utilizados
na atualidade.na atualidade.
Por outro lado, sabe-se que apenas 15% dasPor outro lado, sabe-se que apenas 15% das
reservas mundiais conhecidas de petróleo bruto possuemreservas mundiais conhecidas de petróleo bruto possuem
 base  base naftênica. naftênica. Tal Tal fato fato levou levou diversos diversos países países aa
desenvolverem estudos e processos para a obtenção dedesenvolverem estudos e processos para a obtenção de
óleos com base parafínica, incluindo o Brasil.óleos com base parafínica, incluindo o Brasil.
Deve-se ressaltar que, no passado, estes foramDeve-se ressaltar que, no passado, estes foram
inicialmente os óleos minerais utilizados eminicialmente os óleos minerais utilizados em
equipamentos elétricos, sendo abandonados em favor doequipamentos elétricos, sendo abandonados em favor do
naftênico devido às suas limitações de elevação denaftênico devido às suas limitações de elevação de
temperatura e nível de isolamento admissíveis. Notemperatura e nível de isolamento admissíveis. No
 presente,  presente, há há indicações indicações que que o o óleo óleo parafínico parafínico poderá poderá sese
tornar o substituto dos óleos de base naftênicas.tornar o substituto dos óleos de base naftênicas.
 Neste  Neste contexto, contexto, e e considerando-se considerando-se a a absolutaabsoluta
dependência brasileira de fornecedores externos, adependência brasileira de fornecedores externos, a
Petrobrás desenvolveu um óleo isolante nacional de basePetrobrás desenvolveu um óleo isolante nacional de base
 parafínica, denominado parafínica, denominado AV10 AV10,, aplicáveis a equipamentosaplicáveis a equipamentos
de classe de isolante de até 34,5 kV. Na atualidade,de classe de isolante de até 34,5 kV. Na atualidade,
encontra-se em fase de testes a sua aplicação para tensõesencontra-se em fase de testes a sua aplicação para tensões
da ordem de 138 kV.da ordem de 138 kV.
a)a) Tipo A (naftênico):Tipo A (naftênico): são aqueles empregadossão aqueles empregados
 para tensão máxima do equipamento superior a para tensão máxima do equipamento superior a
34,5 kV;34,5 kV;
 b) b) Tipo B (parafínico):Tipo B (parafínico): são aqueles empregadossão aqueles empregados
 para  para tensão tensão máxima máxima igual igual ou ou inferior inferior a a 34,534,5
kV.kV.
De uma maneira geral, os óleos mineraisDe uma maneira geral, os óleos minerais
diferenciam-se pela qualidade relativa de compostos, oudiferenciam-se pela qualidade relativa de compostos, ou
seja, possuem os mesmos tipos de compostos variando-seseja, possuem os mesmos tipos de compostos variando-se
apenas sua composição relativa. Desta forma, a definiçãoapenas sua composição relativa. Desta forma, a definição
exata do tipo do óleo só é possível através do óleo cru deexata do tipo do óleo só é possível através do óleo cru de
origem.origem.
Em relação aos óleos minerais tem-se que,Em relação aos óleos minerais tem-se que,
quando entram em contato com o oxigênio do ar, sequando entram em contato com o oxigênio do ar, se
oxidam, formando borras. Por outro lado, observa-se queoxidam, formando borras. Por outro lado, observa-se que
a concentração de oxigênio no óleo, aumenta o risco dea concentração de oxigênio no óleo, aumenta o risco de
explosões no caso de um arco acidental. Pelo exposto, éexplosões no caso de um arco acidental. Pelo exposto, é
interessante que os óleos contenham algum tipo deinteressante que os óleos contenham algum tipo de
inibidor de oxidação.inibidor de oxidação.
 Nos  Nos processos processos normais normais de de refinação refinação há há oo
surgimento de pequenas quantidades de compostossurgimento de pequenas quantidades de compostos
químicos que exercem naturalmente a químicos que exercem naturalmente a função citada.função citada.
