Analise de Falhas em Transformador de Corrente

Prévia do material em texto

ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE 
CORRENTE 
 João Pedro Mattos Costa 
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de 
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, 
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como 
parte dos requisitos necessários à obtenção do 
título de Engenheiro. 
Orientadores: Jorge Nemésio Sousa 
 Marianna Nogueira Bacelar 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Rio de Janeiro 
Março de 2018 
 
 
ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE 
CORRENTE 
João Pedro Mattos Costa 
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE 
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE 
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS 
NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO 
ELETRICISTA. 
Examinado por: 
Prof. Jorge Nemésio Sousa, M.Sc. 
(Orientador) 
 
 
 
Engª. Marianna Nogueira Bacelar, M.Sc. 
(Co-orientadora) 
 
 
 
Prof. Jorge Luiz do Nascimento, Dr.Eng. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL 
MARÇO DE 2018 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Mattos Costa, João Pedro 
Análise de Falhas em Transformadores de Corrente/ João 
Pedro Mattos Costa – Rio de Janeiro: UFRJ/ ESCOLA 
POLITÉCNICA, 2018. 
XIV, 98 p.: il.; 29,7 cm. 
Orientadores: Jorge Nemésio Sousa 
Marianna Nogueira Bacelar 
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/ Curso 
de Engenharia Elétrica, 2018. 
Referências Bibliográficas: p. 92-95. 
1. Falha. 2. Transformador de Corrente. 3. Manutenção. 
4. Vida Útil. I. Nemésio Sousa, Jorge et al. II. Universidade 
Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de 
Engenharia Elétrica. III. Título. 
iv 
 
Agradecimentos 
A toda minha família e aos meus pais, Jorge e Regina, por todo carinho, todas as 
renúncias, todos os ensinamentos e todas as oportunidades que me ofereceram. Essa 
conquista também é de vocês. Obrigado! 
À minha namorada, Vanessa, por todo o apoio, por ser minha melhor amiga e 
companheira e por todos os momentos que vivemos nos últimos anos. Nossa trajetória se 
confunde com meu caminho na graduação e, sem você, nada disso seria possível. 
A todos os meus amigos que me ajudaram a vencer os desafios da graduação. 
Agradeço a todos os companheiros da UFRJ e em particular aos amigos Felipe Farage, 
Larissa Verlaine, Maisa Kashima, Maria de Fátima, Pedro Trindade e Robson Elias que 
fizeram parte de um verdadeiro time e me ajudaram em diferentes fases da faculdade. 
Aos meus orientadores, Jorge Nemésio e Marianna Bacelar, pela orientação e 
discussões que levaram à elaboração deste trabalho. 
A todos os professores que passaram pela minha vida. Especialmente, aos 
professores do DEE e em particular aos professores (as) Carmen, Jorge Nemésio e Tatiana 
pelo ofício de preparar e inspirar a mim e meus colegas. Fica a minha profunda admiração 
e agradecimento por todas as aulas, palestras, conversas e por nos passar um pouco de 
toda a experiência que têm. 
À UFRJ, Escola Politécnica e em particular ao DEE e seus funcionários que 
fizeram do Bloco H uma segunda casa. 
Ao ONS e aos colegas da GET e EGP, pelo imenso aprendizado ao longo dos dois 
anos de estágio. Agradeço especialmente à minha supervisora Marianna Bacelar, por 
todas as respostas para minhas inúmeras perguntas e pelo tanto que agregou na minha 
formação, à Andreia Maia e ao Antônio Carlos, por todas as oportunidades de crescimento 
e aprendizado, inspiração e confiança no meu trabalho e aos amigos de estágio Gabriel 
Longhi, Pedro Trindade e Victor Campos, pela parceria diária. 
À CAPES por proporcionar meu ano de intercâmbio pelo Ciência sem Fronteiras, 
período de enorme crescimento. 
 
v 
 
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos 
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. 
ANÁLISE DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE CORRENTE 
João Pedro Mattos Costa 
Março/2018 
Orientadores: Jorge Nemésio Sousa 
 Marianna Nogueira Bacelar 
Curso: Engenharia Elétrica 
O envelhecimento das instalações de alta tensão é uma questão que vem ganhando maior 
destaque nos últimos anos. Com isso, técnicas para monitorar e prever o fim da vida útil 
de equipamentos têm sido desenvolvidas. No Brasil, as tratativas de renovação das 
instalações e equipamentos do Sistema Interligado Nacional ganharam impulso a partir 
de 2015, com a publicação da Resolução Normativa 643/2014 da ANEEL. 
Enquanto isso, o grande número de falhas catastróficas de transformadores de corrente 
que acarretaram explosões suscita debates quanto à possibilidade desses equipamentos 
estarem operando com vida útil esgotada ou por esgotar. Esta hipótese levou à criação de 
um Grupo de Trabalho entre órgãos e empresas do Sistema Elétrico Brasileiro para 
discussão do tema. Com isso, são estudadas as falhas ocorridas de forma a mitigá-las. 
O presente TCC tratará das principais características técnicas dos transformadores de 
corrente, permitindo a compreensão sobre seu funcionamento. Serão apresentados os 
principais ensaios pertinentes, técnicas de manutenção, modos de falha, conceitos de vida 
útil e caracterização de fim de vida útil. Será realizada uma abordagem estatística das 
explosões de transformadores de corrente no Brasil com o cálculo das taxas de falha para 
esses equipamentos. Será feita ainda uma análise mais profunda do modelo com maior 
número de explosões, mostrando o processo de identificação das possíveis causas. Por 
fim, serão mostrados os números relacionados ao processo de substituição de 
transformadores de corrente por fim de vida útil. 
Palavras-chave: Falha; Transformador de corrente; Manutenção; Vida útil. 
 
vi 
 
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/ UFRJ as a partial fulfillment of the 
requirements for the degree of Electrical Engineer. 
FAILURE ANALYSIS OF CURRENT TRANSFORMERS 
João Pedro Mattos Costa 
March/2018 
Advisors: Jorge Nemésio Sousa 
 Marianna Nogueira Bacelar 
Course: Electrical Engineering 
The ageing process of power transmission assets turned into a major concern in the last 
years. Hence, new techniques have been developed for monitoring and prediction of 
equipment’s end-of-life. In Brazil, the renewal process gained momentum through the 
publication of the Normative Resolution 643/2014 by ANEEL, which is in application 
since 2015. 
Meanwhile, the large number of current transformers’ catastrophic failures followed by 
explosion raises debates about the possibility that these equipment were operating beyond 
their lifetime. This hypothesis led to the creation of a Working Group among the Brazilian 
Electricity Sector bodies and transmission utilities to discuss this subject. By these means, 
the failures are investigated in order to mitigate their occurrence. 
This Bachelor thesis will address the main technical characteristics of current 
transformers leading to the complete understanding of its functioning. The relevant 
electrical tests, maintenance aspects, failure modes, lifespan concepts and end-of-life 
characterization will be presented. A statistical analysis of the failures in the Brazilian 
transmission grid as well as the failure rates calculation will be undertaken. A deeper 
analysis of the model with most number of explosions will be carried out in order to show 
the identification process of the explosions’ root causes. Finally, the substitution of 
current transformers due to end-of-life numbers in Brazil will be shown. 
Key-words: Failure; Current transformer; Maintenance; Lifetime. 
 
vii 
 
Sumário 
Capítulo 1 Introdução ................................................................................................... 1 
1.1 Apresentação ....................................................................................................... 1 
1.2 Proposta ...............................................................................................................2 
1.3 Motivação ............................................................................................................ 2 
1.4 Objetivos do estudo ............................................................................................. 3 
1.4.1 Objetivo primário........................................................................................... 3 
1.4.2 Objetivos secundários .................................................................................... 3 
1.5 Relevância e importância do estudo .................................................................... 3 
1.6 Limitações do estudo ........................................................................................... 4 
1.7 Organização e descrição do trabalho ................................................................... 5 
Capítulo 2 Revisão Bibliográfica ................................................................................. 6 
2.1 Transformador de corrente .................................................................................. 6 
2.1.1 Conceitos básicos e definições ...................................................................... 7 
2.1.2 Circuito equivalente ..................................................................................... 10 
2.1.3 Especificação ............................................................................................... 13 
2.1.3.1 Normas ................................................................................................. 14 
2.1.3.2 Condições ambientais ........................................................................... 14 
2.1.3.3 Serviço .................................................................................................. 15 
2.1.3.4 Valores nominais .................................................................................. 17 
2.1.3.5 Nomenclatura........................................................................................ 22 
2.1.3.6 Representação ....................................................................................... 23 
2.1.4 Características construtivas do TC .............................................................. 25 
2.1.4.1 Tipos construtivos ................................................................................ 25 
2.1.4.2 Partes principais .................................................................................... 29 
2.2 Vida útil de um equipamento elétrico ............................................................... 30 
2.2.1 Envelhecimento ........................................................................................... 30 
2.2.2 Fim da vida útil ............................................................................................ 33 
viii 
 
