Livro Guia de Manutenção de Transformadores de Potência

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Grupo de Trabalho
 A2.05
Guia de Manutencao para
Transformadores de Potência
Novembro 2013
015
 
1 
 
 
 
 
 
 
Guia de Manutenção para 
Transformadores de Potência 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Grupo de Trabalho A2.05 
Jaime Suñé (Coordenador), Leonardo A. Heredia (Secretário). 
Membros: Antônio T. de Brito, Carlos Dupont, Carlos G. Gonzales, 
Cleusomir C. dos Santos, Edson L. S. Brito, Gilberto Amorim M., Helton H. 
S. Bezerra, João C. Carneiro, Jorge S. Santelli, Juliano R. da Silva, Marco 
A. Marin, Roberto Jasinski, Rodinei Carraro, Rodrigo Evaristo de O. S., 
Rômulo M. Teixeira. 
Membros Correspondentes: Alberto Moriama, Allyrio Meira, Antônio 
C. B. Bissacot, Bernardo Salum, Claudio Severino, Fabiano Asano, 
Fernando Amorim, João Baldauf, José C. Mendes, Marco A. Sens, Paulo 
Moraes, Roberto Asano Jr, Roberto Censi F., Rodrigo Ferrari. 
 
 
 
 
 
3 
ÍNDICE 
1. INTRODUÇÃO.............................................................................................................................. 7 
1.1 Introdução...................................................................................................... 7 
1.2 Fundamentos e Funcionamento Básico de Transformadores de Potência........................ 8 
1.3 Fundamentos e Funcionamento Básicos de Reatores Shunt........................................... 11 
1.4 Operação do Transformador e Ciclos de Vida............................................................... 12 
1.5 Vida útil de Transformadores........................................................................................ 17 
1.6 Terminologia.............................................................................................................. 22 
 
2. ESTRATÉGIAS DE MANUTENÇÃO................................................................................................ 26 
2.1 A Importância da Manutenção...................................................................................... 26 
2.2 Impactos da Indisponibilidade..................................................................................... 27 
2.3 Avaliação da Condição do Equipamento....................................................................... 28 
2.4 Manutenção Baseada no Tempo.................................................................................. 29 
2.5 Manutenção Baseada na Condição............................................................................... 31 
2.6 Manutenção Corretiva................................................................................................. 34 
2.7 Monitoramento Online Contínuo.................................................................................. 36 
 
3. PROCESSOS DE MANUTENÇÃO................................................................................................... 37 
3.1 Planejamento.............................................................................................................. 37 
3.2 Organização................................................................................................................ 38 
3.3 Execução.................................................................................................................... 40 
3.3.1 Segurança na Execução da Manutenção.............................................................. 40 
3.3.1.1 Planejamento Executivo e Análise Preliminar de Riscos................................. 41 
3.3.1.2 Recomendações de Segurança Adicionais.................................................... 42 
3.4 Registro da Manutenção.............................................................................................. 43 
3.5 Otimização.................................................................................................................. 44 
3.6 Gestão do Conhecimento............................................................................................. 45 
 
4. COMPONENTES DO TRANSFORMADOR...................................................................................... 47 
4.1 Buchas....................................................................................................................... 47 
4.1.1 Núcleo Condensivo............................................................................................ 47 
4.1.2 Tap de Derivação.............................................................................................. 49 
4.1.3 Isolador Externo................................................................................................ 50 
4.1.4 Tipos de Conexões de Bucha.............................................................................. 51 
4.2 Preservação do Sistema de Óleo................................................................................. 52 
4.2.1 Sistema Externo ao Conservador........................................................................ 52 
4.2.2 Sistemas Internos ao Conservador...................................................................... 53 
4.2.3 Tanque Principal Selado..................................................................................... 53 
4.2.4 Respiração Livre................................................................................................ 54 
4.2.5 Característica dos Sistemas de Conservação........................................................ 55 
4.3 Sistemas de Resfriamento............................................................................................ 56 
4.3.1 Radiador........................................................................................................... 56 
4.3.2 Trocador de Calor.............................................................................................. 58 
4.3.3 Bombas para Circulação de Óleo......................................................................... 60 
4.3.4 Ventiladores...................................................................................................... 61 
 
 
4
4.4 Vedações.................................................................................................................... 63 
4.4.1 Instalação das Vedações.................................................................................... 64 
4.5 Medidores, Indicadores e Relés.................................................................................... 65 
4.5.1 Indicadores de Temperatura do Óleo e Enrolamento............................................ 65 
4.5.2 Indicadores de Nível de Óleo.............................................................................. 68 
4.5.3 Relé Detector de Gás tipo Buchholz.................................................................... 69 
4.5.4 Dispositivo de Alívio de Pressão.......................................................................... 71 
4.5.5 Indicador de Fluxo............................................................................................. 71 
4.6 Armário de Controle................................................................................................... 72 
4.7 Transformadores de Corrente....................................................................................... 73 
4.8 Comutadores de Derivação em Carga........................................................................... 74 
4.8.1 Geral................................................................................................................ 74 
4.8.2 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo............................................... 74 
4.8.2.1 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo Externo.............................. 75 
4.8.2.2 Comutador de Derivações em Carga tipo Resistivo Interno.............................. 78 
4.8.3 Comutador de Derivações do tipo Reator.............................................................80 
4.8.4 Tipos de Conexão de Comutadores de Derivação em Carga.................................. 82 
4.9 Comutadores de Derivações Desenergizado................................................................... 82 
4.10 Líquido Isolante para Comutadores de Derivação......................................................... 82 
4.11 Parte Ativa do Transformador..................................................................................... 84 
4.11.1 Núcleo do Transformador................................................................................. 85 
4.11.2 Enrolamentos.................................................................................................. 86 
4.12 Óleo Isolante............................................................................................................. 89 
 
5. AÇÕES DE MANUTENÇÃO............................................................................................................ 91 
5.1 Métodos de Ensaios Elétricos Básicos e Avançados........................................................ 91 
5.1.1 Testes Elétricos Básicos..................................................................................... 91 
5.1.1.1 Resistência de Isolamento DC....................................................................... 91 
5.1.1.2 Ensaio do Isolamento AC (Fator de Potência e Capacitância)........................... 93 
5.1.1.3. Resistência Ôhmica dos Enrolamentos.......................................................... 95 
5.1.1.4. Relação de Transformação (TTR)................................................................. 95 
5.1.2 Testes Elétricos Avançados................................................................................. 96 
5.1.2.1 Medição de Descarga Parcial (DP)................................................................. 96 
5.1.2.2 Analise da Resposta em Frequência (FRA)...................................................... 101 
5.1.2.3 Resposta em Freqüência de Perdas Dispersas (FRSL)...................................... 103 
5.1.2.4 Espectroscopia no Domínio da Frequência (FDS)............................................. 105 
5.1.2.5 Método da Tensão de Retorno (RVM)............................................................ 108 
5.1.2.6 Tensão Induzida em Transformadores em Campo........................................... 112 
5.2 Análise de Gás Dissolvido no Óleo Isolante (DGA).......................................................... 115 
5.2.1 Formação de Gases........................................................................................... 115 
5.2.2 Coleta de Óleo Isolante...................................................................................... 117 
5.2.3 Ensaio de Cromatografia.................................................................................... 118 
5.2.4 Interpretação dos Resultados............................................................................. 119 
5.2.5 Periodicidade de Análise de Gases Dissolvidos em Óleo Isolante........................... 120 
5.2.6 Importância como Técnica de Manutenção Preditiva............................................ 120 
5.3 Ensaios no Óleo........................................................................................................... 122 
 