Com o passar do tempo, entretanto, estesCom o passar do tempo, entretanto, estes
 produtos são  produtos são consumidos, resultando consumidos, resultando em em um aum aumento umento dada
velocidade de deterioração e oxidação do óleovelocidade de deterioração e oxidação do óleo
Ressalta-se que, mesmo com o tratamento doRessalta-se que, mesmo com o tratamento do
óleo os processos aplicados não permitem oóleo os processos aplicados não permitem o
restabelecimento das propriedades inibidoras.restabelecimento das propriedades inibidoras.
Em sendo assim, surgiram inibidores sintéticosEm sendo assim, surgiram inibidores sintéticos
de oxidação, sendo ode oxidação, sendo o  DBPC DBPC o que apresenta melhoreso que apresenta melhores
resultados. Oresultados. O  DBPC DBPC possui vários nomes  possui vários nomes comerciais, taiscomerciais, tais
comocomo Ionol, Topanol e Vianol. Ionol, Topanol e Vianol.
Os óleos minerais são sempre miscíveis, porémOs óleos minerais são sempre miscíveis, porém
nem sempre compatíveis em relação ao seu desempenhonem sempre compatíveis em relação ao seu desempenho
em serviço.em serviço.
A operação de completar o nível de óleo deve,A operação de completar o nível de óleo deve,
em equipamento, ser feita preferencialmente com óleoem equipamento, ser feita preferencialmente com óleo
isolante novo do tipoisolante novo do tipo  A A ouou  B, B, conforme o caso.conforme o caso.
Entretanto, em nenhuma situação, as propriedades doEntretanto, em nenhuma situação, as propriedades do
óleo adicionado devem ser inferiores àquelas do óleo doóleo adicionado devem ser inferiores àquelas do óleo do
equipamento.equipamento.
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte V: Fluídos Dielétricos e Refrigerantes (Óleos)
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 18: Tipos de Fluídos Dielétricos e Refrigerantes - 108
Óleos novos do mesmo tipo e não contendo
aditivos são considerados compatíveis com qualquer 
outro óleo e podem ser misturados, em qualquer 
 proporção.
A prática indica que normalmente nenhum
 problema é encontrado quando óleo novo é adicionado
em pequena percentagem (menos que 5%), a óleos
usados. Entretanto, uma adição maior que 5% a um óleo
altamente envelhecido pode causar a precipitação de
 borra.
 No entanto, quando grandes quantidades de
óleos usados ou de novos e usados vão ser misturados, é
recomendável realizar ensaios em laboratórios para
determinar se as propriedades de mistura dos óleos são
ainda satisfatórias. Ensaios de compatibilidade são
 particularmente importantes no caso de óleos inibidos.
As características principais, incluindo
estabilidade à oxidação, são determinadas na mistura dos
óleos. A proporção dessa mistura deve ser a mesma que a
encontrada na prática ou, se isso não for conhecido, deve
se usar uma razão 1:1.
Os resultados obtidos na amostra da mistura não
deve ser inferiores aos do pior dos óleos individuais.
Caso ocorra alguma dúvida, referente a
compatibilidade, recomenda-se consultar o fornecedor do
óleo e/ou o fabricante do equipamento.
Pelo exposto, nota-se que podem ser misturados
apenas óleos do mesmo tipo (ou parafínicos ou
naftênicos).