2.3 Falhas em transformadores de corrente ............................................................. 36 
2.3.1 Tipos de falha .............................................................................................. 37 
2.3.2 Taxas de falha .............................................................................................. 38 
2.3.3 Modos de falha de transformadores de corrente .......................................... 42 
2.3.4 Explosões de transformadores de corrente .................................................. 43 
2.4 Manutenção de transformadores de corrente .................................................... 47 
2.4.1 Técnicas preditivas de manutenção para transformadores de corrente ....... 47 
2.4.2 Manutenção corretiva para transformadores de corrente ............................. 52 
2.5 Obras de melhorias e reforços ........................................................................... 54 
2.5.1 Substituição e reforma de equipamentos em fim de vida útil ...................... 57 
2.5.2 Receita anual permitida ............................................................................... 57 
Capítulo 3 Metodologia da Pesquisa .......................................................................... 62 
3.1 Delineamento da pesquisa ................................................................................. 62 
3.2 Conceito e classificações de pesquisa ............................................................... 62 
3.3 Classificação desta pesquisa .............................................................................. 64 
Capítulo 4 Análise Estatística de Explosões de Transformadores de Corrente ......... 65 
4.1 Estudo de caso: o modelo com mais explosões ................................................. 72 
4.1.1 Investigação das causas das falhas .............................................................. 77 
4.2 Taxas de falha de transformadores de corrente ................................................. 81 
4.3 Substituição de transformadores de corrente por fim de vida útil ..................... 85 
Capítulo 5 Conclusões Gerais .................................................................................... 89 
5.1 Sugestões de trabalhos futuros .......................................................................... 90 
Referências Bibliográficas .............................................................................................. 92 
Anexo ............................................................................................................................ 96 
ix 
 
Lista de Figuras 
Figura 2.1- Esquema básico de um TC [13]. ........................................................... 7 
Figura 2.2 - Modelo real completo de um transformador de corrente. ............... 11 
Figura 2.3 - Circuito simplificado de um TC. .................................................... 12 
Figura 2.4 - Curva de saturação de transformadores de corrente para serviço de 
proteção e medição [18]. ................................................................................................... 17 
Figura 2.5 - Trecho da placa de um TC com seus valores nominais. ................. 17 
Figura 2.6 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de 
exatidão 0,3 [12]. .............................................................................................................. 19 
Figura 2.7 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de 
exatidão 0,6 [12]. .............................................................................................................. 20 
Figura 2.8 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de 
exatidão 1,2 [12]. .............................................................................................................. 20 
Figura 2.9 - TC com núcleos e enrolamentos separados para proteção e medição 
[19]. ................................................................................................................................... 21 
Figura 2.10 - Polaridades aditiva e subtrativa para TCs [18]. .............................. 24 
Figura 2.11 - Terminais do primário e secundário de TCs [20]. ........................... 25 
Figura 2.12 - TCs de barra. ................................................................................. 26 
Figura 2.13 - TC do tipo janela [21]. .................................................................... 26 
Figura 2.14 – Vista dos TCs de bucha instalados em um transformador. .......... 27 
Figura 2.15- Transformador de corrente do tipo invertido associado a um 
disjuntor. ......................................................................................................................... 28 
Figura 2.16 - Partes principais que compõe um transformador de corrente: (a) tipo 
Invertido; e (b) tipo Pedestal [23]. .................................................................................... 29 
Figura 2.17 - Efeito dos estresses do equipamento com o aumento do risco de falha 
[27]. ...................................................................................................................................33 
Figura 2.18 - Curvas típicas de taxa de falha em função do tempo em operação do 
equipamento [25]. ............................................................................................................. 40 
Figura 2.19 - Rompimento dielétrico externo de um TC. ................................... 43 
Figura 2.20 - Transformador de potência que pegou fogo após explosão de um 
TC. .................................................................................................................................. 44 
Figura 2.21 - Foto de um TC no momento da explosão. .................................... 45 
x 
 
Figura 2.22 - Foto de um TC após a explosão. ................................................... 46 
Figura 2.23 - Estado do núcleo do TC após a explosão. ..................................... 46 
Figura 2.24 - Indicativo de vazamento do óleo isolante de um TC. ................... 48 
Figura 2.25 - Termograma de um TC. ................................................................ 49 
Figura 2.26 - Retirada de amostra de papel isolante de um TC para ensaios. .... 50 
Figura 2.27 - Decisões que podem ser tomadas ao longo da vida útil do 
equipamento [27]. ............................................................................................................. 54 
Figura 2.28 - Composição da RAP [11]. ............................................................... 58 
Figura 2.29 - Configuração da RAP [11]. ............................................................. 59 
Figura 2.30 - Configuração da RAP com a realização de Melhorias e Reforços [11].
 ........................................................................................................................................ 59 
Figura 2.31 - Configuração da RAP após o fim do contrato de concessão [11]. .. 60 
Figura 2.32 - Configuração da RAP com a adição da PAI [11]. .......................... 61 
Figura 4.1 - Gráfico das explosões ao longo do tempo. ..................................... 65 
Figura 4.2 - Mapa com os locais das explosões e a frequência de ocorrências. . 66 
Figura 4.3 - Gráficos das explosões por Região do país (esquerda) e as Unidades 
Federativas (direita). ....................................................................................................... 67 
Figura 4.4 - Gráfico da perda de carga causado pelas explosões. ...................... 68 
Figura 4.5 - Gráficos da tensão operativa nominal dos TCs (esquerda) e os 
equipamentos aos quais estavam associados (direita). ................................................... 68 
Figura 4.6 - Gráficos do Tipo Construtivo (esquerda) e Isolação (direita) dos TCs 
que explodiram. .............................................................................................................. 69 
Figura 4.7 - Gráfico da idade dos TCs que explodiram. ..................................... 70 
Figura 4.8 - Gráfico da distribuição da frequência de explosões por modelo de TC.
 ........................................................................................................................................ 70 
Figura 4.9 - Gráfico da idade dos TCs que explodiram dentre os três modelos com 
maior número de ocorrências. ........................................................................................ 71 
Figura 4.10 - Evolução do número de explosões envolvendo o TC de modelo J.
 ........................................................................................................................................ 73 
Figura 4.11 - Mapa com os locais das explosões do modelo J, bem como a 
frequência de ocorrências. .............................................................................................. 74 
Figura 4.12 - Ano de fabricação (esquerda) e idade dos TCs (direita) do modelo J 
que explodiram. .............................................................................................................. 75 
Figura 4.13 - Equipamentos associados aos TCs do modelo J que explodiram. 76 
xi 
 
Figura 4.14 - Gráfico da perda de carga causado pelas explosões do modelo J. 76 
Figura 4.15 - Vãos da subestação testada. .......................................................... 80 
Figura 4.16 - Total de TCs em operação e explosões por ano. ........................... 82 
Figura 4.17 - Taxa de falha anual e média de TCs. ............................................ 83 
Figura 4.18 - Taxa de falha anual e média de TCs - Rede de 230 kV. ............... 83 
Figura 4.19 - Taxa de falha anual e média de TCs - Rede de 345 kV. ............... 84 
Figura 4.20 - Taxa de falha anual e média de TCs - Rede de 500 kV. ............... 84 
Figura 4.21 - Taxa de falha anual e média de TCs - Influência do modelo J na rede 
de 500 kV. ...................................................................................................................... 85 
Figura 4.22 - Substituição de modelos envolvidos nas ocorrências de explosão de 
TC. .................................................................................................................................. 87 
xii 
 
Lista de Tabelas 
Tabela 2.1 - Esforços que impactam no envelhecimento de transformadores de 
corrente [26]. ..................................................................................................................... 31 
Tabela 2.2 - Vida útil regulatória e taxas de depreciação de alguns equipamentos. 
Em destaque as informações sobre transformadores de corrente [28].............................. 35 
Tabela 2.3 - Modos de Falhas Maiores e Menores em TCs [26]. ......................... 42 
Tabela 4.1 - Níveis básicos de isolamento para um TC da classe 550 kV [12]. ... 73 
xiii 
 
Lista de Siglas 
Ω - Ohms – Unidade de resistência elétrica 
A – Ampère - Unidade de corrente elétrica 
ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas 
AIS – Air Insulated Substation 
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica 
ANSI – American National Standards Institute 
CERNE - Centro de Excelência em Recursos Naturais e Energia 
CIGRÉ – Conseil International des Grands Réseaux Electriques 
CIGRÉ-Brasil – Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de Energia 
Elétrica 
DGA – Dissolved Gas Analysis 
ECE – Esquema de Controle de Emergência 
ECS – Esquema de Controle de Segurança 
EPE – Empresa de Pesquisa Energética 
GP – Grau de Polimerização 
GT – Grupo de Trabalho 
IEC – International Electrotechnical Comission 
IEEE – The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 
MCPSE – Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico 
MME – Ministério de Minas e Energia 
MW – Mega Watt – Unidade de potência elétrica ativa 
NBI – Nível Básico de Isolamento 
NBR – Norma Brasileira aprovada pela ABNT 
O&M – Operação e Manutenção 
xiv 
 
ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico 
PAI - Parcela Adicional de Incentivo 
PAR – Plano de Ampliações e Reforços 
pC – Pico Coulomb – Unidade de carga elétrica 
PMI – Plano de Modernização de Instalações 
ppm – Partes por milhão 
PV – Parcela Variável 
RAP – Receita Anual Permitida 
RB – Rede Básica 
RBF – Rede Básica de Fronteira 
ReA – Resolução Autorizativa 
ReN – Resolução Normativa 
SEB – Setor Elétrico Brasileiro 
SEP – Sistemas Especiais de Proteção 
SIN – Sistema Interligado Nacional 
TC – Transformador de Corrente 
TI – Transformador de Instrumento 
TMEF – Tempo Médio entre Falhas 
TMPF – Tempo Médio para Falhar 
TSFI – Tensão Suportável Nominal à Frequência Industrial 
TSIA – Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico 
TSIM – Tensão Suportável Nominal de Impulso de Manobra 
UNIFEI - Universidade Federal de Itajubá 
UV – Ultravioleta 
V – Volt - Unidade de tensão elétrica 
VA – Volt-Ampère – Unidade de potência elétrica aparente 
 1 
 