 
5
5.3.1 Ensaios no Óleo Grupo 1.................................................................................... 124 
5.3.2 Ensaios no Óleo Grupo 2.................................................................................... 127 
5.3.3 Ensaios no Óleo Grupo 3.................................................................................... 131 
5.3.4 Gestão dos Resultados dos Ensaios de Óleo........................................................ 132 
5.4 Ensaios no Papel......................................................................................................... 135 
5.5 Manutenção do Comutador de Derivação sob Carga....................................................... 135 
5.5.1 Atividades de Manutenção x Problemas Possíveis................................................. 135 
5.5.2 Manutenção Preventiva...................................................................................... 136 
5.5.3 Análise Físico-Química e Cromatográfica.............................................................. 138 
5.5.4 Técnicas Específicas de Manutenção................................................................... 138 
5.6 Práticas de Manutenção e Inspeção.............................................................................. 141 
5.6.1 Parte Ativa........................................................................................................ 142 
5.6.2 Sistema de Preservação de Líquido Isolante e Conservador.................................. 143 
5.6.3 Sistema de Resfriamento.................................................................................... 144 
5.6.4 Sistema de Supervisão, Proteção e Controle........................................................ 146 
5.6.5 Sistema de Conexão (Buchas)............................................................................ 149 
5.7 Secagem da Isolação................................................................................................... 150 
5.7.1 Secagem On-Line, com o Transformador em Operação........................................ 155 
5.7.1.1 Tratamento Termovácuo............................................................................... 155 
5.7.1.2 Filtros Absorvedores de Umidade................................................................... 156 
5.7.1.3 Peneira Molecular......................................................................................... 156 
5.7.2 Secagem Off-line, com o Transformador Fora de Serviço...................................... 159 
5.7.2.1 Secagem por Alto Vácuo............................................................................... 159 
5.7.2.2 Secagem por Circulação de Óleo Quente e Vácuo........................................... 160 
5.7.2.3 Secagem por Aspersão de Óleo Quente (Hot Oil Spray)................................... 161 
5.7.2.4 Secagem por Vapour-phase.......................................................................... 162 
5.7.2.5 Secagem Criogênica..................................................................................... 163 
5.7.2.6 Secagem por Circulação de Corrente a Baixa Frequência (LFH)........................ 164 
5.8 Tratamento do Óleo Isolante........................................................................................ 165 
5.9 Tratamento de Óleo Isolante com Enxofre Corrosivo...................................................... 169 
5.9.1. Teor de Dibenzildisulfeto (DBDS)....................................................................... 169 
5.9.2. Detecção de Compostos Corrosivos.................................................................... 169 
5.9.3. Adição de Passivador........................................................................................ 170 
5.9.4. Teor de Tolutriazol (TTA).................................................................................. 171 
5.9.4. Remoção do Enxofre Corrosivo da Isolação Sólida............................................... 171 
5.10 Eletrização Estática e Manutenção.............................................................................. 172 
5.10.1 Eletrização Estática.......................................................................................... 172 
5.10.2 Mitigação da Eletrização Estática....................................................................... 173 
5.10.2.1 Fluxo do Óleo Isolante............................................................................... 173 
5.10.2.2 Características do Óleo Mineral Isolante.......................................................174 
5.10.2.3 Aditivação do Óleo Mineral Isolante............................................................. 175 
5.10.2.4 Monitoramento do Carregamento Eletrostático............................................. 175 
5.11 Precauções para o Trabalho Invasivo.......................................................................... 175 
5.12 Utilização de Tip e Alarmes........................................................................................ 177 
 
 
 
 
 
6
6. REPARO DE TRANSFORMADORES.............................................................................................. 179 
6.1 Grau de Complexidade de Reparos............................................................................... 179 
6.2 Reparos de Baixa Complexidade (1 e 2)........................................................................ 179 
6.3 Reparos de Média e Grande Complexidade (3 a 5)......................................................... 181 
6.3.1 Reparos em Campo........................................................................................... 181 
6.3.1.1 Etapas do Processo...................................................................................... 181 
6.3.1.2 Riscos e Controle de Qualidade..................................................................... 182 
6.3.1.3 Infraestrutura.............................................................................................. 184 
6.3.1.4 Segurança e Meio Ambiente.......................................................................... 184 
6.3.1.5 Treinamento e Gestão do Conhecimento........................................................ 184 
6.3.1.6 Garantia...................................................................................................... 185 
6.3.2 Reparos em Oficina do Proprietário do Equipamento............................................ 186 
6.3.3 Reparos em Oficina da Contratada...................................................................... 187 
6.3.3.1 Etapas do Processo...................................................................................... 187 
6.3.3.2 Transporte................................................................................................... 188 
6.3.3.3 Infraestrutura.............................................................................................. 193 
6.3.3.4 Riscos e Controle de Qualidade..................................................................... 193 
6.3.3.5 Segurança e Meio Ambiente.......................................................................... 195 
6.4 Avaliação Comparativa................................................................................................. 195 
 
7. MONITORAMENTO ON-LINE CONTÍNUO.................................................................................... 197 
7.1 Definições e Justificativas............................................................................................. 197 
7.2 Estrutura Básica de um Sistema de Monitoramento On-line Contínuo............................. 198 
7.3 Subsistemas Monitorados............................................................................................ 199 
7.4 Grandezas Monitoradas............................................................................................... 199 
7.4.1 Monitoramento On-line Contínuo de DGA............................................................ 201 
7.4.2 Sistema de Monitoramento On-line Contínuo de Buchas Condensivas.................... 202 
7.4.3 Monitoramento On-line Contínuo de Comutadores............................................... 205 
7.5 Arquiteturas................................................................................................................ 205 
7.6 Protocolos de Comunicação.......................................................................................... 206 
7.7 Considerações............................................................................................................. 206 
7.8 Manutenção do Sistema de Monitoramento................................................................... 207 
 
8. ANEXOS....................................................................................................................................... 209 
8.1 Ábaco para Obtenção dos Valores de URSI.................................................................... 209 
8.2 Registros de Ensaios.................................................................................................... 210 
8.3 Árvore de Falha do Sistema de Monitoramento.............................................................. 232 
8.4 Árvore de Falha do Comutador de Derivações em Carga................................................ 238 
8.5 Padrões e Referências CIGRÉ....................................................................................... 245 
 
 
7
1. INTRODUÇÃO 
1.1 Introdução ao Guia de Manutenção 
O investimento em ativos inseridos em um ambiente competitivo impõe a busca de processos cada 
vez mais otimizados, maximizando resultados e minimizando o emprego de recursos. Nesse contexto, 
a função Manutenção assume papel relevante na medida em que contribui para o funcionamento 
adequado desses ativos. 
Manutenção, disponibilidade e confiabilidade são conceitos estreitamente relacionados e o gestor de 
ativos tem que especificar uma política de manutenção que maximize a disponibilidade e 
confiabilidade dos ativos a um custo adequado. 
A fim de permitir o contínuo funcionamento desses ativos, a engenharia de manutenção e os 
respectivos procedimentos de manutenção e operação necessários à sua efetivação, devem ser 
executados de forma integrada. 
O Transformador de potência é um equipamento de fundamental importância para o Sistema Elétrico 
de Potência, sendo o ativo de maior valor agregado em uma instalação de transmissão e distribuição, 
e falhas destes ativos podem ocasionar interrupções de fornecimento de energia por períodos 
prolongados, podendo repercutir no sistema produtivo industrial e na sociedade de forma geral. 
Devido a esta relevância, as empresas do ramo de energia devem estabelecer uma politica de 
manutenção voltada para a sua confiabilidade e disponibilidade. 
A existência de um Guia Internacional de Manutenção de Transformadores, “Guide for Transformer 
Maintenance – Working Group A2.34 de fevereiro de 2011”, motivou o Comitê A2 do Cigré Brasil a 
elaborar um Guia que traduza a experiência dos profissionais de engenharia de manutenção das 
empresas brasileiras, atendendo as particularidades do mercado nacional. 
Neste contexto foi criado o subcomitê A2.05 para elaboração do “Guia de Manutenção de 
Transformadores de Potência”, preparado para ajudar a definir e aplicar a melhor prática de 
manutenção em transformadores imersos em óleo isolante com classe de tensão igual ou superior a 
34,5kV. 
São abordados os seguintes temas: 
� Fundamentos e princípios de funcionamento; 
� Aspectos operativos; 
� Tipos de manutenção; 
� Vida útil, mecanismos e métodos de avaliação de degradação; 
� Referências e padrões Cigré aplicáveis à manutenção; 
� Estratégias de manutenção; 
� Processo de manutenção; 
 
 
8
� Seleção e manutenção dos componentes dos equipamentos; 
� Técnicas de reparos dos equipamentos; 
� Transporte e armazenagem; 
� Monitoramento on-line contínuo; 
� Verificações e testes a fim de avaliar a condição do equipamento; 
� Intervalos de tempo para realização das atividades de manutenção; 
� Aspectos humanos para manutenção; 
� Materiais para manutenção; 
� Gestão do conhecimento. 
As orientações deste Guia de Manutenção de Transformadores de Potência também podem ser 
aplicáveis a autotransformadores, reatores tipo shunt, transformadores de aterramentoe 
transformadores reguladores, nos sistema de geração, transmissão, distribuição de energia elétrica e 
setor industrial. 
1.2 Fundamentos e Funcionamento Básico de Transformadores 
de Potência 
O transformador de potência é um equipamento importante no sistema elétrico de potência (SEP) 
sendo responsável pela transformação de tensão, podendo ter como função a elevação (no caso de 
aplicações em subestações elevadoras de geração, por exemplo) ou rebaixamento (no caso de 
aplicações em sistemas de transmissão ou distribuição, por exemplo) da mesma. Além de sua nítida 
importância operacional, possui também grande valor financeiro agregado, sendo o de maior 
significância em uma subestação de transmissão elétrica. Estas características associadas tornam este 
equipamento essencial na definição do planejamento de manutenção por parte das empresas do setor 
elétrico. 
 
Figura 1.1 – Figura exemplificando funcionamento resumido de um transformador. 
 