3.0 - ASCARÉIS
 Askarel (ou  Ascarel) é uma marcaRESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................75.....................75
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................75...75
2.0 - 2.0 - CORRENTE DE EXCITAÇÃOCORRENTE DE EXCITAÇÃO ....................................................................................................................................................................................76....76
3.0 - 3.0 - TENSÃO DE TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO..............................CURTO-CIRCUITO....................................................................................................................................76............76
4.0 4.0 ENSAIO ENSAIO EM EM VAZIOVAZIO...........................................................................................................................................................................................................77...................77
4.1 4.1 ObjetivoObjetivo.................................................................................................................................................................................................................................................77...............77
4.2 4.2 - - Considerações GeraisConsiderações Gerais ...............................................................................................................................................................................................77...................77
4.3 4.3 - - Execução do Execução do ensaioensaio..................................................................................................................................................................................................77......................77
5.0 5.0 ENSAIO ENSAIO EM EM CURTO-CIRCUITO.............CURTO-CIRCUITO.................................................................................................................................................................78......78
5.1 5.1 ObjetivoObjetivo.................................................................................................................................................................................................................................................78...............78
5.2 5.2 Considerações Considerações GeraisGerais ...................................................................................................................................................................................................78...................78
5.3 Execução do Ensaio 5.3 Execução do Ensaio - Transformadores com - Transformadores com Dois CircuitosDois Circuitos.......................................................................................78.......78
6.0 CU6.0 CUIDADOS PRÁTICOS IDADOS PRÁTICOS E E OBSERVAÇÕES................OBSERVAÇÕES..................................................................................................................79......79
CAPÍTULO 14: AQUECIMENTO E ELEVAÇÃO DE CAPÍTULO 14: AQUECIMENTO E ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA..................................TEMPERATURA.....................................81...81
RESUMORESUMO .........................................................................................................................................................................................................................................................81.....................81
1.0 1.0 - - INTRODUÇÃOINTRODUÇÃO .......................................................................................................................................................................................................................................81...81
2.0 2.0 - - REFRIGERAÇÃOREFRIGERAÇÃO...........................................................................................................................................................................................................82.......................82
2.1 - Transformador Imerso em Óleo com Resfriamento e Circulação de Óleo Natural (ONAN)2.1 - Transformador Imerso em Óleo com Resfriamento e Circulação de Óleo Natural (ONAN)
.............................................................................................................................................................................................................................................................................................82...........82
2.2 - Transformador Imerso em Óleo com Circulação Natural de Óleo e Opção para2.2 - Transformador Imerso em Óleo com Circulação Natural de Óleo e Opção para
Resfriamento Através de Resfriamento Através de Ventilação Forçada Ventilação Forçada (ONAN/ONAF).................................(ONAN/ONAF).................................................83................83
2.3 - 2.3 - Transformadores em Óleo, Resfriamento Transformadores em Óleo, Resfriamento a Água (a Água (ONWN)....................ONWN)..................................................................83......83
2.4 - Transformadores em Óleo, 2.4 - Transformadores em Óleo, Resfriamento com Circulação ForçadaResfriamento com Circulação Forçada ......................................................83..............83
2.5 2.5 - - Outros Outros Métodos..............................Métodos.....................................................................................................................................................................................83.................83
2.6 - 2.6 - Transformadores a Seco (Transformadores a Seco (AN ou ANAN)AN ou ANAN) ....................................................................................................................................83................83
3.0 - 3.0 - ELEVAÇÃO DE TEMPERATURAELEVAÇÃO DE TEMPERATURA .......................................................................................................................................................83...................83
4.0 4.0 - - TEMPERATURA AMBIENTE TEMPERATURA AMBIENTE .....................................................................................................................................................................................84...84
5.0 - 5.0 - MÉTODOS DE MÉTODOS DE CARGAS..................................CARGAS.......................................................................................................................................................................84.84
5.1 - 5.1 - Método da Método da Carga Efetiva Carga Efetiva .........................................................................................................................................................................................84.............84
5.2 - 5.2 - Método da Método da OposiçãoOposição ..................................................................................................................................................................................................84..................84