Capítulo 1 
Introdução 
1.1 Apresentação 
As tensões e correntes elevadas observadas em sistemas de potência 
impossibilitam medidores e instrumentos convencionaisde exercerem suas funções 
conectados diretamente à rede. Com a intenção de contornar esse problema, surgiram os 
TIs - Transformadores de Instrumentos, para reduzirem os níveis de tensão ou corrente 
no secundário, permitindo a conexão dos instrumentos e medidores. Além disso, são 
responsáveis por isolar o chamado ‘circuito de força’, conectado ao seu enrolamento 
primário, dos circuitos de proteção, medição e controle, conectados ao seu secundário. 
Operando em tensão e corrente reduzidas, se torna viável a fabricação de instrumentos e 
medidores de tamanhos reduzidos, com vistas ao seu isolamento (FRONTIN, 2013) [1]. 
Pode-se ainda citar a possibilidade de padronização e normalização da tensão e corrente 
de operação desses dispositivos com a utilização de Transformadores de Instrumentos 
(SILVA, 2014) [2]. 
Transformadores de Corrente - TCs podem ser classificados como 
Transformadores de Instrumentos, responsáveis por reduzir os níveis de corrente 
proporcionalmente à corrente da rede conectada ao primário. 
Com a crescente expansão do Sistema Elétrico Brasileiro, naturalmente aumenta 
a quantidade de TCs conectados à rede e, aliado a esse movimento, observa-se ainda o 
envelhecimento dos equipamentos já existentes. Por consequência, a correta gestão e 
manutenção desses ativos se torna cada vez mais importante para as empresas do SEB – 
Setor Elétrico Brasileiro. Ocorrências que provoquem a indisponibilidade do 
equipamento incorrem em penalidades por parte da ANEEL – Agência Nacional de 
Energia Elétrica (ANEEL, 2016) [3] e devem ser evitadas a todo custo pelas transmissoras 
e geradoras. 
 2 
 
1.2 Proposta 
Este trabalho trata de um estudo sobre a vida útil de transformadores de corrente, 
trazendo as diferentes formas de classificá-la e abordá-la, como ela é vista no Setor e 
como os proprietários desses equipamentos devem agir de forma a garantir a vida útil 
prevista. 
Por outro lado, será discutida a deterioração precoce desses equipamentos e 
consequente redução de sua vida útil, razão da maioria das falhas observadas no SIN – 
Sistema Interligado Nacional. 
1.3 Motivação 
As recorrentes falhas envolvendo transformadores de corrente estão sendo 
tratadas e analisadas por um Grupo de Trabalho - GT composto por representantes das 
transmissoras, de órgãos do Setor Elétrico como o ONS, ANEEL e MME – Ministério de 
Minas e Energia, de fabricantes de modelos de TC com ocorrência de explosões e de um 
laboratório de ensaios elétricos em equipamentos de alta tensão. Inicialmente, esse GT 
foi criado para tentar relacionar as explosões de equipamentos com o estado de sua vida 
útil, com o objetivo de melhorar o processo de substituição desses ativos. Atualmente, 
devido ao aumento do número de explosões, o principal objetivo do GT é analisar as 
ocorrências e estudar as falhas visando a discussão de suas possíveis causas e possíveis 
formas de prevenção ou solução, sendo a substituição do equipamento uma delas. Com 
isso, o GT é chamado de Grupo de Trabalho de Vida Útil de Transformadores de 
Instrumentos. 
A grande motivação para a realização deste TCC foi a realização das reuniões do 
GT que trouxeram apresentações dos representantes das empresas transmissoras sobre a 
metodologia que estava sendo utilizada para a determinação das causas das explosões. 
Essas apresentações mostraram a importância do acompanhamento do equipamento de 
forma a prever, mitigar ou até mesmo evitar situações de falha, que envolvem a explosão 
do TC e podem provocar danos em outros equipamentos e trazer riscos para a equipe que 
trabalha no local. 
 3 
 
1.4 Objetivos do estudo 
1.4.1 Objetivo primário 
O presente trabalho tem como objetivo primário o estudo de conceitos ligados a 
vida útil, falhas e manutenção de transformadores de corrente e sua aplicação para 
entender o contexto da ocorrência de falhas seguidas de explosões no SIN. 
1.4.2 Objetivos secundários 
 Definir o que é a vida útil e como o fim de vida útil pode ser caracterizado. 
 Elencar as possíveis formas de monitorar o desempenho e o estado de 
transformadores de corrente e quais ensaios podem ser feitos para prevenir falhas 
e garantir o serviço do equipamento durante o tempo planejado. 
 Analisar estatisticamente as ocorrências de explosão de TCs na rede de 
transmissão. 
1.5 Relevância e importância do estudo 
A vida útil de equipamentos é um tema extremamente atual e vêm ganhando 
relevância dentro dos grupos de estudo, sendo alvo de investigações dos Grupos A3 e C1 
do CIGRÉ1 com diversas publicações na área (BACELAR et al., 2016) [4], (MONTEIRO 
et al., 2017) [5], (KOPEJTKOVA et al., 2014) [6], (JANSSEN et al., 2017) [7] e 
(CARVALHO et al., 2016) [8]. Por isso, seguindo a tendência global, a questão foi 
abordada pelo SEB de forma mais específica em 2014, com a publicação da Resolução 
Normativa – ReN N° 643 da ANEEL de 2014 (ANEEL, 2014) [9], que altera a ReN N° 
443 de 2011 (ANEEL, 2011) [10] para tratar da substituição de equipamentos devido ao 
fim de vida útil, conceito tratado na seção 2.2.2. Sendo assim, a partir de então, iniciou-
se em todo o SIN um grande processo de renovação dos equipamentos em operação. 
 
1 O Cigré - Conseil International des Grands Réseaux Electriques é uma organização mundial sem fins 
lucrativos, fundada em 1921. Seu objetivo é promover o intercâmbio de conhecimento entre especialistas 
do mundo todo, unindo forças para desenvolver os sistemas elétricos do presente e do futuro. No Brasil, 
sua representação é chamada de CIGRÉ Brasil - Comitê Nacional Brasileiro de Produção e Transmissão de 
Energia Elétrica, fundada em 1971. 
 4 
 
No entanto, visando a modicidade tarifária, é de interesse da ANEEL que os 
equipamentos permaneçam em operação pelo maior tempo possível, recebendo a 
manutenção devida para que sua vida útil seja maximizada, sempre atentando aos 
indicadores necessários para evitar o sucateamento do sistema. Para isso, são estudadas 
medidas que possam incentivar os proprietários dos ativos a postergar sua substituição, 
como em GOMES e DORNINGER (2017) [11]. 
Além disso, os transformadores de corrente são equipamentos muitas vezes 
tratados como secundários, mas que tem papel fundamental na operação do sistema e 
podem ter grande impacto quando fora de operação. A falha de um TC traz diversas 
consequências, como a ocorrência de curto-circuito, perda de carga, explosão do 
equipamento e danificação dos equipamentos ao redor, entre outros. Por isso, os 
transformadores de corrente merecem a devida atenção e cuidado, para que operem 
segundo o planejado. 
1.6 Limitações do estudo 
O tema abordado neste trabalho ainda é alvo de estudos e está em constante 
evolução. Como, no Brasil, começou a ser tratado recentemente, não há muitos anos de 
experiência para a aquisição de dados sobre o processo de substituição de equipamentos 
por fim de vida útil regulatória e falhas envolvendo TCs. 
O ONS, na posição de operador do sistema, não dispõe de uma base de dados 
completa contendo informações quantitativas e qualitativas sobre os transformadores de 
corrente instalados na RB. Com isso, o envio dos dados relativos aos equipamentos em 
fim de vida útil é de responsabilidade dos agentes2 para o atendimento da Resolução 
Normativa Nº 443/2011 da ANEEL. E, justamente por ser responsável por uma ‘visão 
macro’ do sistema, as falhas em TCs só são identificadas quando há uma perturbação na 
Rede Básica, que está sob supervisão do Operador. Isso pode acarretar subestimação dos 
eventos ocorridos no SIN, pelos casos que ocorrem fora da Rede Básica ou que ocorrem 
dentro dela sem que haja registro de perturbações em sua decorrência. 
 
2 Os agentes do SEB são empresas titulares de concessões, permissões ou autorizações do Poder 
Concedente para desempenhar uma determinada função,seja ela de gerar, transmitir ou distribuir energia 
elétrica, entre outras. Como o presente trabalho aborda principalmente a rede de transmissão, a utilização 
de agente deve ser entendida como ‘empresa transmissora’, ou seja, detentora de ativos do setor da 
transmissão (ABRADEE) [37]. 
 5 
 
Pelos motivos acima expostos, o enfoque das análises será dado aos TCs em 
operação em instalações classificadas como Rede Básica e Rede Básica de Fronteira, 
sendo estendida a tensões inferiores apenas ocasionalmente. 
1.7 Organização e descrição do trabalho 
O presente trabalho se encontra dividido em seis capítulos, cujos conteúdos se 
encontram descritos abaixo. 
 O Capítulo 1 apresenta a introdução do TCC, mostrando sua proposta, seu 
objetivo, a motivação para sua realização, sua relevância e suas limitações. 
 No Capítulo 2, é realizada uma revisão bibliográfica com uma abordagem 
teórica sobre transformadores de corrente, ensaios e manutenção, modos 
de falha, vida útil e conceitos para a caracterização de fim de vida útil, 
além de aspectos regulatórios da substituição de equipamentos por fim de 
vida útil. 
 No Capítulo 3, são apresentadas a metodologia e classificação deste 
estudo. 
 No Capítulo 4 é exibido o histórico recente de ocorrências de explosões de 
TCs no SIN com uma análise gráfica sobre elas, além do cálculo das taxas 
de falha3. Há ainda um breve estudo do modelo com maior número de 
explosões, que tem sido tratado a fundo pelo Grupo de Trabalho de Vida 
Útil de Transformadores de Instrumentos. Por fim, será apresentado um 
panorama sobre o processo de substituição por fim de vida útil dos 
modelos de TCs envolvidos nas explosões. 
 O Capítulo 5 mostra a conclusão do trabalho com seus principais pontos 
de destaque. 
 A seguir, se encontra um anexo, com a lista de todas as ocorrências de 
explosão de TC verificadas no SIN, que serviram de base para a análise 
gráfica feita no Capítulo 4. 
 Por fim, é apresentada a relação das referências bibliográficas utilizadas 
neste estudo. 
 