Teoricamente, de forma simplificada podemos afirmar que o fenômeno existente em um 
transformador é baseado no princípio da indução eletromagnética mútua. Na figura 1.1 observa-se 
 
 
9
que onde ao aplicarmos uma tensão U1 alternada ao primário, circulará por este enrolamento uma 
corrente I1 alternada que por sua vez dará condições ao surgimento de um fluxo magnético também 
alternado, ф1. A maior parte deste fluxo ficará confinado ao núcleo, uma vez que é este o caminho 
de menor relutância. Este fluxo originará uma força eletromotriz (f.e.m.) E1 no primário e E2 no 
secundário, proporcionais ao número de espiras dos respectivos enrolamentos, segundo a relação de 
transformação: 
 
Ou, considerando que a as tensões U1 e U2 são praticamente iguais as f.e.m. induzidas E1 e E2, 
pode-se afirmar que: 
 
De forma prática, um transformador de potência para cumprir sua função necessita de uma série de 
acessórios e componentes que possibilitem sua operação sob condições controladas de temperatura, 
estanqueidade e dentro de parâmetros especificados em projeto. Para se ter uma visão geral e 
simplificada de um transformador de potência, a figura 1.2 mostra os seus componentes principais. 
 
Figura 1.2 – Transformador de potência e componentes principais. 
 
 
 
 
10
Podemos segmentar um transformador em “parte ativa”, acessórios e sistemas de preservação de 
líquido isolante, isolação e refrigeração. 
A “parte ativa” do transformador, onde é realizado o fenômeno de indução eletromagnética, 
responsável pela transformação de tensão conforme visto na figura 1.1, é composta pelo núcleo [1] 
e enrolamentos [2], podendo existir alguns tipos de ligações entre os enrolamentos [4] como, por 
exemplo, estrela – triângulo ou estrela – estrela. 
Podemos classificar de forma resumida os acessórios de um transformador como: As buchas [9] que 
são responsáveis pela interligação e isolação entre os enrolamentos e o sistema elétrico em que o 
equipamento está interligado, o comutador de derivação em carga (CDC) [10/14] responsável pelo 
controle de tensão possibilitando a adequação do transformador às condições sistêmicas necessárias 
para operação. A comutação também pode ser realizada sem tensão, através de comutadores de 
derivação desenergizado (CDD), como por exemplo, no caso de transformadores elevadores, quando 
este controle de tensão é realizado pelos geradores de usina. 
Indicadores locais ou remotos de grandezas monitoráveis como, por exemplo, temperatura [16] e 
nível de óleo [18], proteções intrínsecas que atuam para o desligamento da unidade quando ocorre 
falhas internas como, por exemplo, o relé buchholz [19] que atua quando da formação de gases 
internos ou ainda sistemas mais complexos de monitoramento que supervisionam grandezas elétricas 
importantes para diagnósticos incipientes no processo de falha de um equipamento como fator de 
dissipação da isolação, ponto quente de enrolamento ou formação de gases, são partes integrantes 
dos acessórios de um transformador. 
O sistema de preservação do líquido isolante é composto pelo tanque principal [6], tanque de 
expansão do óleo [7], membrana / bolsa de borracha [8] e secador de ar [15], podendo haver 
variações nas formas desta selagem, principalmente no que diz respeito a forma de contato com o 
meio externo no processo inerente ao seu funcionamento de expansão / retração do meio isolante. A 
principal função deste sistema é manter sob controle os menores níveis possíveis de umidade e 
oxigênio interno ao mesmo, evitando assim a oxidação da isolação. 
O sistema de isolação [3] de um transformador convencional é realizado através de uma combinação 
entre papel e óleo mineral isolante (OMI), sendo que ao longo deste estudo também será abordada a 
utilização do óleo vegetal isolante (OVI) como parte integrante da isolação. Não fará parte do escopo 
a utilização de transformador com isolação seca no SEP. 
O sistema de refrigeração é realizado através de radiadores / trocadores de calor [11] por onde 
circulam o líquido isolante através de moto-bombas quando projetados para refrigeração forçada. O 
resfriamento normalmente é feito por moto-ventiladores [12], porém existem projetos com a 
utilização de água na troca de calor aproveitando-se da proximidade de reservatórios, no caso de 
transformadores elevadores de usinas hidrelétricas. 
 
 
 
 
11
1.3 Fundamentos e Funcionamento Básicos de Reatores Shunt 
O reator shunt (ou de derivação) é um equipamento de fundamental importância no controle da 
tensão de operação no SEP. Sua instalação é realizada frequentemente através da conexão nos 
terminais de linhas de transmissão que necessitam de um controle de tensão mais específico. Existem 
casos de instalação em barramentos e em terciários de transformadores. Sua construção e 
especificação são semelhantes a de um transformador de potência. Os reatores podem ser 
manobráveis, quando operados através de disjuntor, ou permanentes, quando interligados 
diretamente as linhas de transmissão através de chaves seccionadoras. 
De forma simplificada, o reator tem a função de minimizar o efeito capacitivo existente em linhas de 
transmissão que possuem carregamento leve (condição sistêmica) ou linhas longas (condição física). 
Este efeito conhecido como ferranti faz com que exista uma elevação na sua tensão de operação, 
sendo necessária uma compensação reativa indutiva para possibilitar o controle desta tensão dentro 
dos valores aceitáveis de operação e de especificação dos demais equipamentos do SEP. A figura 1.3 
mostra a representação de uma linha de transmissão com reatores shunt, interligados em suas 
extremidades. 
 
Figura 1.3 – Linha de transmissão com compensação reativa através de reatores shunt. 
A figura 1.4 mostra um gráfico que associa a relação entre a potência transmitida com a potência 
reativa operativa da LT em diversos níveis de tensão. Observa-se que para potências transmitidas 
inferiores a potência natural da LT se faz necessária a compensação reativa através de reatores shunt 
e que, em níveis maiores de tensão, estes valores são mais significativos. 
 
Figura 1.4 – Relação entre potência transmitida e potência reativa da LT em diversos níveis de tensão. 
 
 
12
Os subsistemas de preservação de líquido isolante, isolação, refrigeração, acessórios, e componentes 
como buchas, válvulas, secadores de ar, equipamentos de supervisão e outros, possuem as mesmas 
funções e especificações utilizadas para transformadores. Ver item 1.2 deste guia de manutenção. 
O sub-sistema parte ativa tem composição semelhante a de um transformador, diferindo nos tipos de 
ligações realizadas nos enrolamentos e quanto a necessidade de entre-ferro no núcleo do reator. 
1.4 Operação do Transformadore Ciclos de Manutenção 
Um transformador é geralmente um equipamento robusto com alta confiabilidade que exige uma 
manutenção relativamente baixa. Durante a vida útil destes equipamentos é necessário estabelecer 
uma estratégia de manutenção que assegure o nível apropriado de confiabilidade e de uma vida útil 
operacional otimizada. 
A vida útil operacional de um transformador começa com os testes prévios ao comissionamento. Uma 
vez em operação, uma estratégia de manutenção proverá a disponibilidade e confiabilidade requeridas 
durante a vida útil do equipamento com custo mínimo. 
Uma vez que uma anormalidade é detectada, algumas ou todas as técnicas de diagnósticos 
disponíveis neste guia podem ser aplicadas para avaliar a sua gravidade e determinar se o 
equipamento pode retornar a operação, com ou sem restrições. Caso seja necessária, uma ação 
corretiva pode ser executada, ou dependendo da condição do transformador, pode ser apropriado 
recorrer a uma intervenção mais intensa. Finalmente, pode-se decidir que é hora de revitalizar ou 
reparar o equipamento ou mesmo substituí-lo, dependendo dos resultados de uma avaliação que 
incluirá considerações de segurança (tanto para a equipe de funcionários quanto para o público em 
geral), as consequências ambientais e os aspectos de confiabilidade do sistema de operação. 
A seguir é mostrado um fluxograma com o ciclo de operação e manutenção de transformadores. 
 
 
13
Comissionamento
Condição de Avaliação
Condição
Normal
Sim
Não
Operação do Equipamento
Manutenção
Preventiva
Checagem e 
Teste
MBC
Manutenção
Baseada na
Condição
MCBT
Manutenção da 
Condição Baseado no 
Tempo
Sim
Evolução
Tecnológica e 
Econômica
Trabalho Principal no 
local ou na oficina
Sucata e Substituição
Fim de vida útil
MCOL
Monitoramento 
de Condição 
ON-LINE
MBT
Manutenção
Baseada no
Tempo
Não Sim
Trabalho 
Secundário
Trabalho
Principal
Interpretação
Aplique testes especiais e 
monitoração intensiva (se 
necessário)
 
Figura 1.5 - Ciclo de operação e de manutenção do equipamento, 
desde o seu comissionamento até o fim de sua vida útil. 
Os diferentes termos utilizados no ciclo de operação e de manutenção do equipamento são descritos 
abaixo. 
Comissionamento 
Quando um equipamento novo ou reparado é colocado em funcionamento, são realizados testes 
iniciais para estabelecer um padrão de referência, de modo que os resultados fiquem disponíveis para 
o uso como referência no caso de suspeita de um problema no futuro. O funcionamento adequado do 
equipamento e de todos seus componentes é verificado. 
 