5.3 - 5.3 - Método do Método do Circuito AbertoCircuito Aberto ........................................................................................................................................................................................84........84
5.4 5.4 - - Método do Método do Curto-Circuito...........................Curto-Circuito.......................................................................................................................................................................84..84
6.0 – ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA - TRANSFORMADORES EM ÓLEO6.0 – ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA - TRANSFORMADORES EM ÓLEO ...........................................84.846.1 – Verificação 6.1 – Verificação do Gradiente do Gradiente de Temperatura Óleo de Temperatura Óleo - Ambiente ..............................- Ambiente ............................................85..............85
6.2 - 6.2 - Verificação do Gradiente de Verificação do Gradiente de Temperatura Enrolamentos-Ambiente................Temperatura Enrolamentos-Ambiente.................................85.................85
7.0 - OBSERVAÇÕES IMPORTANTES SOBRE O ENSAIO DE 7.0 - OBSERVAÇÕES IMPORTANTES SOBRE O ENSAIO DE AQUECIMENTO................86AQUECIMENTO................86
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
PARTE IV: ASPECTOS E ENSAIOS DO SISTEMA DE ISOLAMENTO 
CAPÍTULO 15: ASPECTOS GERAIS SOBRE O SISTEMA DE ISOLAMENTO ........................89
RESUMO .......................................................................................................................................89
1.0 - INTRODUÇÃO .....................................................................................................................89
2.0 - CONCEITUAÇÃO GERAL..................................................................................................89
3.0 – PROPRIEDADES DE UM ISOLAMENTO ........................................................................89
4.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM A APLICAÇÃO DE TENSÃO
CONTÍNUA...................................................................................................................................90
5.0 - COMPORTAMENTO DO ISOLAMENTO COM APLICAÇÃO DE TENSÃO
ALTERNADA................................................................................................................................91
6.0 - ENSAIOS DIELÉTRICOS ....................................................................................................92
CAPÍTULO 16: RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO ......................................................................93
RESUMO .......................................................................................................................................93
1.0 - INTRODUÇÃO .....................................................................................................................93
2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE AS MEDIDAS DE RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO.....93
3.0 - TIPOS DE TESTES...............................................................................................................94
3.1 - Prova rápida da resistência de isolamento .........................................................................94
3.2 - Índice de absorção e polarização .......................................................................................94
3.3 - Prova das duas tensões .......................................................................................................95
4.0 - CRITÉRIOS PARA AVALIAÇÃO DA RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO....................95
4.1 - Considerações gerais..........................................................................................................95
4.2 – Critério I (NBR 7036/1981) ..............................................................................................95
4.3 – Critério II ...........................................................................................................................96
4.4 - Correção de temperatura ....................................................................................................96
5.0 - MEDIDA DA RESISTÊNCIA DO ISOLAMENTO EM TRANSFORMADORES EM
DOIS CIRCUITOS.........................................................................................................................97
5.1 – Considerações Gerais ........................................................................................................97
5.2 – Procedimento para a medida da resistência de isolamento ...............................................97
6.0 – CUIDADOS PRÁTICOS ......................................................................................................98
7.0 - CONCLUSÕES .....................................................................................................................98
CAPÍTULO 17: FATOR DE POTÊNCIA DO ISOLAMENTO.......................................................99
RESUMO .......................................................................................................................................99
1.0 - INTRODUÇÃO ....................................................................................................................99
2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE A PONTE DOBLE...............................................................100
2.1 - Generalidades...................................................................................................................100
2.2 - Princípio de Funcionamento ...........................................................................................100
2.3 - Painel e funções ..............................................................................................................100
2.4 - Cabos................................................................................................................................102
3.0 - PROCEDIMENTOS PARA MEDIÇOES COM A PONTE DOBLE.............................102
4.0 - MEDIÇÕES EM TRANSFORMADORES DE DOIS CIRCUITOS..................................104
5.0 - CÁLCULO DO FATOR DE POTÊNCIA...........................................................................104
7.0 - CONCLUSÕES ...................................................................................................................105
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
PARTE V: FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES (ÓLEOS) 
CAPÍTULO 18: TIPOS DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES ............................107
RESUMO .....................................................................................................................................107
1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................107