3 As taxas de falha são um instrumento para a avaliação da confiabilidade. Sua conceituação teórica será 
feita na seção 2.3.2. 
 6 
 
Capítulo 2 
Revisão Bibliográfica 
2.1 Transformador de corrente 
Transformadores são equipamentos basicamente compostos por dois 
enrolamentos, não conectados eletricamente, e um núcleo ferromagnético. Seu 
funcionamento é baseado na produção de um fluxo magnético pela corrente passante por 
uma das bobinas, que percorre o núcleo e provoca a circulação de corrente na outra 
bobina, conforme fenômenos descritos nas Leis de Biot-Savart4 e de Faraday-Neumann-
Lenz5, respectivamente. 
Estes equipamentos podem ser classificados quanto sua finalidade em 
Transformadores de Potência (ou Força), de Distribuição e de Instrumentos. 
Transformadores de Instrumentos têm como objetivo principal a reprodução 
proporcional das tensões e correntes, impostas ao seu enrolamento primário pelo sistema 
de potência ao qual ele está conectado, em seu enrolamento secundário sem provocar 
grandes alterações na posição fasorial da grandeza. Dessa forma, permite-se a 
monitoração das grandezas elétricas (tensão e corrente) dos sistemas de potência pelos 
relés, medidores e instrumentos conectados ao secundário do Transformador de 
Instrumentos. Segundo FRONTIN (2013) [1], ao mesmo tempo, a redução dos níveis de 
corrente e tensão possibilita a fabricação de instrumentos e medidores em dimensões mais 
reduzidas, por demandar menor isolação. 
Os Transformadores de Corrente são Transformadores de Instrumentos que 
promovem a redução proporcional da corrente do circuito primário para suprir os 
 
4 A Lei de Biot-Savart relaciona a corrente elétrica que passa por um condutor com o campo magnético 
criado por ela. Foi formulada por Jean-Baptiste Biot (1774-1862), físico, astrônomo e matemático francês, 
e Félix Savart (1791-1841), físico francês (YOUNG e FREEDMAN, 2009) [35]. 
5 A Lei de Faraday-Neumann-Lenz trata do comportamento de um campo magnético frente a um circuito 
elétrico, produzindo uma tensão induzida. Michael Faraday (1791-1867), físico e químico inglês, fez a 
descoberta da indução eletromagnética. Franz Ernst Neumann (1798-1895), mineralogista, físico e 
matemático alemão, foi responsável por sua formulação matemática. E Heinrich Lenz (1804-1865), físico 
estoniano, estabeleceu a relação entre o sentido da corrente elétrica induzida e o campo magnético que a 
gerou [35]. 
 7 
 
dispositivos conectados ao circuito secundário. Seu enrolamento primário é colocado em 
série com o circuito de potência e a relação entre as espiras do enrolamento primário e do 
enrolamento secundário tem o papel de produzir a ‘imagem’ da corrente primária (IP) que 
será induzida no enrolamento secundário. Usualmente, utiliza-se a padronização da 
corrente secundária (IS) em 5A, podendo assumir também os valores de 1A ou 2A, 
segundo a NBR 6856-2015 (ABNT, 2015) [12], que trata da especificação de TCs. 
2.1.1 Conceitos básicos e definições 
Para a compreensão do funcionamento dos Transformadores de Corrente, alguns 
conceitos precisam ser entendidos. Para isso, a Figura 2.1 apresenta um desenho 
esquemático de um TC, cujas descrições das partes envolvidas são apresentadas a seguir. 
 
Figura 2.1- Esquema básico de um TC [13]. 
Adaptado pelo autor. 
 Núcleo 
Composto de material ferromagnético laminado em chapas para reduzir a 
indução de correntes de Foucault6. Devido à sua baixa relutância magnética, 
permite a circulação de fluxo magnético no interior do material. É envolvido 
pelos enrolamentos primário e secundário. 
 Enrolamento Primário 
 
6 As correntes de Foucault, também conhecidas como correntes parasitas, são correntes induzidas que 
escoam superficialmente em um material condutor quando submetido a um fluxo magnético variável. 
Provoca aumento na dissipação de energia por calor (Efeito Joule), aumentando as perdas no núcleo. Esse 
fenômeno foi descoberto por Jean Bernard Léon Foucault (1819-1868), físico e astrônomo francês, também 
inventor do Pêndulo de Foucault. (TERRA, 2013) [36] 
 8 
 
É a bobina do TC que está em série com o sistema de potência. Pela Lei 
de Biot-Savart, a circulação de corrente pela bobina do enrolamento primário 
produz um fluxo magnético. Este percorre o núcleo e, pela Lei de Lenz, induz 
uma corrente no enrolamento secundário. 
 Enrolamento Secundário 
Por onde circula a corrente que é induzida pelo enrolamento primário. 
Responsável pela alimentação das bobinas de corrente dos instrumentos de 
medição e dispositivos de proteção e controle. 
 Circuito Primário 
Corresponde ao sistema de potência cuja corrente precisa ser medida ou 
monitorada. Está conectado em série com o enrolamento primário. 
 Circuito Secundário 
Conjunto de medidores (amperímetro, wattímetro e medidores de energia) 
e dispositivos de proteção (relés) que são alimentados pelo enrolamento 
secundário do TC. 
 Carga 
Impedância do circuito secundário conectado ao TC. Compreende a 
impedância dos medidores, dispositivos de proteção e controle e também dos 
cabos que os conectam aos painéis de controle. 
 Carga Nominal 
Carga máxima para qual o TC garante o cumprimento dos requisitos de 
exatidão necessários. 
 Corrente Primária (IP) 
Corrente que percorre o enrolamento primário. Devido à impedância 
desprezível oferecida pelo Transformador de Corrente, a corrente primária é 
imposta pelo sistema de potência no qual está instalado e reflete todas as 
alterações sofridas pela rede. 
 Corrente Primária Nominal (IPN) 
Corrente primária para a qual o TC foi projetado e designado. 
 Corrente Secundária (IS) 
 9 
 
Corrente que percorre o enrolamento secundário e supre o circuito 
secundário. É uma imagem dacorrente primária. 
 Corrente Secundária Nominal (ISN) 
Corrente secundária para a qual o TC foi projetado e designado. 
 Relação Real (RRTC) 
Razão entre os valores eficazes das correntes primária e secundária, como 
segue: 
𝑅𝑅𝑇𝐶 =
𝐼𝑃
𝐼𝑆
 
Onde: 
IP – corrente primária 
IS – corrente secundária 
RRTC – relação real do TC 
 Relação Nominal (RTC) 
Valor de placa da relação de transformação do TC. É a razão entre as 
correntes primária e secundária nominais e inverso da relação entre as espiras do 
enrolamento primário e as do enrolamento secundário, como pode ser visto 
abaixo. 
𝑅𝑇𝐶 =
𝐼𝑃𝑁
𝐼𝑆𝑁
=
𝑁𝑆
𝑁𝑃
 
Onde: 
IPN – corrente primária nominal 
ISN – corrente secundária nominal 
NP – número de espiras do enrolamento primário 
NS – número de espiras do enrolamento secundário 
RTC – relação nominal do TC 
 Fator de Correção da Relação (FCR) 
Razão entre a Relação Real e a Relação Nominal do TC, ou seja, mostra o quão 
próxima da relação projetada é a Relação Real. Essa diferença se deve à 
compensação de espira, característica construtiva do TC. Pode ser escrito como: 
 10 
 
𝐹𝐶𝑅 =
𝑅𝑅𝑇𝐶
𝑅𝑇𝐶
 
Onde: 
FCR – fator de correção da relação 
RRTC – relação real do TC 
RTC – relação nominal do TC 
 Erro de Relação Percentual (E%) 
Valor, em porcentagem, que expressa o erro introduzido pela compensação de 
espira. É dado por: 
𝐸% = 100(𝐹𝐶𝑅 − 1) 
Onde: 
E% – erro de relação percentual 
FCR – fator de correção da relação 
 Ângulo de Fase (β) 
Defasagem entre os ângulos dos fasores das correntes primária e do inverso da 
corrente secundária, introduzida pela transformação. É positivo quando a corrente 
secundária está adiantada em relação à primária. 
 Fator de Correção da Transformação (FCT) 
Leva em conta o erro introduzido tanto pelo Ângulo de Fase (β) quanto 
pelo Erro de Relação Percentual (E%). Para corrigir a leitura fornecida pelos 
medidores conectados no circuito secundário, basta multiplicar a medida pelo 
FCT. 
2.1.2 Circuito equivalente 
O funcionamento dos transformadores de corrente pode ser bem entendido a partir 
da análise de seu circuito real. Na Figura 2.2, pode-se observar o modelo real completo 
de um transformador de corrente, cujos componentes buscam modelar os fenômenos que 
ocorrem em seu núcleo e enrolamentos. As resistências RP e RS representam, 
respectivamente, as resistências dos enrolamentos primário e secundário para a 
modelagem dos efeitos das perdas ôhmicas no cobre das duas bobinas; as reatâncias XP e 
XS modelam o fluxo de dispersão nos enrolamentos primário e secundário, 
 11 
 
respectivamente; a resistência RC e a reatância XM formam o chamado ramo de 
magnetização ou de excitação e representam, respectivamente, as perdas por corrente de 
Foucault no núcleo e histerese do material ferromagnético que o compõe e a reatância de 
magnetização; já a impedância ZB representa a carga (burden) do TC, formada pelo seu 
circuito secundário. 
 