 
 
14
Operação do Transformador 
O transformador é conectado a um sistema elétrico e uma carga fixa ou variável é aplicada. O 
transformador é exposto a condições sistêmicas e de operação, tais como: variações da temperatura 
ambiente, variações da carga, frequência e tensão, impulsos atmosféricos, sobretensões de 
manobras, curto-circuito, dentre outras. 
Manutenção Baseada no Tempo (MBT) 
Esta manutenção é realizada em intervalos predeterminados para reduzir a probabilidade de um item 
do equipamento falhar em serviço. Isto inclui ações de manutenção para melhorar a condição (troca 
de óleo, lubrificação, substituição preventiva de peças). O termo “manutenção sistemática preventiva” 
é também usado. Uma MBT é realizada em um intervalo fixo de tempo e a ação é realizada 
independentemente da condição do equipamento, isto é, o planejador define o que deve ser feito e 
com que freqüência deve ser feito. Este método pode oferecer um alto nível da cobertura de risco se 
as recomendações do fabricante do equipamento forem seguidas. A MBT é frequentemente 
considerada como a mais fácil, mas não a de menor custo. Ela tem a vantagem significativa de ser 
facilmente planejada e isto é particularmente importante para a manutenção que exige o 
desligamento do equipamento. 
Monitoramento de Condição Baseada no Tempo (MCBT) 
Existem ações para avaliar a condição do equipamento (por exemplo, verificações visuais, medidas e 
testes) que são realizadas em intervalos regulares e pré-planejados. Essas ações são frequentemente 
realizadas em conjunto com a manutenção que exige o desligamento do equipamento. Os resultados 
da MCBT são utilizados com freqüência para decidir a respeito da extensão da manutenção exigida 
naquele momento ou no futuro. Mas a informação obtida é limitada a uma foto de um momento 
particular. 
Manutenção Baseada na Condição (MBC) 
Esta manutenção é realizada dependendo da condição do equipamento para reduzir a probabilidade 
de um item do equipamento falhar em serviço. A MBC é baseada na avaliação da condição física real 
do equipamento e leva em consideração o seu uso, ocorrência de eventos, o possível desgaste de 
partes do comutador de tap e o desempenho de um equipamento similar. Para usar esta filosofia de 
manutenção é necessário avaliar a condição do equipamento através de métodos como MCBT, MCOL 
e a monitoração online contínua. A MBC se aplica nos casos em que a condição técnica pode ser 
medida e avaliada com base em critérios de ações recorrentes. A incorporação da MBC é uma 
estratégia de manutenção que procura reduzir custos, realizando a manutenção somente quando uma 
mudança na condição do equipamento exigir uma tomada de decisão e ação associada. Entretanto, a 
MBC requer um processo de planejamento mais complicado. A MBC é freqüentemente utilizada dentro 
de um plano de desligamentos baseada no tempo para adiar a manutenção até que seja possível um 
próximo desligamento. 
 
 
 
15
Monitoramento de Condição Online (MCOL) 
Esta é uma técnica, método ou medida que é, ou pode ser, executada ou feita com o transformador 
em funcionamento e que fornece informações sobre a condição do transformador. Isto pode incluir a 
amostragem do óleo para a análise de gás dissolvido, usando um laboratório, a execução de 
termografia ou realização de observações simples, tais como, verificar o nível de óleo nas buchas e 
nos conservadores de óleo. 
Monitoramento Online Contínuo 
Este é um refinamento da técnica de MCOL, onde uma medida ou medidas são continuamente 
seguidas ou supervisionadas, normalmente por meio de um dispositivo eletrônico inteligente (IED). 
Este dispositivo comunicará imediatamente, por meio de um alarme ou de uma mensagem, qualquer 
deterioração significativa e alertará a equipe de funcionários para que os mesmos possam tomar as 
providências apropriadas. Para ser eficaz, o monitoramento online contínuo deve anunciar a mudança 
na condição do equipamento antecipando uma falha. O monitoramento online contínuo pode servir de 
base para a Manutenção Baseada na Condição e pode eficazmente reduzir o risco de uma falha 
catastrófica inesperada. 
Estratégia de Manutenção 
A Estratégia de Manutenção é a combinação de diferentes filosofias de manutenção usadas para 
conseguir a confiabilidade exigida do sistema. A estratégia pode incluir diferentes filosofias de 
manutenção para diferentes componentes do equipamento. Por exemplo, comutadores de tap e 
buchas. A MBT é geralmente considerada uma estratégia simples, enquanto que a MBC é mais eficaz 
em termos de custo do que a MBT. Uma combinação de MBT, MCBT, MBC e MCOL é freqüentemente 
utilizada para manter um número grande de equipamentos. Verificações ou inspeções baseadas no 
tempo são usadas para a avaliação total da condição (por exemplo, vazamento de óleo) ou as 
medidas diagnósticas usuais (por exemplo, DGA), enquanto os métodos de MBC são usados para 
verificar o desgaste das peças (por exemplo, o comutador de tap). Os resultados da MBC fornecem o 
conhecimento médio ou real das condições do ativo e podem serusadas para influenciar os intervalos 
futuros da MBT. 
Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) 
A Manutenção Centrada na Confiabilidade (MCC) ou “Reliability Centered Maintenance” (RCM) é uma 
política que leva em consideração não somente o tempo de operação ou a condição técnica do ativo, 
mas também, a sua importância sistêmica, potenciais riscos ambientais ou de segurança motivado por 
sua falha, bem como as conseqüências de sua indisponibilidade. Suas características principais são: 
� Preservação do sistema prioritariamente em detrimento da abordagem tradicional que busca a 
preservação da operação do equipamento em si; 
� Identificação de modos de falhas principais que possam causar falhas nas funções operacionais; 
� Definição da aplicação de recursos baseando-se na análise dos modos de falhas principais das 
funções prioritárias do sistema. 
 
 
16
� Seleção das atividades de manutenção que efetivamente reduzam a probabilidade de falha, 
sendo que aspectos de segurança e ambientais devem ser priorizados. 
A ferramenta de análise e efeito de falha conhecida como FMEA (Failure Modeand Effects Analysis) é 
frequentemente utilizada para a definição dos modos de falha das funções do sistema quando da 
aplicação da MCC. 
Manutenção Produtiva Total (TPM) 
A Manutenção Produtiva Total ou Total Productive Maintenance (TPM), é uma política que visa a 
melhoria do desempenho e a da produtividade dos equipamentos de um sistema, levando em 
consideração principalmente os seguintes aspectos: 
� Desenvolvimento de uma organização que busque a maximização do sistema de produção, bem 
como do uso dos equipamentos durante o ciclo de vida útil dos mesmos; 
� Envolvimento de todos os funcionários da organização durante e após sua implementação; 
� Estabelecimento de condições de controle que possibilitem a busca por taxa ZERO de falhas e 
defeito. 
Esta política se baseia em 08 (oito) programas de trabalho para possibilitar a obtenção dos objetivos, 
conforme descrito sinteticamente a seguir: Melhoria Específica, Manutenção Autônoma, Manutenção 
Planejada, Educação e Treinamento, Administração e Apoio a Gestão Antecipada, Manutenção de 
Qualidade e Segurança, Saúde e Meio-Ambiente. 
Avaliação da Condição 
Este é o processo através do qual a condição de um equipamento é avaliada levando em consideração 
todos os aspectos que poderiam afetar o seu desempenho futuro. As entradas para este processo 
serão os resultados de testes e medidas, observações, histórico do funcionamento, conhecimento dos 
mecanismos das falhas e dos processos, experiência prévia com equipamento similar ou comparável e 
qualquer outro conhecimento e informação relevantes. A saída comum pode variar de uma avaliação 
simples normal ou anormal a um sofisticado “índice de desempenho do ativo” que é um sistema de 
classificação ou contabilização em uma escala única ou múltipla para permitir decisões sobre uma 
futura manutenção ou substituição prioritária sobre um lote de unidades. 
Interpretação – Testes Especiais ou Monitoramento Intensivo 
Quando houver a suspeita ou indicação de um problema no equipamento (por exemplo, pela 
avaliação rotineira da condição de funcionamento), todas as informações disponíveis são coletadas e 
avaliadas, para que então seja decidido o plano de ação para a correção do problema. Para facilitar 
este processo, uma variedade de testes especiais de diagnóstico off-line está disponível e podem ser 
usadas para avaliar as condições das diferentes peças do equipamento (por exemplo, o núcleo, os 
enrolamentos, as buchas, o OLTC e os acessórios). Em alguns casos, a aplicação de monitoramento 
intensivo, por exemplo, o monitoramento online contínuo, pode ser requisitado a fim de recolher 
dados adicionais ou para operar o equipamento com segurança. A finalidade dos testes especiais é 
 