2.0 - ÓLEOS MINERAIS ............................................................................................................107
3.0 - ASCARÉIS ..........................................................................................................................108
4.0 - FLUIDO DE SILICONE .....................................................................................................109
5.0 - FLUIDO RTEmp .................................................................................................................109
CAPÍTULO 19: PROPRIEDADE DOS FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES .........110
RESUMO .....................................................................................................................................110
1.0 - PROPRIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS .............................................................................110
1.1 - Coloração .........................................................................................................................110
1.2 - Ponto de Fulgor, de Inflamação e Combustão .................................................................110
1.3 - Ponto de fluidez ...............................................................................................................110
1.4 - Densidade.........................................................................................................................110
1.5 - Viscosidade......................................................................................................................111
1.6 - Ponto de anilina................................................................................................................111
1.7 - Acidez (Número ou Índice de Neutralização)..................................................................111
1.8 - Tensão interfacial .............................................................................................................111
1.9 - Estabilidadeà Oxidação...................................................................................................112
1.10 - Enxofre Corrosivo.........................................................................................................112
1.11 - Cloreto e Sulfetos Inorgânicos.......................................................................................112
2.0 - PROPRIEDADES ELÉTRICAS .........................................................................................112
2.1 - Rigidez Dielétrica ............................................................................................................112
2.2 - Fator de potência do óleo isolante....................................................................................112
3.0 - ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS ........................................................................................112
CAPÍTULO 20: ENSAIO DE RIGIDEZ DIELÉTRICA.................................................................114
RESUMO .....................................................................................................................................114
1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................114
2.0 - MEDIDA DA RIGIDEZ DIELÉTRICA - MÉTODO ASTM-D877...................................115
3.0 - MEDIDA DA RIGIDEZ DIELÉTRICA - MÉTODO VDE 370.........................................115
4.0 - CRITÉRIO DA CONSISTÊNCIA ESTATÍSTICA ............................................................115
5.0 - CUIDADOS COM O MEDIDOR DE RIGIDEZ................................................................116
6.0 - TESTES NA ÁREA.............................................................................................................116
7.0 - CONCLUSÕES ...................................................................................................................116
CAPÍTULO 21: MANUTENÇÃO DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES...........118
RESUMO .....................................................................................................................................118
1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................118
2.0 - ASPECTOS DA MANUTENÇÃO .....................................................................................118
3.0 - AQUECIMENTO EXCESSIVO .........................................................................................119
4.0 - PRESENÇA DE ÁGUA ......................................................................................................119
5.0 - ENTIDADES NORMALIZADORAS.................................................................................120
6.0 - ENSAIOS NOS ÓLEOS ISOLANTES...............................................................................120
7.0 – MANUTENÇÃO PERIÓDICA DOS ÓLEOS ...................................................................120
8.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ..............................................................................................121
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
CAPÍTULO 22: ANÁLISE DOS GASES DISSOLVIDOS (CROMATROGRAFIA)...................123
RESUMO .....................................................................................................................................123
1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................123
2.0 - GASES CARACTERÍSTICOS ASSOCIADOS A FALHAS............................................123
3.0 - TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO .......................................................................................124
4.0 – CONSIDERAÇÕES FINAIS ..............................................................................................126
CAPÍTULO 23: TRATAMENTO DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES............128
RESUMO .....................................................................................................................................128
1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................128
2.0 - CONSIDERAÇÕES SOBRE O TRATAMENTO E CONTAMINANTES .......................128
3.0 - FILTRAGEM.......................................................................................................................129
4.0 - CENTRIFUGAS..................................................................................................................131
5.0 - TRATAMENTO TERMOVÁCUO.....................................................................................131
6.0 - RECUPERAÇÃO DE ÓLEO COM TERRA FÜLLER ......................................................132
CAPÍTULO 24: AMOSTRAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES PARA
ANÁLISE FÍSICO-QUÍMICA ........................................................................................................134
RESUMO .....................................................................................................................................134