Figura 2.2 - Modelo real completo de um transformador de corrente. 
Fonte: Elaboração própria. 
A corrente de excitação Ie, que percorre o ramo de excitação, é composta de duas 
componentes. A primeira delas, chamada corrente de perdas no núcleo, percorre RC e está 
em fase com a tensão aplicada no núcleo; a segunda, corrente de magnetização, percorre 
XM e está atrasada de 90° em relação à tensão aplicada no núcleo. 
A Figura 2.3 mostra uma representação equivalente simplificada que pode ser 
usada para transformadores de corrente. Para isso, pode-se desprezar a resistência e 
reatância do primário, visto que, na maioria das vezes, o enrolamento primário é formado 
por um condutor ao qual o TC está conectado. Outra mudança é a reflexão do ramo de 
excitação para o secundário. Dessa forma, o circuito da Figura 2.3 agrega apenas as 
grandezas inerentes ao transformador de corrente. 
 12 
 
 
Figura 2.3 - Circuito simplificado de um TC. 
Fonte: Elaboração própria. 
Percebe-se que as únicas correntes que percorrem o diagrama do TC da Figura 2.3 
são IP/RTC, Ie’ e IS, que são, respectivamente a corrente do primário referida ao 
secundário, a corrente de excitação referida ao secundário e a corrente do secundário que 
percorre a carga. Com isso, fica em evidência uma importante conclusão acerca do 
funcionamento dos TCs. Pela Lei das Correntes de Kirchhoff7, sabe-se que 
𝐼𝑃
𝑅𝑇𝐶
= 𝐼𝑒
′ + 𝐼𝑆, 
o que mostra que nem toda corrente do primário é transformada em corrente do 
secundário, pois uma parte se perde na excitação do núcleo. Essa diferença traz outra 
interpretação para dois conceitos explicados na seção 2.1.1, que serão importantes na 
compreensão da exatidão do TC. 
 Fator de Correção da Relação (FCR) 
Pode ser também escrito como: 
𝐹𝐶𝑅 =
𝑅𝑅𝑇𝐶
𝑅𝑇𝐶
=
𝐼𝑃
𝐼𝑆
⁄
𝑁𝑆
𝑁𝑃
⁄
=
𝐼𝑆 + 𝐼𝑒
′
𝐼𝑆
 
Onde: 
 
7 Gustav Robert Kirchhoff (1824-1887) foi um físico alemão, responsável pela elaboração das Leis de 
Kirchhoff para circuitos elétricos (SILVA) [34]. Segundo a primeira Lei de Kirchhoff, a soma das correntes 
que fluem na direção de um nó elétrico é igual à soma das correntes que saem desse mesmo nó. Já a segunda 
Lei de Kirchhoff afirma que a soma das quedas de tensão em qualquer caminho fechado percorrido por 
corrente é igual a zero. 
 13 
 
FCR – fator de correção da relação 
RRTC – relação real do TC 
RTC – relação nominal do TC 
IP – corrente primária 
IS – corrente secundária 
NS – número de espiras do enrolamento secundário 
NP – número de espiras do enrolamento primário 
Ie’ – corrente de excitação referida ao secundário 
 Erro de Relação Percentual (E%) 
Dado também por: 
𝐸% = 100(𝐹𝐶𝑅 − 1) = 100 ×
𝐼𝑒
𝐼𝑆
 
Onde: 
E% – erro de relação percentual 
FCR – fator de correção da relação 
Ie – corrente de excitação 
IS – corrente secundária 
2.1.3 Especificação 
A especificação de transformadores de corrente segue padrões ditados pelas 
normas técnicas. Estas são as estabelecidas por organizações nacionais, como a ABNT, e 
internacionais, como a ANSI, IEEE e IEC. Assim, a partir da escolha de qual norma seguir 
por parte do responsável pela aplicação do TC, diferentes faixas de valores das 
características a serem especificadas ficam disponíveis, de acordo com o critério de cada 
organização. 
Seguindo o processo de especificação, há ainda de se observar se as condições 
ambientes previstas em norma serão cumpridas, pois, caso não sejam, os valores nominais 
especificados podem sofrer correções. A partir da escolha da norma e da avaliação do 
meio externo, deve-se identificar o propósito da utilização do equipamento, se ele tem o 
objetivo suprir medidores ou relés. E então, finalmente, a determinação dos valores 
nominais necessários para a especificação completa e nomenclatura de acordo com a 
norma escolhida. 
 14 
 
2.1.3.1 Normas 
Abaixo, são listadas as normas técnicas relacionadas a transformadores de 
corrente e passíveis de utilização no Brasil: 
 ABNT 
o NBR 6856 [12] 
Transformador de Corrente – Especificação e ensaios 
 ANSI/ IEEE 
o IEEE Std C57.13-2016 [14] 
Standard Requirements for Instrument Transformers 
o IEEE Std C37.110-2007 [15] 
Guide for the Application of Current Transformers Used for 
Protective Relaying Purposes 
 IEC 
o IEC 61869-1:2007 [16] 
Instrument transformers - Part 1: General requirements 
o IEC 61869-2:2012 [17] 
Instrument transformers - Part 2: Additional requirements for 
current transformers 
2.1.3.2 Condições ambientais 
Segundo a NBR 6856, os TCs são projetados para operar respeitando alguns 
limites para o ambiente no qual o equipamento está instalado, tais como: 
 Altitude de até 1000 m. 
 Temperatura máxima ambiente de até 40°C. 
 Temperatura mínima ambiente de até -10°C. 
 Temperatura média de até 30°C para um período de 24 horas. 
No entanto, existem casos em que esses limites não podemser respeitados devido 
às condições locais. Para esses casos, são feitas correções nos valores nominais 
especificados. 
 15 
 
A norma NBR 6856 ainda cita condições adversas que podem ser encontradas e 
que devem ser relatadas aos fabricantes para que sejam tomados os cuidados necessários. 
Exemplos citados pela NBR 6856 para condições especiais: 
 Instalação em pontos com altitude superior a 1000 m. 
 Temperatura ambiente fora dos limites normalizados. 
 Exposição do equipamento à salinidade, vapor, gases ou fumaça 
 Exposição excessiva à poeira. 
 Exposição a ambientes corrosivos. 
 Vibrações excessivas e abalos sísmicos. 
 Exposição a ambientes explosivos. 
 Transporte em condições precárias. 
 Instalação em ambientes de alta umidade, possibilitando a formação de fungos. 
2.1.3.3 Serviço 
Segundo SILVA (2014) [2], os TCs podem ser classificados quanto ao serviço 
para o qual foram designados da seguinte forma [2]: 
 Transformadores de Corrente para Serviço de Medição 
O objetivo desses equipamentos é a medição de correntes em circuitos de 
alta tensão. Para tal, deve apresentar alta precisão, com erros de medição de 0,3% 
a 0,6% e baixa corrente de saturação de quatro vezes a corrente nominal, como 
pode ser visto na Figura 2.4. Durante curtos-circuitos, o ideal é que o TC entre 
em saturação, protegendo os equipamentos de medição do circuito secundário. 
Construtivamente, seu núcleo apresenta seção menor do que os TCs para serviço 
de proteção, de modo a promover a saturação do núcleo do equipamento. 
 
 Transformadores de Corrente para Serviço de Proteção 
Esses equipamentos têm como objetivo a proteção de circuitos de alta 
tensão e, para isso, trazem em seu circuito secundário relés de proteção. Para esse 
serviço, não é necessária elevada precisão, podendo o equipamento apresentar até 
10% de medição, mas é necessário apresentar elevada corrente de saturação, da 
 16 
 
ordem de vinte vezes a corrente nominal, para que não saturem durante a 
ocorrência de curtos-circuitos, como mostrado na Figura 2.4. 
Para TCs de Proteção em operação em sistemas com religamento, como 
alimentadores com religadores ou com disjuntores com relé de religamento, há 
de se ter ainda cuidado com o magnetismo residual. Na ocorrência de eventos de 
religamento, a remanência, fenômeno que provoca a preservação de um 
magnetismo residual no núcleo, pode provocar a saturação do TC antes do ponto 
previsto. Assim, de acordo com FILHO, J. M. e MAMEDE, D. R. (2013) [18], 
uma medida comum para evitar esse problema é a inserção de um entreferro, de 
modo a tornar o núcleo antirremanente. 
Pode-se subdividir os transformadores de corrente para serviço de 
proteção em duas classes: 
o TCs da classe A (ABNT) ou classe T (ANSI): 
Possuem alta impedância interna, pois a reatância de dispersão do 
enrolamento secundário possui valor muito maior do que a impedância do 
total do circuito secundário em situação de carga nominal. Normalmente, 
apresentam ambas as bobinas primária e secundária enroladas sobre o 
núcleo. 
Possuem alta impedância interna, pois a reatância de dispersão do 
enrolamento secundário possui valor muito maior do que a impedância do 
total do circuito secundário em situação de carga nominal. Normalmente, 
apresentam ambas as bobinas primária e secundária enroladas sobre o 
núcleo. 
o TCs da classe B (ABNT) ou classe C (ANSI): 
Possuem baixa impedância interna, pois a reatância de dispersão 
do enrolamento secundário possui valor desprezível em relação à 
impedância total do circuito secundário em situação de carga nominal. 
Construtivamente, costumam apresentar núcleo toroidal, com o 
enrolamento secundário enrolado uniformemente sobre o núcleo. O 
enrolamento primário apresenta suportabilidade a altas correntes. 
 17 
 
 
Figura 2.4 - Curva de saturação de transformadores de corrente para serviço de proteção e medição [18]. 
2.1.3.4 Valores nominais 
Após a definição da norma a ser seguida e da função do transformador de corrente, 
é necessária a definição de seus valores nominais. Eles são exibidos na placa do 
equipamento, como mostrado na Figura 2.5. Conforme FILHO, J. M. e MAMEDE, D. R. 
(2013) [18], os valores nominais mais importantes a serem definidos são relacionados a 
seguir. 
 