 
17
avaliar se o equipamento poderia ser colocado em serviço novamente com ou sem ações corretivas. O 
monitoramento online contínuo é geralmente útil para se obter uma compreensão profunda da má 
condição e de suas dependências em condições de funcionamento tais como a carga, a posição do tap 
e a temperatura. 
Manutenção Corretiva 
A Manutenção Corretiva é uma operação realizada para restaurar qualquer peça do equipamento que 
falhou ou degradou até chegar a um ponto onde precisa de uma ação corretiva para assim, evitar 
uma perda no desempenho ou uma falha maior. A necessidade de uma Manutenção Corretiva segue a 
identificação de uma condição anormal e exclui a manutenção rotineira (MBT, MBC). Como exemplos 
podem incluir o tratamento ou regeneração do óleo, substituição de ventilador do sistema de 
refrigeração e reparos de vazamentos. 
Reparo 
Intervenção no equipamento, originada por defeito ou falha, com o objetivo de restabelecer o mesmo 
as suas condições originais de projeto. 
Repotencialização 
Intervenção no equipamento com o objetivo de alterar suas condições originais de projeto. 
Avaliação Técnica e Econômica 
O ciclo da operação, da manutenção rotineira e corretiva do equipamento não é permanente. Quando 
um equipamento sofre dano severo ou quando a confiabilidade do equipamento já não é satisfatória, 
uma avaliação técnica e econômica tem que ser feita para decidir a melhor opção entre sucatear ou 
substituir, reparar ou repotenciar e se o trabalho será feito no local ou em oficina. Ao avaliar a melhor 
opção, considerações como o tempo de indisponibilidade, a disponibilidade de equipamento reserva, o 
custo da indisponibilidade, o transporte e a condição do equipamento em geral serão levados em 
consideração. 
1.5 Vida útil de Transformadores 
A vida útil remanescente de um transformador é avaliada a partir de seu componente mais 
susceptível de envelhecimento que é sua isolação sólida. Ela não pode ser substituída sem que se 
tenha que desmontar, completamente, o equipamento para troca completa de enrolamentos, a 
custos significativos e, por esta razão, considera-se que a vida útil do equipamento é definida pela 
vida útil da sua isolação sólida. 
O material usado na sua fabricação é o papel isolante, produzido a partir da madeira, usualmente, 
pelo processo Kraft e, dessa forma, seu principal componente é a celulose. 
 
 
18
 
Figura 1.6 – Esquema de uma bobina e núcleo de um transformador 
@ Copyright A Guide to Transformer Maintenance" - Myers, S.D., Kelly, J.J., Parrish, R. H. 
 
O papel Isolante 
A celulose é um polímero formado por longas cadeias de glicose conectadas por ligações glicosídicas. 
O tamanho dessas cadeias de glicose define a resistência à tração da fibra de celulose e é, 
usualmente, caracterizado por uma grandeza denominada Grau de Polimerização (GP). 
O valor inicial de GP da celulose é cerca de 1200 e a secagem e condicionamento dos enrolamentos 
do transformador, operações que fazem parte do processo de fabricação desses equipamentos, 
reduzem o GP da celulose, até um valor de cerca de 1000 a 900. 
 
Figura 1.7 – Ligações químicas da glicose e da celulose 
 
 
 
19
Mecanismo de Degradação do Papel Isolante 
Existem três mecanismos principais de degradação do papel isolante: 
� Hidrólise; 
� Pirólise; 
� Oxidação. 
A presença de água no papel é, usualmente, o principal fator de degradação por hidrólise da celulose. 
O processo de decomposição é catalizado na presença de ácidos produzidos a partir da oxidação do 
óleo isolante. 
O processo de degradação por pirólise exige maior energia de ativação, cerca de 1,4 a 2 vezes a 
energia de ativação por hidrólise que, dessa forma, é o mecanismo dominante. 
A degradação por oxidação depende da presença de oxigênio no interior do equipamento. 
Quaisquer dos mecanismos citados provocacisões das ligações glicosídicas. Quanto maior o número 
de cisões menor será o GP e mais representativa será a destruição das ligações inter-fibras de 
celulose. Consequentemente, menor será sua resistência mecânica e mais quebradiço ficará o papel, 
aumentando-se assim o risco de falhas internas. Esse processo não altera, significativamente, sua 
rigidez dielétrica. 
Diversas substâncias são produzidas, podendo-se destacar a produção de hidrogênio, metano, etileno, 
água e, principalmente, o monóxido e o dióxido de carbono. São também produzidos compostos 
furânicos, dos quais o 2-furfuraldeído (2FAL) é o de maior quantidade e o mais usado como indicador 
indireto da degradação do papel. Sua análise no óleo pode ser facilmente realizada, sem desligamento 
do equipamento, através de cromatografia líquida. 
A quantidade de compostos furânicos presentes no óleo é, fortemente, dependente da temperatura, 
tipo do sistema de refrigeração do equipamento, perfil de carga, tipo de papel (kraft ou 
termoestabilizado), tipo de óleo (inibido, ou não inibido), grau de envelhecimento do óleo (índice de 
acidez), razão entre as quantidades dos isolamentos sólido/líquido (design do equipamento), teor de 
umidade no óleo e no papel e teor de oxigênio. 
Grau de Polimerização e Critério de Final de Vida Útil. 
O Grau de Polimerização (GP) representa o número médio de anéis de glicose existentes na cadeia 
celulósica e já foi demonstrada sua relação com a resistência à tração do papel isolante. À medida 
que o GP decresce para valores entre 350 e 200, a resistência mecânica do papel é reduzida até cerca 
de 50% do valor inicial. Para GP abaixo de 200, o papel torna-se quebradiço, desagregando-se em 
pequenos fragmentos. Dessa forma, aceita-se como fim de vida útil da isolação sólida um GP entre 
350 e 200. 
 
 
 
 
20
Métodos de Medição do GP, Aplicações e Limitações. 
Método direto: GP 
Requer a retirada de amostras de papel isolante o que implica no desligamento e drenagem do 
equipamento. É o método mais preciso para diagnosticar o envelhecimento da isolação sólida do 
equipamento. 
É importante destacar que a depender do local de retirada da amostra de papel o valor de GP variará. 
Um papel mais próximo do condutor de cobre tem um valor de GP inferior, porque a temperatura 
nessa zona é mais alta. Também nos casos em que o óleo do equipamento se encontra muito 
degradado, o valor de GP do papel da zona exterior do enrolamento, em contato com o óleo, é 
inferior ao valor de GP do papel das camadas centrais do enrolamento. 
No que diz respeito ao teor de água, pode-se dizer que, quanto mais elevado o teor de água do papel, 
menor o valor de GP, o mesmo acontece com o teor de oxigênio. 
Método indireto: 2FAL 
Embora existam diversos modelos correspondentes a diferentes equações que relacionam a 
concentração de 2FAL no óleo, com o GP (Burton, Vuarchex, Chendong), não foi ainda possível 
encontrar uma fórmula, de aplicação universal. 
Uma das equações propostas para relacionamento de 2FAL com GP é: 
log10 [2FALppm] = 1,51 – (0,0035 x GP) (Chendong) 
Essa fórmula de correlação entre 2FAL e GP foi obtida a partir da análise de dados de milhares de 
transformadores da Europa que, na grande maioria dos casos, não utilizavam papel 
termoestabilizado. Estudos posteriores foram realizados com o intuito de avaliar essa correlação para 
papel termoestabilizado. 
Stebbins propôs uma modificação na equação proposta por Chendong para atender a equipamentos 
que utilizam papel termoestabilizado chegando à formula: 
log10 [2FALppm] = 1,5655 – (0,0035 x GP) 
Estimation of Insulation Life Based on a Dual Temperature Aging Model, Weidmann-
ACTI Inc. Fifth Annual Technical Conference, Albuquerque, NM Nov. 13-15, 
2006.(Thomas A. Prevost) 
A velocidade de formação do 2FAL depende de múltiplos fatores tais como: tipo core, ou Shell, razão 
papel/óleo, tipo de papel kraft ou termoestabilizado, óleo inibido/não inibido, temperatura, eficácia do 
sistema de arrefecimento, condições de carga, teor de umidade no óleo e no papel. 
Para cada valor da concentração de 2FAL no óleo, não existe um único valor de GP, em todo o 
isolamento sólido, mas sim uma distribuição de GP entre a zona superior e inferior dos enrolamentos, 
 