1.0 - INTRODUÇÃO ...................................................................................................................134
2.0 - TRANSFORMADORES COM BOMBAS DE CIRCULAÇÃO........................................134
3.0 - UTILIZAÇÃO .....................................................................................................................134
4.0 - ARMAZENAMENTO.........................................................................................................134
5.0 - DISPOSITIVOS...................................................................................................................134
6.0 - RECIPIENTE.......................................................................................................................135
7.0 - PROCEDIMENTOS............................................................................................................135
7.1 - Retirada do óleo em tambores..........................................................................................135
7.2 - Retirada do óleo em transformadores ..............................................................................135
CAPÍTULO 25: AMOSTRAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E REFRIGERANTES PARA
ANÁLISE CROMATROGRÁFICA................................................................................................137
RESUMO .....................................................................................................................................137
1.0 - AMOSTRAGEM DE GASES DE SELOS GASOSO (POR EXEMPLO, COLCHÕES DE
 NITROGÊNIO) E RELÉS COLETORES DE GÁS (BUCHHOLZ) ..........................................137
1.1 - Generalidades...................................................................................................................137
1.2 - Material de amostragem...................................................................................................137
1.3 - Método de amostragem....................................................................................................137
2.0 AMOSTRAGEM DE ÓLEO DO TRANSFORMADOR ......................................................138
2.1 - Generalidades...................................................................................................................138
2.2 - Material de amostragem...................................................................................................139
2.3 - Método de amostragem....................................................................................................139
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
CAPÍTULO 26: MANUSEIO E ESTOCAGEM DE FLUÍDOS DIELÉTRICOS E
REFRIGERANTES..........................................................................................................................140
RESUMO .....................................................................................................................................1401.0 - TRANSPORTE....................................................................................................................140
1.1 - Caminhões Tanque...........................................................................................................140
1.2 - Tambores..........................................................................................................................140
1.3 - Containers de borracha sintética ......................................................................................140
2.0 - ESTOCAGEM .....................................................................................................................140
2.1 - Tanques ............................................................................................................................140
2.2 - Tambores..........................................................................................................................141
2.3 - Containers ........................................................................................................................141
 PARTE I: OPERAÇÃO DOS TRANSFORMADORES 
 MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO
 DE TRANSFORMADORES 
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 1: Conceitos Fundamentais Sobre Eletromagnetismo - 2
CAPÍTULO 1: ELETROMAGNETISMO BÁSICO
"O essencial é invisível aos olhos" 
Saint Exupery 
RESUMO
Os transformadores tem seu princípio de
funcionamento baseado nas leis da indução e conjugado
eletromagnético. Este texto apresenta de forma
simplificada algumas destas leis e fenômenos aplicados ao
seu estudo.
1.0 - TENSÃO INDUZIDA
Sabe-se que sempre que houver movimento
relativo entre um campo magnético e um condutor será
induzida uma tensão (f.e.m. - força eletromotriz) em seus
terminais; esta é simplificadamente, a lei de Faraday, a qual
foi quantificada por Newmann, ou seja:
e = V l B senθ  (1)
onde:
e - força eletromotriz (tensão) induzida em um
determinado instante [V];
v - velocidade relativa entre campo e condutor [m/s];
l  - comprimento do condutor imerso no campo
magnético [m];
 B - indução magnética [Wb/m2];
θ  - ângulo formado entre o campo magnético e a
velocidade instantânea do condutor, tomando-se “B”
como referência [rad].
A figura 1 esclarece o exposto, supondo campo
magnético uniforme (ou seja, “B” possui o mesmo valor 
em qualquer ponto).
 Na figura 1 mostra-se o sentido da f.e.m induzida,
o qual é dado pela regra de Fleming, ou seja:
a) sentido de “e” dado pelo polegar da mão
direita;
 b) sentido de “v” dado pelo indicador da mão
esquerda;
c) sentido de “B” dado pelo dedo médio da mão
direita.
Figura 1 - Força eletromotriz induzida em um condutor.
Observe-se que o ângulo entre “v” e “B” na figura 1 é
90o.
Pelo exposto, para que haja um aumento ou diminuição
da tensão induzida nos terminais a-b do condutor deve-se
alterar as grandezas relacionadas na expressão (1). Assim,
 para uma modificação na velocidade é necessário atuar 
mecanicamente sobre o condutor e, para a mudança da
intensidade de campo, deve-se utilizar um eletroimã, o qual
 permite o seu controle. Em relação ao comprimento imerso
no campo, pode-se adotar a hipótese de executar um
eventual aumento, colocando-se mais condutores em série
com o primeiro; desta forma, se houverem “ N ” condutores
em série, resulta:
e = N v l B (2)
Por outro lado, supondo-se que o condutor execute um
movimento circular uniforme, como esquematizado na
figura 2, tem-se:
t ⋅=ω θ  (3)
onde:
ω  - velocidade angular [rad/s];
t - tempo [s].
Figura 2 - Condutor em movimento circular uniforme.
Sabe-se que no movimento circular uniforme:
V = ω  . R
Substituindo (3) e (4) em (2), resulta:
e = N . ω  . l . B . senω t  (5)
como:
φ max = B . A (6)
 A = l . D (7)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 1: Conceitos Fundamentais Sobre Eletromagnetismo - 3
 D = 2 . R (8)
e:
ω  = 2π  f  (9)
obtém-se:
e = π  . Nf φ max senω t = emax senω t    (10)
A expressão (10) permite dizer que a tensão
induzida nos terminais de um condutor em movimento
circular uniforme, imerso em campo magnético igualmente
uniforme, é alternada e senoidal.