Figura 2.5 - Trecho da placa de um TC com seus valores nominais. 
Fonte: Acervo do autor. 
 Tensão máxima do equipamento e níveis de isolamento 
Os níveis básicos de isolamento são tensões para as quais há a garantia de 
não ocorrerem descargas disruptivas na isolação externa e são definidas por ensaio 
a partir da tensão máxima de operação do equipamento. São elas: 
 Tensão suportável nominal à frequência industrial. 
 Tensão suportável nominal de impulso de manobra. 
 18 
 
 Tensão suportável nominal de impulso atmosférico. 
 Correntes nominais e relações nominais 
As correntes secundárias geralmente são normalizadas em 5 A, podendo 
também ser de 2 A ou 1 A, e as correntes primárias dependem do circuito em que 
o TC opera. Portanto, para o atendimento dos requisitos dos dispositivos do 
circuito secundário a partir da faixa de valores de corrente imposta pelo circuito 
primário, deve-se escolher a relação nominal adequada, que poderá ser obtida por 
ligações série e paralelo ou tapes na bobina do equipamento. Assim, poderão ser 
escolhidas relações nominais simples, duplas ou múltiplas. 
 Frequência nominal 
Também chamada frequência industrial. No Brasil é definida por norma 
como 60 Hz, podendo variar entre 58 Hz e 62 Hz. Em outros países, como no 
Paraguai, é adotada a frequência de 50 Hz. 
A utilização de TCs para uma frequência não especificada pode acarretar 
aumento nas perdas internas e redução da exatidão. 
 Cargas nominais 
A carga do circuito secundário do TC pode ser expressa como uma 
impedância, com resistência e reatância, ou como potência identificando o fator 
de potência, representando o consumo da carga para a corrente secundária 
nominal. Ressalta-se que, para o cálculo da carga total, são consideradas as 
impedâncias tanto dos relés e medidores quanto dos cabos. 
As normas definem a nomenclatura a partir da carga nominal do TC. Deve-
se encontrar nas tabelas de cada norma a faixa de valores que atendem a carga 
designada ao transformador de corrente que está sendo especificado. A NBR 6856 
[12] define a carga por meio da potência aparente (VA), enquanto a IEEE Std 
C57.13-2016 [14] utiliza a definição da carga pela sua impedância (Ω). 
 Classe de exatidão 
A exatidão é uma característica muito importante de TCs, sobretudo para 
o serviço de medição. O equipamento real introduz erros na magnitude e ângulo 
das correntes medidas, causados pela Corrente de Excitação Ie e pelo ângulo de 
fase β. Por isso, são estabelecidos limites para esses pequenos erros introduzidos 
 19 
 
pelos TCs, definidos pelos paralelogramos de exatidão. Estes são traçados para as 
diferentes classes de exatidão à disposição, segundo a norma escolhida. 
Nas Figuras 2.6, 2.7 e 2.8, podem ser vistos os paralelogramos de exatidão 
para as classes de exatidão 0,3, 0,6 e 1,2, definidas pela ABNT, para correntes de 
carga iguais à corrente nominal e à 10% da nominal. No eixo das ordenadas estão 
localizados os valores de FCR e no eixo das abcissas os valores de β. É 
interessante observar que os limites do FCR e β aumentam conforme a classe de 
exatidão também aumenta. Com isso, percebe-se que quanto menor a classe de 
exatidão, mais preciso é o TC, pois menor é o Erro de Relação Percentual E% 
admitido. 
 
Figura 2.6 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de exatidão 0,3 [12]. 
 20 
 
 
Figura 2.7 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de exatidão 0,6 [12]. 
 
Figura 2.8 - Paralelogramo de exatidão para TCs de medição com classe de exatidão 1,2 [12]. 
 21 
 
Como dito, enquanto os TCs de medição devem ser extremamentefiéis e 
saturar para altas correntes para proteger os medidores, os TCs de proteção não 
devem saturar para correntes altas, mas podem apresentar classes de exatidão 
maiores, de 5 e 10%, segundo a ABNT e de 10% segundo a ANSI. Isso quer dizer 
que o Erro de Relação Percentual E% fica limitado a 5% ou 10% para correntes 
secundárias desde seu valor nominal até 20 vezes o mesmo. 
 Número de núcleos para medição e proteção 
Devido às características intrínsecas de núcleos para medição e proteção 
quanto à questão da saturação e conexão de enrolamentos secundários para cada 
função, é possível fazer a separação do núcleo em pernas, como mostrado na 
Figura 2.9. Assim, pela diferença das espessuras dos núcleos, garante-se a 
saturação do núcleo para medição e a correta operação do núcleo para proteção, 
quando da ocorrência de curtos-circuitos. 
A quantidade de núcleos para cada função depende da necessidade de 
alimentação do TC (sistemas de proteção, medição e faturamento, medição para 
controle da operação, por exemplo) e sua especificação é feita de acordo com o 
ponto em que o transformador de corrente está instalado. 
 
Figura 2.9 - TC com núcleos e enrolamentos separados para proteção e medição [19]. 
 Fator térmico nominal 
O Fator Térmico é a razão entre a máxima corrente permitida no primário 
e a corrente primária nominal para que a temperatura do equipamento não exceda 
os valores estipulados em norma. 
 22 
 
 Corrente suportável nominal de curta duração 
Também chamada de Corrente Térmica. É o valor eficaz da maior corrente 
que o TC pode suportar por 1 segundo com o enrolamento secundário curto-
circuitado sem sofrer avarias e perda de vida útil e sem ultrapassar os limites de 
temperaturas da sua classe de isolamento. Essa corrente tem origem em falhas, 
como curtos-circuitos. 
 Valor de crista nominal da corrente suportável 
Também chamada de Corrente Dinâmica. É o valor do primeiro pico da 
corrente primária na ocorrência de defeitos para o qual o TC apresenta 
suportabilidade por geralmente 0,1s com seu enrolamento secundário curto-
circuitado e sem que haja avarias elétricas e mecânicas causadas pelas forças de 
atração e repulsão (forças eletromagnéticas). 
 Aterramento do sistema 
Especificação do aterramento do local do sistema onde o TC está instalado: 
sistema efetivamente aterrado, sistema isolado, entre outros. 
 Uso interno ou externo 
Equipamentos de uso interno estão abrigados contra intempéries, enquanto 
os de uso externo se encontram ao ar livre, no pátio, sujeito às intempéries. 
2.1.3.5 Nomenclatura 
A nomenclatura depende da norma utilizada, pois cada uma define sua própria 
regra. Assim, como forma de exemplificar, serão apresentadas as regras adotadas pela 
ABNT [12] e pela ANSI/IEEE [14]. 
O primeiro passo é definir o serviço do TC – proteção ou medição. Caso seja para 
proteção, este poderá ser do tipo A ou B (ABNT) ou T ou C (ANSI), sendo o tipo A 
equivalente ao tipo T da norma americana e o tipo B equivalente ao tipo C. Antes da letra, 
é escrita a classe de exatidão para a ABNT (suprimida pela ANSI por pertencer 
exclusivamente à classe 10) e após a letra é escrita a tensão secundária que aparece nos 
terminais secundários do TC quando ocorre a circulação de 20 vezes a corrente nominal 
no secundário. Caso seja para serviço de medição, para a ABNT, a nomenclatura ganha 
a letra C de carga, enquanto para a ANSI utiliza-se a letra B de Burden. Antes da letra, é 
 23 
 
escrita a classe de exatidão e após a letra é escrita a carga conectada ao enrolamento 
secundário do TC em volt-ampéres para a ABNT e em ohms para a ANSI que verifica a 
classe de exatidão fornecida. Assim, um TC para serviço de medição classificado como 
0,3C2,5 pela ABNT é classificado como 0,3B0,1 pela ANSI. Já um TC para serviço de 
proteção especificado pela ABNT como 5A200 corresponde ao T200 especificado pela 
ANSI. 
Para a especificação da relação nominal do TC, a ABNT utiliza dois pontos (:) 
para separar a relação entre as espiras, e o hífen (-) para separar as correntes nominais de 
enrolamentos diferentes. Já a ANSI, determina a utilização de dois pontos (:) para separar 
as correntes nominais e hífen (-) para a relação entre as espiras. Ambas definem a letra x 
para separar correntes nominais que podem ser obtidas por ligações série e paralelo dos 
enrolamentos, enquanto a barra (/) é usada para indicar correntes que podem ser utilizadas 
por meio da ação de tapes nos enrolamentos. Por exemplo, um TC que pode operar com 
correntes primárias de 300 A e 400 A, obtidas por meio de derivações, recebe a 
nomenclatura 300/400-5 A de acordo com a ABNT e 300/400:5 de acordo com a ANSI. 
Já um TC que pode operar com correntes primárias de 300 A e 600 A por meio de ligações 
série e paralelo, recebe a nomenclatura 300x600-5 A pela ABNT e 300x600:5 A pela 
ANSI. 
2.1.3.6 Representação 
Os terminais de cada enrolamento do transformador de corrente devem ser 
corretamente identificados para garantir a correta conexão do equipamento à rede e dos 
dispositivos do circuito secundário ao equipamento. Para isso, são usadas marcas de 
polaridade e a identificação por letras e números. 
 Polaridade 
A polaridade é a representação da relação entre os ângulos das correntes primária 
e secundária. Quando não há inversão da fase da corrente entre o primário e secundário, 
a polaridade é aditiva; quando a inversão de fase ocorre, a polaridade é subtrativa. 
Segundo a NBR 6856 [12], os TCs devem ter polaridade subtrativa e os terminais de igual 
polaridade devem ser marcados em baixo ou alto relevo de forma permanente ou 
apresentar buchas de cores diferentes. As representações para as polaridades aditiva e 
subtrativa são mostradas na Figura 2.10. 
 24 
 