 
21
e ainda uma distribuição radial. Tais distribuições de valores de GP dependem dos perfis de 
temperatura, de umidade e de oxigênio dissolvido, no interior do equipamento. Por exemplo, uma vez 
que a zona superior do enrolamento costuma apresentar uma temperatura superior, o valor de GP é 
mais baixo nessa zona. 
Através de experiências laboratoriais demonstra-se que 1ppm de 2FAL no óleo, corresponde a um GP 
de 800, a 95 ºC, ou a um GP de 900, a 85 ºC, no caso do material celulósico se encontrar com um 
baixo teor de umidade (≤ 1%). No caso da celulose se encontrar úmida (teor de umidade cerca de 
4%), 1ppm de 2FAL corresponde a um GP de 600, a 95 ºC e a um GP de 500, a 85 ºC. Isso evidencia 
a forte dependência que a concentração de produtos furânicos no óleo possui da umidade e 
temperatura do óleo e da celulose. Uma vez que os produtos furânicos são hidrofílicos, há um 
acréscimo pronunciado da sua solubilidade no óleo, quando o teor de água no óleo aumenta. 
Não está ainda clarificada a influência, sobre a concentração de 2FAL, no óleo, provocada pela 
ocorrência de certos fenômenos de natureza elétrica, tais como descargas elétricas e/ou descargas 
parciais, no interior do equipamento. 
O teor de furfuraldeído é obtido a partir de ensaio realizado no óleo isolante, sendo assim, sujeito às 
variações decorrentes de intervenções de tratamentos no próprio óleo. Dessa forma, temos: 
O teor de 2FAL em óleo submetido a tratamento não se altera a menos que sejam associados a um 
processo de secagem da parte ativa que causará uma contribuição maior do envelhecimento devido 
ao processo utilizado para secagem e consequente aumento do seu teor. 
O teor de 2FAL em óleo submetido à regeneração se altera. Nesse caso, ao se adotar o 2FAL como 
indicador de envelhecimento do equipamento, deve-se ter o cuidado de verificar a ocorrência desse 
tratamento ao longo dos anos de operação e assim poder criar a correlação com o GP. 
O teor de 2FAL em óleo substituído não leva a nenhuma conclusão. Nesse caso, a análise sob o teor 
de 2FAL só deverá ter coerência após alguns anos de operação do equipamento. 
Previsão do Fim de Vida do Equipamento. 
Os mecanismos de degradação da celulose são complexos e nenhum dos estudos realizados fornece 
um modelo preciso da vida útil do papel e, consequentemente, da vida útil do equipamento. 
Enquanto alguns especialistas determinaram que um aumento de 5,5 ºC na temperatura média de 
operação do equipamento reduz à metade a vida do equipamento, outros consideram 10 ºC e outros 
ainda que 8ºC, o aumento da temperatura necessária à redução, para metade, do tempo de vida do 
equipamento. 
Há, contudo, acordo, em considerar a temperatura, o oxigênio e a umidade, como os três principais 
fatores responsáveis pela degradação do papel, embora outros fatores sejam também importantes, 
como o nível de degradação do óleo (principalmente a acidez deste), além da presença de campos 
elétricos e de outros fenômenos de natureza elétrica, que podem ocorrer no interior do equipamento. 
 
 
22
O critério baseado no valor de GP considera para o fim de vida útil do papel valores abaixo de 200. 
Outros critérios de fim de vida têm sido definidos, em termos da perda de alguma propriedade 
mecânica selecionada do papel, como, por exemplo, a sua resistência mecânica. Nesse caso, o fim de 
vida do papel corresponde normalmente a uma redução de 50% na resistência mecânica inicial dopapel isolante. O critério baseado no grau de polimerização da celulose (GP) é o mais usado, 
atualmente. 
Uma vez que o tempo de vida útil restante de um equipamento depende do nível de degradação do 
isolamento sólido e não é prático retirar amostras de papel do equipamento em serviço, torna-se 
importante a utilização de um método que, mesmo de forma indireta, consiga dar informação sobre 
tal degradação, sem interferência direta no equipamento. 
Nesse contexto, avaliar os teores de furfuraldeído (2FAL) é útil para determinação do nível médio de 
degradação do papel isolante. 
É importante destacar que determinar, com exatidão, a vida residual ou ainda o fim de vida útil de 
um equipamento, exclusivamente através da determinação da concentração de 2FAL dissolvido no 
óleo, é tarefa complexa, pois há grande variedade de tipos de equipamentos, com diferentes 
“designs”, materiais de construção, condições operativas (teores de umidade e de oxigênio no óleo, 
perfis de temperaturas) e políticas de manutenção. 
Finalmente, cabe lembrar que esse método possui a grande vantagem da sua aplicação não causar 
qualquer perturbação no funcionamento do equipamento. 
1.7 Terminologia 
Os termos apresentados na sequencia são aqueles não definidos no Guia de Manutenção e cujo 
entendimento auxilia a compreensão dos assuntos tratados no Guia de Manutenção. 
Ação de Manutenção 
É a sequência de atividades elementares de manutenção, efetuadas com uma dada finalidade, sendo: 
� Acompanhamento preditivo; 
� Aferição; 
� Ajuste; 
� Calibração. 
� Conservação; 
� Ensaio; 
� Inspeção; 
� Limpeza; 
� Lubrificação; 
 
 
23
� Modernização; 
� Monitoramento; 
� Reabilitação; 
� Substituição. 
Acompanhamento Preditivo 
É aquele baseado no monitoramento da condição de um item, através da coleta de dados e 
interpretação dos mesmos, traçando a sua tendência ao longo do tempo, visando uma intervenção 
apropriada tanto técnica quanto economicamente. 
Causa 
É o evento que levou o item à condição anormal constatada. 
Confiabilidade 
Capacidade de um item desempenhar uma função especificada, sob condições e intervalos de tempo 
pré-determinados. 
Defeito 
É qualquer desvio das funções de um item, em relação aos seus requisitos, que cause ou não a sua 
indisponibilidade. 
Disponibilidade 
É a probabilidade de, em um dado momento, o item estar no estado disponível. Pode também ser 
entendido como a parcela do tempo eficaz durante a qual se considera o item em condições de estar 
ou entrar em funcionamento no mesmo instante em que for ativado. 
Ensaio 
É toda ação que determina valores que permitam comparações com os valores de funcionamento 
considerados aceitáveis ou simulem condições de verificação de operacionalidade de um item. 
Equipamento 
Para uso neste Guia de Manutenção, o termo Equipamento se refere a transformadores, 
autotransformadores, reatores tipo shunt, transformadores de aterramento e transformadores 
reguladores, nos sistema de geração, transmissão, distribuição de energia elétrica e setor industrial. 
Falha 
É o defeito que cause a indisponibilidade do item. 
 
 
24
Função Manutenção 
É o conjunto de atividades que se realiza através de processos diretos ou indiretos em um item, com 
finalidade de verificar, manter ou restabelecer suas condições operativas, econômicas e ambientais. 
Função Requerida 
Conjunto de condições de funcionamento para o qual o item foi projetado, fabricado ou instalado. O 
item poderá exercer a função requerida com ou sem restrições. 
Inspeção 
É toda ação de observar as condições de um item por intermédio dos sentidos humanos. 
Mantenabilidade 
Facilidade de um item em ser mantido ou recolocado no estado no qual pode executar suas funções 
requeridas, sob condições determinadas e mediante os procedimentos e meios prescritos. 
Manutenção Corretiva 
É toda intervenção no item que vise corrigir os efeitos e eliminar as causas dos defeitos ocorridos. 
Ela se subdivide em três tipos: 
� De emergência - quando a intervenção é imediata; 
� De urgência - quando a intervenção é executada o mais breve possível; 
� Programada - quando a intervenção é desenvolvida através de uma programação existente ou 
de uma eventual conveniência (programação extra). 
Manutenção Preventiva 
É toda intervenção no item efetuada com o objetivo de reduzir a probabilidade de defeito. 
Modernização 
É toda ação que vise introduzir melhorias em um item, para: 
� Reduzir o tempo de desligamentos; 
� Reduzir o número de desligamentos; 
� Evitar obsolescência; 
� Reduzir a necessidade de sobressalentes; 
� Aumentar níveis de segurança. 
 
 
 
25
Ocorrência 
É a condição anormal constatada de um item. 
Origem 
Indica a natureza de um defeito (mecânica, elétrica, hidráulica, etc.). 
Reparo 
Ação de normalização da condição de um item em decorrência de falha ou defeito. 
Repotenciação 
Ação de ampliação da capacidade instalada de um item. 
Revitalização 
Conjunto de medidas capazes de ampliar a confiabilidade, eficiência e disponibilidade de um item, 
com o objetivo de resgatar as condições iniciais de operação ou aumentar a expectativa de vida útil, 
não implicando na modernização de componentes ou de suas partes. 
Taxa de Falha 
Razão do incremento do número de falhas para o incremento correspondente do tempo, em qualquer 
instante da vida de um item. É representada pela relação entre o número total de falhas (NF) da 
família de itens e o somatório das horas em serviço (HS) da mesma família no período estatístico 
considerado. A taxa de falha expressa a medida do número de falhas por item da família, por hora de 
serviço. 
TF = NF / HS 
Técnicas Preditivas 
Atividades de inspeção, controle e ensaio, realizadas em um item com o objetivo de se predizer ou 
estimar o ponto ótimo para intervenção da manutenção preventiva não sistemática. 
É importante destacar que, dentre outros, os documentos abaixo citados apresentam glossários e 
definições de diversos termos técnicos aplicáveis ao Guia. 
� NBR5462 - Confiabilidade e Mantenabilidade; 
� NBR5458 - Transformador de Potência - Terminologia; 
� Submódulo 20.1 dos Procedimentos de Rede do ONS - Glossário de Termos Técnicos. 
 