Se ao invés de apenas um condutor, houver uma
espira, como a mostrada na figura 3, executando o
movimento em condições idênticas tem-se:
eesp  = 2 . e = 2emax senω t    (11)
Figura 3 - Espira imersa em campo magnético e
executando movimento circular uniforme.
O valor eficaz da tensão é:
 E E f N N f  RMS max max= = =
2
2
4 44
π 
φ φ . (12)
O valor médio é:
 E 
 E 
 N f med 
 RMS 
max= =
111
4
.
φ  (13)
2.0- CAMPO MAGNÉTICO CRIADO POR CORRENTE
Corrente circulando por um condutor cria um
campo magnético cuja intensidade é dada pela lei de Biot-
Savart e sentido pela regra de Ampère.
A lei de Biot-Savart é dada por:
 H l NI . Re .= = φ    (14)
onde:
H - intensidade de campo [A/m];
l - comprimento do circuito magnético [m];
 Re - relutância do circuito magnético, dado por:
 R
l 
 Ae = .
1
µ 
  (15)
µ - permeabilidade magnética do meio;
 A - seção transversal do circuito magnético [m2]
Figura 4 - Campo magnético criado por corrente
Pela figura 5 e expressão (14) nota-se que é possível
controlar a imantação de um determinado material
magnético, ou seja, aumentar ou diminuir o fluxo
magnético, dentro de certos limites, alternando-se a
corrente que circula pelas espiras. Esta corrente recebe o
nome de “corrente de excitação” e se relaciona como fluxo
magnético através da chamada curva de saturação.
Figura 5 - Imantação de um material magnético.
Figura 6 - Curva de saturação (exemplo)
MANUTENÇÃO E OPERAÇÃO DE 
  TRANSFORMADORES 
 Parte I: Operação dos Transformadores
 ________________________________________________________________________________ 
Capítulo 2: Princípio de Funcionamento dos Transformadores Monofásicos - 4
CAPÍTULO 2: PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
 DOS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS 
"Não se pode ensinar alguma coisa a alguém, pode-se apenas
auxiliar a descobrir por si mesmo.” 
Galileu Galilei 
RESUMO
Este capítulo trata do princípio de
funcionamento do transformador monofásico e
apresentando várias grandezas e aspectos de sua
operação.
1.0 - PRINCÍPIO DE FUNCIONAMENTO
O transformador monofásico, em sua forma mais
elementar, constitui-se de um núcleo de material
magnético e enrolamentos, como mostra
esquematicamente a Figura 1.
Figura - 1 – Transformador monofásico elementar 
O funcionamento do transformador monofásico
 baseia-se no principio de. que a energia elétrica pode ser 
transferida entre dois circuitos devido ao fenômeno da
indução magnética.
Aplicando-se a tensão U1, no primário do
transformador, circulará uma pequena corrente
denominada “corrente em vazio”, representada neste
texto por I0 . Se a tensão aplicada é variável no tempo, a
corrente I0 também o é.
De acordo com a lei de Ampère, tem-se:
H.l = N1I0 (1)
onde:
H é a intensidade do campo;
l é o comprimento do circuito magnético;
 N1I0 é a força magnetomotriz.
A expressão (1) pode ser rescrita como:
R eφ = N110 (2)
onde:
R e - relutância do núcleo;
φ- fluxo magnético.
Desta forma, verifica-se que a força
magnetomotriz impulsiona o fluxo magnético pelo
núcleo, sendo limitado pela relutância.. Naturalmente, se
a corrente é variável no tempo, o fluxo magnético
também o é.
Por outro lado, sabe-se pela lei de Faraday, que
“sempre que houver movimento relativo entre o fluxo
magnético e um circuito por ele cortado., serão induzidas
tensões neste circuito”.
Pelo exposto, no transformador da Figura 1,
existirão tensões induzidas no primário (E1) e no
secundário (E2) , devido à variação do fluxo em relação
às espiras.
Os valores eficazes das tensões induzidas são
dados por:
E1 = 4,44. N1.f.S.Bmax (3)
E2 = 4,44N2.f.S.Bmax (4)
onde:
E1, E2 - valores eficazes