 
Figura 2.10 - Polaridades aditiva e subtrativa para TCs [18]. 
Adaptado pelo autor. 
 Identificação dos terminais 
Os transformadores de corrente podem apresentar um ou mais enrolamentos 
primários e secundários e podem apresentar mais de dois terminais de conexão para cada 
enrolamento, como ‘tapes’. 
Quando o terminal pertencer ao enrolamento primário, deve receber a letra P 
quando especificado segundo a ABNT e a letra H quando especificado segundo a ANSI. 
Caso pertença ao enrolamento secundário, recebe a letra S segundo a ABNT e a letra X 
segundo a ANSI. 
O número do enrolamento ao qual o terminal pertence é identificado pelo 
algarismo antes da letra que identifica se se trata do enrolamento primário ou secundário. 
Portanto, por exemplo, caso seja um terminal do segundo enrolamento secundário, recebe 
a identificação 2S (ABNT) ou 2X (ANSI) e quando se trata de um terminal do primeiro 
enrolamento primário, recebe a identificação 1P (ABNT) ou 1H (ANSI). 
Já o número em seguida da letra de identificação do enrolamento representa a 
posição do terminal no enrolamento. A ordem das derivações do enrolamento é dada pela 
ordem dos algarismos escritos após a letra do enrolamento. Por exemplo, os terminais 
1P1, 1P2 e 1P3 (ABNT) são as três derivações do primeiro enrolamento primário e estão 
na ordem do primeiro para o terceiro terminal. Quando houver mais de um enrolamento 
primário ou secundário, os dois terminais marcados com o número 1 deverão ter a mesma 
 25 
 
polaridade. A Figura 2.11 mostra um exemplo de marcação de terminais considerando as 
regras de identificação por letras e números e polaridade. 
 
Figura 2.11 - Terminais do primário e secundário de TCs [20]. 
2.1.4 Características construtivas do TC 
Os transformadores de corrente podem assumir diferentes formas. De forma 
genérica, as principais diferenças residem no isolamento interno (papel-óleo, resina epóxi 
ou a seco) e externo (gás SF6 ou ar) e na posição do enrolamento primário e secundário 
em relação ao núcleo, ou seja, na sua construção mecânica. Em instalações de alta tensão, 
alguns tipos são encontrados com maior frequência, comoos do tipo Bucha, do tipo 
Pedestal e do tipo Invertido, usualmente com isolamento a óleo em subestações isoladas 
a ar (AIS – Air Insulated Substation). A seguir, são descritos os principais tipos de TC e, 
em seguida, são mostrados os principais componentes de um TC típico. 
2.1.4.1 Tipos construtivos 
 Do ponto de vista mecânico 
o Tipo primário enrolado 
Para circuitos de até 15 kV, por possuir isolação limitada. Os enrolamentos 
primário e secundário se encontram montados permanentemente enrolados no núcleo. 
o Tipo barra 
Os enrolamentos primário e secundário se encontram montados permanentemente 
no núcleo e estão completamente isolados. O primário é formado por uma barra condutora 
fixa que atravessa a janela do núcleo, como pode ser visto na Figura 2.12. 
 26 
 
 
Figura 2.12 - TCs de barra. 
Fonte: Acervo do autor. 
o Tipo janela 
Apenas o enrolamento secundário se encontra montado permanentemente no 
núcleo, pois o enrolamento é constituído de um condutor ou barramento que atravesse a 
janela, como na Figura 2.13. 
 
Figura 2.13 - TC do tipo janela [21]. 
o Tipo bucha 
 27 
 
Análogo ao Tipo janela, mas fabricado para ser instalado no interior das buchas 
de equipamentos elétricos, como transformadores, disjuntores e reatores. Seu núcleo tem 
formato toroidal e tem o enrolamento secundário enrolado, enquanto o enrolamento 
primário é formado pelo condutor que o atravessa. 
Pelas suas características construtivas e sua instalação, seu circuito magnético é 
maior do que o dos outros. É mais preciso para altas correntes por possuir baixa saturação. 
Para baixas correntes, apresenta menor precisão por apresentar alta corrente de excitação. 
Por isso, é usado usualmente para altas correntes [2]. 
Muito empregado em transformadores de potência, como na Figura 2.14, para sua 
proteção diferencial, de forma a restringir a zona de proteção ao equipamento [18]. 
 
Figura 2.14 – Vista dos TCs de bucha instalados em um transformador. 
Fonte: Acervo do autor. 
o Tipo núcleo dividido 
Seu enrolamento secundário é montado permanentemente no núcleo, que possui 
parte separável ou articulada para permitir abraçar o condutor que serve de enrolamento 
primário. Difundido popularmente na forma do amperímetro alicate. 
o Tipo pedestal 
 28 
 
Possui maior robustez mecânica, pois sua massa está concentrada em sua base. O 
condutor primário percorre o equipamento até o núcleo e enrolamento secundário e 
retorna ao topo do equipamento, como na parte (b) da Figura 2.16. 
o Tipo invertido 
O núcleo e o secundário se localizam na parte superior do equipamento; o primário 
é uma barra estacionária. Usado para altas correntes nominais e de curto-circuito. 
(RAMÍREZ, 1991) [22] 
Os terminais do secundário ficam acessíveis por meio de uma caixa de terminais 
localizada em sua base. 
Na Figura 2.15 pode ser visto um TC do tipo Invertido associado a um disjuntor: 
 
Figura 2.15- Transformador de corrente do tipo invertido associado a um disjuntor. 
Fonte: Acervo do autor. 
 Do ponto de vista elétrico 
o Tipo com vários núcleos 
Possui vários enrolamentos secundários distintos isolados e montados cada um em 
seu próprio núcleo. O fluxo produzido pelas espiras do primário enlaça todos os 
enrolamentos secundários. Pode atender o caso de um único TC com núcleos separados 
para medição e para proteção, mostrado na Figura 2.9, mostrada anteriormente. 
o Tipo com ligações série-paralelo 
 29 
 
Possui dois enrolamentos primários distintos que podem ser associados em série 
ou em paralelo, possibilitando duplicar sua capacidade de corrente sem alterar o 
enrolamento secundário e preservando a precisão. 
o Tipo com relações múltiplas 
Apresenta tapes no enrolamento secundário que permitem alcançar diversas 
RTCs. 
2.1.4.2 Partes principais 
Na Figura 2.16, são vistos os principais componentes comuns aos TCs dos tipos 
Invertido e Pedestal, tipos encontrados facilmente nos pátios das subestações. 
 
Figura 2.16 - Partes principais que compõe um transformador de corrente: (a) tipo Invertido; e (b) tipo 
Pedestal [23]. 
Adaptado pelo autor. 
 30 
 
2.2 Vida útil de um equipamento elétrico 
A vida útil de um equipamento é o período durante o qual ele está apto a cumprir 
sua função e a um custo de operação e manutenção razoável [24]. Durante esse período, 
o equipamento envelhece e são realizadas manutenções preventivas, que tratam de sua 
monitoração e de seus parâmetros, e corretivas, que atuam na correção de problemas de 
funcionamento ou na prevenção de problemas que podem ocorrer. Assim, permite-se que 
ele permaneça em serviço até o ponto em que os custos não justifiquem mais que ele 
permaneça em operação e então deve ser tomada a decisão de substituir o equipamento. 
No entanto, essa decisão também pode não ter nenhuma relação com o envelhecimento 
do equipamento, sendo ocasionada pelo fim da vida útil sob outros aspectos. 
2.2.1 Envelhecimento 
Com dito, durante sua vida útil, o equipamento envelhece e, na ausência de 
manutenção, se deteriora. Se tratando de transformadores de corrente, esse 
envelhecimento é denotado principalmente por indicadores da qualidade do seu 
isolamento. 
Para transformadores de corrente com isolamento a óleo mineral e papel, sabe-se, 
de forma geral, que a ruptura mecânica do papel isolante é fator determinante para a 
ocorrência de falhas. Portanto, o acompanhamento das características mecânicas, além 
das físico-químicas, do sistema papel-óleo pode determinar o padrão de envelhecimento 
do equipamento. 
O envelhecimento segue normalmente um padrão esperado, mas a ocorrência de 
estresses excessivos no equipamento pode provocar seu aceleramento. Assim, como 
consequência do envelhecimento precoce, aumenta a probabilidade de falha, reduzindo 
sua expectativa de vida. 
 Envelhecimento natural 
Diz respeito, principalmente, à degradação das substâncias orgânicas que, 
no caso, do isolamento de transformadores de corrente, podem ser o papel e o óleo 
mineral. Conforme NEMÉSIO SOUSA (2017) [25], a degradação da isolação 
pode ser proveniente de agressões térmicas, hidrolíticas ou oxidativas. O primeiro 
tipo gera, como subprodutos, glucose, água, ácidos orgânicos e óxidos de carbono 
 31 
 
em decorrência da quebra das moléculas de celulose e ocorre na presença de calor. 
O segundo, é catalisado pela presença de água e ácidos no óleo e forma glucose 
livre. Já a agressão oxidativa ocorre sob presença de óxidos e oxigênio e produz 
ácidos, aldeídos e água e, secundariamente, óxidos de carbono e gás hidrogênio. 
Destaca-se a ação da água decorrente da degradação oxidativa, que, por meio de 
outras reações, influencia diretamente na resistência mecânica das fibras da 
celulose. 
Outros compostos que resultam da degradação do material isolante, 
especialmente o celulósico, e que merecem atenção são os Furanos e seus 
derivados, que são produzidos durante a operação normal do equipamento mesmo 
sob temperaturas baixas. 
 