 
 
26
2. ESTRATÉGIAS DE MANUTENÇÃO 
2.1 A Importância da Manutenção 
A manutenção do transformador tem um impacto fundamental na sua vida útil e confiabilidade. Ao 
longo da vida útil do equipamento se faz necessário a realização de uma manutenção adequada para 
manter a sua confiabilidade em níveis aceitáveis durante este período. Nos últimos anos, o surgimento 
de novas tecnologias possibilitou a redução da necessidade de manutenção, porém devido a longa 
estimativa de vida útil do equipamento, os mantenedores têm que lidar com uma grande variedade de 
tecnologias, exigindo níveis e escopos diferentes da manutenção. 
Exemplos de possíveis impactos da falta de manutenção adequada ao longo da vida útil de um 
transformador: 
� Perda, erro ou insuficiência de ensaios ou registros dos dados de comissionamento; 
� Não detecção de não conformidades no equipamento durante período de garantia; 
� Início da oxidação do óleo isolante; 
� Desgaste dos contatos do CDC; 
� Desgaste da pintura e tratamento anti-corrosivo devido ao clima e raios UV; 
� Desgaste da pintura e tratamento anti-corrosivo devido ao clima e raios UV em níveis mais 
agressivos; 
� Transdutores perdem calibração; 
� Início do processo de deterioração de acessórios e fiação; 
� Desgastes dos rolamentos dos ventiladores e moto-bombas; 
� Surgimento de pontos quentes na parte ativa; 
� Deterioração do óleo isolante afetando a isolação sólida;� Vazamento de óleo isolante devido a falhas no sistema de vedação; 
� Desgaste da pintura e tratamento anti-corrosivo devido ao clima e raios UV em níveis mais 
agressivos; 
� Oxidação e hidrólise aceleram o estágio de envelhecimento da isolação; 
� Queda acelerada do grau de polimerização (GP) da isolação sólida; 
� Buchas e CDC tem maior possibilidade de falha; 
� Aparecimento de borra na isolação líquida; 
� Diminuição da suportabilidade dielétrica devido a umidade; 
� Aumento significativo na probabilidade de perda do equipamento. 
 
 
27
Muitos mecanismos da degradação e de falha do equipamento podem ser detectados, corrigidos, 
evitados ou até mesmo retardados devido a uma manutenção apropriada. Uma estratégia de 
manutenção deve ser definida para determinar o nível adequado de manutenção, as atividades 
relacionadas e quando esses trabalhos serão executados. 
A importância da manutenção na vida útil de um transformador pode ser exemplificada nas atividades 
de comissionamento e análise de gases dissolvidos (DGA) no óleo isolante. 
É fundamental para a análise do desempenho do equipamento ao longo de sua vida útil a realização 
de um bom comissionamento que englobe, como por exemplo, a qualidade inicial do óleo, 
funcionalidade plena dos equipamentos e sistemas auxiliares tais como sistema de refrigeração e 
comutadores de tap, o ajuste apropriado dos dispositivos de proteção e de controle e o correto 
funcionamento de comunicações de alarmes. 
É importante para uma futura comparação e diagnóstico o correto registro dos dados obtidos durante 
o comissionamento, assim como os dados de ensaios realizados em fábrica. 
Idealmente, nos primeiros anos a manutenção deve exercer impacto mínimo na disponibilidade do 
equipamento. Neste período, é essencial a verificação de que o equipamento se encontra em 
operação dentro do especificado em projeto. Comumente esta verificação é realizada através de 
amostras regulares de óleo isolante para DGA. Inicialmente é recomendado que essas amostras de 
óleo sejam realizadas imediatamente antes e após a sua primeira energização e após esse período, as 
amostragens devem ocorrer em intervalos curtos até que a confiabilidade no funcionamento correto 
do equipamento esteja garantida, conforme manual do fabricante. 
2.2 Impactos da Indisponibilidade 
Os impactos da indisponibilidade de transformadores irão variar de acordo com a sua receita ou a sua 
importância sistêmica. Existem legislações específicas para equipamentos de transmissão e geração, 
com diferenças significativas entre as mesmas. 
Atualmente, as concessionárias de Transmissão no Brasil são remuneradas com base na 
disponibilidade dos equipamentos e linhas de transmissão, chamados de funções de transmissão (FT), 
e são penalizadas pelas indisponibilidades devidas tanto às manutenções preventivas quanto às falhas 
intempestivas. Uma restrição operativa, que limite, por exemplo, a potência em um transformador 
também implica em penalizações. Os mecanismos de penalização podem ser a Parcela Variável por 
Indisponibilidade (PVI) ou Parcela Variável por Restrição Operativa (PVRO), que implicam em 
descontos na remuneração base das funções de transmissão. 
As indisponibilidades são penalizadas de acordo com os seguintes aspectos: o prazo de emissão das 
solicitações quando comparado com a data da intervenção (sendo que os valores de descontos podem 
variar cerca de 10 vezes entre manutenções programadas ou de urgência), duração e freqüência dos 
desligamentos e o valor do pagamento base da FT. 
 
 
 
28
As regras que as concessionárias de geração estão submetidas atualmente possuem uma maior 
flexibilidade quando comparadas às concessionárias de transmissão, principalmente no que se diz 
respeito ao período de apuração que no caso específico é referente aos últimos 60 meses. Na prática, 
a maioria das atividades relacionadas a transformadores neste segmento contribuem minimamente 
para a indisponibilidade do complexo de geração, visto que as manutenções realizadas em geradores 
têm naturalmente seu tempo de intervenção períodos comparativamente mais extensos. A 
indisponibilidade dos ativos de geração, juntamente com outros fatores como, por exemplo, o 
histórico de vazões do reservatório da usina, podem afetar a energia assegurada do complexo, que é 
o montante de energia disponível para negociação, submetidos as regras do mercado de energia. 
Além dos mecanismos impostos pela ANEEL de penalização por indisponibilidade ou redução da 
energia assegurada. A indisponibilidade de transformadores pode implicar em restrições de sistema, 
com sobrecarga em outros pontos do sistema ou até mesmo a interrupção de fornecimento de 
energia elétrica a consumidores, dependendo da configuração da rede onde estiver instalado. 
De uma forma geral, o aspecto da indisponibilidade dos ativos de transmissão ou geração deve ser 
ponto fundamental na definição das estratégias de manutenção a serem implantadas, devendo ser 
consideradas as seguintes premissas visando minimizar este fator: 
� Realizar compatibilização de intervenções entre os diversos segmentos da empresa 
concessionária, ou mesmo, entre empresas distintas na ocasião de desligamentos de linhas de 
transmissão associadas a transformadores; 
� Avaliar a implantação de ferramentas de manutenção que valorizem a disponibilidade do ativo, 
como por exemplo, técnicas preditivas e de monitoramento on-line contínuo; 
� Especificar componentes que permitam uma mínima manutenção; 
� Avaliar a possibilidade de realizar intervenções de natureza preventiva e corretiva sem que seja 
necessário o desligamento do ativo. 
2.3 Avaliação da Condição do Equipamento 
Toda a estratégia de manutenção depende da avaliação da condição do equipamento, ou seja, a sua 
eficiência está diretamente relacionada com as ações implementadas antes que uma perda de 
desempenho ocorra. A figura 2.1 mostra uma condição teórica em termos da degradação em função 
do tempo para um transformador. 
 
 
Figura 2.1 – Condição teórica da degradação do transformador 
 
 
29
Analisando a figura 2.1, três aspectos importantes devem ser considerados: 
� No ponto X, a condição do equipamento é boa, porém existe início da degradação não 
detectável; 
� No ponto Y, a condição do equipamento se alterou consideravelmente de forma que pode ser 
detectável por uma ferramenta de diagnóstico técnico específica; 
� No ponto Z, a condição do equipamento deteriorou-se o suficiente podendo levar a uma falha 
do mesmo. 
Na decisão de implementar uma estratégia de manutenção, é muito importante utilizar ferramentas 
que possam “monitorar” a condição do equipamento. Idealmente esta decisão deve ter a capacidade 
de: 
� Ter um intervalo de medida ou de inspeção que seja menor do que ∆T[YZ] e permita a 
detecção de uma falha antes que ela ocorra; 
� Detectar uma mudança ocorrida na condição do equipamento que seja relativamente pequena 
comparada às mudanças onde a falha ocorre, permitindo ter um período de tempo de ∆T[YZ] 
suficientemente longo para que se possa agir preventivamente, evitando a falha do 
equipamento e minimizando o tempo de indisponibilidade do transformador. 
É importante realizar uma avaliação técnica e financeira de forma que possibilite a escolha de uma 
filosofia de manutenção que reúna estratégias eficazes que aumentem a confiabilidade do 
equipamento a custos compatíveis com o valor do ativo. Nesta decisão devem ser considerados os 
seguintes pontos: 
� Avaliar entre a adoção de monitoramento “off-line” e “on-line” de uma forma geral ou para 
alguns pontos específicos do equipamento; 
� Tratando-se de monitoramento “off-line”, definir um intervalo de tempo entre medidas 
suficientementecurto para garantir a confiabilidade do equipamento pode não ser prático em 
algumas situações; 
� Para os processos muito rápidos da deterioração, até mesmo o monitoramento online contínuo 
pode não ser adequado para detectar o problema a tempo para que sejam tomadas as devidas 
providências. Neste caso, é importante que os dispositivos de proteção possam limitar a 
consequência da possível falha; 
� A avaliação da condição do equipamento será tão boa quanto a integridade dos dados obtidos 
no monitoramento. 
2.4 Manutenção Baseada no Tempo 
A manutenção baseada no tempo é uma política muito utilizada pelas empresas do setor elétrico 
devido, principalmente, a baixa complexidade de implantação e a previsibilidade no planejamento das 
atividades preventivas. As suas principais características são as seguintes: 
 
 
30
� Planos de manutenção definidos por níveis de complexidade; 
� Intervalos de tempos pré-definidos entre manutenções; 
� Freqüentemente associada a manutenções preditivas, como por exemplo, análise de óleo 
isolante. 
O Cigré Brasil realizou pesquisa com a colaboração de 12 empresas de transmissão, geração e 
distribuição entre os meses de agosto e setembro de 2012, sobre práticas de manutenção baseada no 
tempo. Os resultados das práticas de manutenção realizadas nestas empresas validaram o 
apresentado na pesquisa realizada pelo Cigré internacional e divulgado na publicação “Guide for 
Transformer Maintenance – Working Group A2.34 de fevereiro de 2011”. Dos resultados apresentados 
nesta pesquisa destacamos o seguinte: 
As práticas de manutenção variam significativamente entre os usuários do transformador. Os fatores 
possíveis que podem influenciar nas práticas de manutenção são: 
� Características e especificações do transformador; 
� A qualidade dos componentes instalados no transformador; 
� A função exigida do transformador (carga, operação do CDC); 
� O ambiente em que o transformador está instalado (temperatura, umidade); 
� O índice histórico de falhas do transformador e tipos de falha; 
� O nível de redundância do transformador e as consequências de sua indisponibilidade; 
� A modalidade de falha e os seus efeitos na segurança da subestação; 
� A cultura e o foco de companhia baseados na manutenção; 
� A disponibilidade e os custos de trabalho; 
� O grau de implementação de tecnologias modernas; 
� A presença de um programa de otimização da manutenção. 
A tabela 2.1 resume as práticas de manutenção típicas que foram relatadas na pesquisa. Caberá a 
cada usuário determinar que nível de manutenção é apropriado dependendo da situação. Pode-se 
igualmente notar que o nível de manutenção pode ser diferente para cada ação realizada no mesmo 
grupo de transformadores, dependendo de cada situação particular. Já que há muitos fatores que 
influenciam uma política da manutenção, a intensidade da manutenção foi dividida em três níveis 
diferentes como descrito na tabela 2.2. 
 
 
 
 
 
31
TABELA 2.1– Pesquisa do Cigré Internacional: Resultados entre manutenções adotadas. 
Ação 
Intervalo de Manutenção Comentário 
Leve Regular Intensivo 
Inspeção Visual 6 meses 1 mês 1 dia Em operação 
Inspeção visual detalhada 1 ano 3 meses 2 semanas Em operação 
Análise de gases dissolvidos 2 anos 1 ano 3 meses A periodicidade pode variar com a 
instalação de sistema de 
monitoramento on-line contínuo 
Testes Físico-químico do óleo 6 anos 2 anos 1 ano 
Limpeza do sistema de resfriamento Condicional Condicional Qualquer 
intervalo 
O desligamento do equipamento 
poderá ser necessário 
Verificação de acessórios 12 anos ou 
condicional 
6-8 anos 1-2 anos Com desligamento do equipamento 
Ensaios elétricos básicos Condicional Condicional Qualquer 
intervalo 
Com desligamento do equipamento 
Ensaios de isolamento (Fator de 
potencia) 
Condicional 6-8 anos 2-4 anos Com desligamento do equipamento 
Inspeção interna do CDC 12 anos 6-8 anos 4 anos Considerar as recomendações do 
fabricante, número de operações e 
tecnologia empregada. 
 
TABELA 2.2 – Intervalos de manutenção x Características 
Intervalos de 
Manutenção Características 
Leve 
� Transformadores equipados com componentes que são conhecidos por serem muito 
confiáveis; 
� Baixa carga e baixo número de operações de comutadores de tap; 
� O transformador não opera em um ambiente agressivo; 
� Tecnologias avançadas do transformador que exigem menos manutenção; 
� Baixas consequências em caso de falha inesperada. 
Intensivo 
� Componentes que são conhecidos por exigirem atenção frequente; 
� Carga elevada, número elevado de operações de CDC; 
� O transformador que opera em um ambiente agressivo; 
� Transformador com tecnologia mais antiga; 
� Graves consequências em caso de falha inesperada. 
Regular � Qualquer situação que esteja entre os dois níveis anteriores. 
 
2.5 Manutenção Baseada na Condição 
A Manutenção Baseada na Condição (MBC) pressupõe a possibilidade de identificação de um motivo 
ou de uma necessidade para que haja uma intervenção de manutenção. No capítulo 1, o ciclo de 
manutenção da figura 1.5 ilustra que a MBC exige o conhecimento da condição do equipamento a 
partir dos seguintes métodos: 
 
 
 
32
� Inspeção regular; 
� Execução das rotinas de manutenção baseada no tempo; 
� Monitoramento da condição baseada do tempo (MCBT); 
� Monitoramento da condição on-line (MCOL). 
Os parâmetros medidos ou estados observados são avaliados de acordo com os critérios predefinidos 
(valores limites) para uma condição aceitável. A manutenção é executada somente quando uma 
mudança na condição do equipamento indica a necessidade de uma ação. 
Esta seção descreve dois exemplos de Manutenção Baseada na Condição usando os ensaios no óleo, 
físico-químico e análise de gases dissolvidos (DGA), onde os resultados com valores superiores aos 
valores limites ou a tendência de elevação levam a identificação das causas e tomadas de decisão 
para ações corretivas. 
A figura a seguir mostra o fluxo de decisão a partir da verificação de valores anormais detectados na 
analise físico-química do óleo isolante, valores limites excedidos (absolutos ou tendência): 
 
Valores limites
Excedidos
Acidez, Fator de
Potência e Tensão
Interfacial
Qauntidade de
inibidor ou outro
Aditivo de Óleo
Queda da Rigidez
Dielétrica
Quantidade de
Água
Fator de Potência
e Tensão
Interfacial
- Vazamento de
Particulas
(Carbono CDC)
- Entrada de Água
-Envelhecimento do
papel
- Vazamento de
particulas
(carbono - CDC)
- Envelhecimento do
óleo
- Aditivo sendo
consumido
- Filtragem do
óleo
- Reparar
vazamentos
- Secagem do
equipamento
- Eliminação de
vazamentos
(gaxetas, selagem
hermética de óleo)
Realizar aditivação
do óleo
- Recuperação do
óleo
Teste de Óleo
Afetado Causas Possíveis
 
 
Figura 2.2 – Fluxo de analise dos resultados obtidos na análise físico-química. 
 
 
 
33
A figura a seguir mostra o fluxo de decisão a partir da verificação de valores anormais detectados na 
analise de gases dissolvidos no óleo isolante (DGA), valores limites excedidos (absolutos ou 
tendência): 
 
 
 
Figura 2.3 – Fluxo de analise dos resultados obtidos no DGA 
 
 
 
 
34
Para se estabelecer os valores limites, consultar os seguintes documentos: 
� IEC60599: “Equipamento elétrico impregnado de óleo mineral em serviço - Guia para a 
interpretação e análise de gases livres e dissolvidos”; 
� IEEE STD C57.104: “Guia para a interpretação dos gases gerados em Transformadores imersos 
em óleo isolante; 
� Folheto técnico da CIGRÉ JTF D1.01/A2.11: “Desenvolvimentos recentes de interpretação de 
DGA; 
� NBR