 Envelhecimento acelerado 
Os equipamentos são projetados para operar sob determinadas condições 
especificadas que os permitam suportar situações ambientais adversas, como 
terremotos, neve e chuva, e permanecer em serviço mesmo sob condições severas 
de curtos-circuitos e descargas atmosféricas, por exemplo. Quando o equipamento 
é estressado, ou seja, opera em condições fora de sua especificação, sofre esforços 
não planejados, acelerando sua deterioração, o que acentua o envelhecimento e 
pode levar à sua falha. 
Se tratando de transformadores de corrente, os fatores que levam ao 
envelhecimento acelerado podem ser separados em três ordens, expostas na 
Tabela 2.1. 
Tabela 2.1 - Esforços que impactam no envelhecimento de transformadores de corrente [26]. 
Esforços de ordem 
elétrica 
Esforços de ordem 
ambiental 
Esforços de ordem mecânica e 
térmica 
Estresses elétricos Chuva Estresses mecânicos 
Sobrecorrentese 
sobretensões 
Umidade Estresses térmicos 
Descargas atmosféricas Poeira 
 32 
 
Esforços de ordem 
elétrica 
Esforços de ordem 
ambiental 
Esforços de ordem mecânica e 
térmica 
Efeito Corona Radiação UV 
Esforços dielétricos Temperatura 
 Vento 
Os esforços elétricos por vezes acabam por se transformar em esforços 
térmicos, mecânicos ou dielétricos 8 , podendo a levar à degradação de 
componentes dos TCs. Falhas Menores9, tais como perda de alguma função e 
vazamento de óleo, podem ser provocadas por esses esforços, podendo chegar a 
Falhas Maiores 10 como ruptura dielétrica, danificação permanente de 
componentes e explosões [26]. 
Os esforços ambientais provocam esforços térmicos, mecânicos e 
dielétricos em decorrência da corrosão das partes metálicas externas, rachaduras 
em isoladores, danificação do verniz protetor, erosão, entre outros. Estes fatores 
podem levar a Falhas Menores e Maiores como as mencionadas. 
Os esforços mecânicos e térmicos podem ser provenientes de ações 
ambientais como terremotos e ventos ou também de estresses elétricos como a 
trepidação causada pela circulação de corrente de curto-circuito. Falhas Menores, 
como vazamento de óleo e aumento da resistência de contato, podem ocorrer, bem 
como Falhas Maiores, como perda de óleo, levando à falha dielétrica, e falha na 
conexão com o circuito primário. 
A Figura 2.17 ilustra, segundo o CIGRÉ WG C1.1 [27], o efeito de estresses 
excessivos na aceleração do envelhecimento do equipamento. A curva da direita (verde) 
representa a ‘resistência’ ou confiabilidade do equipamento, que, ao caminhar para a 
 
8 Materiais dielétricos são responsáveis por impedir a passagem de corrente elétrica, ou seja, são isolantes. 
Por outro lado, permitem a manifestação de campo elétrico. Rigidez dielétrica é o valor da diferença de 
potencial que aplicada a um dielétrico provoca a passagem de corrente pelo material. Quando há a superação 
desse limite, há a ruptura dielétrica. Como os TCs apresentam uma camada dielétrica formada pelo sistema 
papel-óleo, quando há a ruptura dielétrica desse material, pode-se dizer que houve uma falha dielétrica. 
[25] 
9 Conceito explicado na seção 2.3.1 - Tipos de falha. 
10 Conceito explicado na seção 2.3.1 - Tipos de falha. 
 33 
 
esquerda, fica gradativamente menor com o tempo. Na ocorrência de estresses, a curva 
se aproxima mais rápido da origem do gráfico do que o esperado. Assim, quando há 
superposição da ‘curva de suportabilidade’ do equipamento com a distribuição de 
esforços (curva da esquerda de cor azul) há uma chance de falha e, quanto maior a área 
de interseção, maior é o risco. 
 
Figura 2.17 - Efeito dos estresses do equipamento com o aumento do risco de falha [27]. 
Adaptado pelo autor. 
2.2.2 Fim da vida útil 
O fim vida útil de um equipamento é um conceito complexo e multidisciplinar 
que exige o estabelecimento de indicadores ou parâmetros que permitam avaliar se ele 
está no fim de sua vida útil e sob qual aspecto isso ocorre. Assim, podem ser adotados 
alguns pontos de vista, segundo o CIGRÉ WORKING GROUP 12.09, 1993 [24]. 
 Fim de vida útil estratégico 
É caracterizado pela decisão de substituição do equipamento por motivos 
sistêmicos e, como diz o próprio nome, estratégicos - do ponto de vista do 
planejamento eletroenergético, realizado pela EPE – Empresa de Pesquisa 
Energética11 e pelo ONS. Está relacionado à decisão de substituição pela previsão 
 
11 A Empresa de Pesquisa Energética tem por finalidade prestar serviços ao MME na área de estudos e 
pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, cobrindo energia elétrica, petróleo e 
gás natural e seus derivados e biocombustíveis. (EPE) [39] 
 34 
 
de superação de alguma de suas características elétricas devido à expansão e 
modificação do sistema em que está inserido. Dentre essas características, podem 
ser citadas, por exemplo, a superação dos valores nominais das correntes dinâmica 
e térmica do equipamento (definidas na seção 2.1.3.4), sobrecargas e sobretensões 
além do limite do equipamento. Como a decisão de substituição não se dá pela 
condição do equipamento, este pode ser reutilizado em outra instalação ou virar 
unidade reserva. 
 Fim de vida útil econômico 
A vida útil econômica é o período de tempo durante o qual o equipamento 
ainda compensa o investimento em manutenção. Ou seja, é mais vantajoso mantê-
lo em operação, arcando com os custos da realização da rotina de manutenção 
preventiva e ocasionalmente corretiva, do que o substituir por um equipamento 
novo. O fim de vida útil econômico é exatamente o momento em que é previsto 
um aumento dos custos de O&M – Operação e Manutenção que não justifique sua 
permanência em operação. Esse é o fim de vida útil diretamente ligado à 
degradação do equipamento. 
 Fim de vida útil técnico 
O fim de vida útil técnico se dá quando o equipamento não se encontra 
mais apto a permanecer em operação, por não ser capaz de exercer a função para 
a qual foi concebido ou por exercê-la de forma insatisfatória. Isso pode acontecer 
em decorrência de falhas maiores, que podem ocasionar o sinistro do 
equipamento, ou após a ocorrência de sucessivas falhas menores, que poderiam 
ocasionar o sinistro, sendo a substituição recomendada como forma de prevenção. 
Esse fim de vida útil pode ser frequentemente ligado à degradação precoce do 
equipamento. 
 Fim de vida útil regulatório 
A vida útil regulatória é período de total depreciação contábil para os 
ativos de transmissão, segundo taxas de depreciação estabelecidas pela ANEEL 
no Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico – MCPSE (ANEEL, 2015) 
[28]. Ou seja, após esse período, a empresa transmissora tem seu investimento 
recuperado, acrescido de juros referentes ao período de duração do contrato. As 
 35 
 
taxas de depreciação, bem como a vida útil de alguns equipamentos se encontram 
sumarizadas na Tabela 2.2. 
Tabela 2.2 - Vida útil regulatória e taxas de depreciação de alguns equipamentos. Em destaque as 
informações sobre transformadores de corrente [28]. 
Adaptado pelo autor. 
Equipamento Descrição 
Taxa de 
Depreciação 
Vida 
útil 
(anos) 
Banco de 
Capacitores 
Paralelo ou Série 
Classe de tensão igual ou superior a 69 kV 5,00% 20 
Classe de tensão inferior a 69 kV 6,67% 15 
Barramento 
Rígido ou Flexível 2,50% 40 
Conjunto de isoladores de pedestal 2,50% 40 
Chave 
Secionadora com ou sem lâmina de terra, tensão igual 
ou superior a 69 kV 
3,33% 30 
Secionadora com ou sem lâmina de terra, tensão 
inferior a 69 kV 
6,67% 15 
Chave fusível, tensão igual ou superior a 69 kV 3,33% 30 
Chave fusível, tensão inferior a 69 kV 6,67% 15 
Chave de aterramento, tensão igual ou superior a 69 
kV 
3,33% 30 
Chave de aterramento, tensão inferior a 69 kV 6,67% 15 
Compensador de 
Reativos 
Compensador de reativos estático ou rotativo 3,33% 30 
Condutor 
Classe de tensão igual ou superior a 69 kV 2,70% 37 
Classe de tensão inferior a 69 kV 3,57% 28 
Conjunto de cadeia de isoladores 2,70% 37 
Disjuntor 
Classe de tensão igual ou superior a 69 kV 3,03% 33 
Classe de tensão inferior a 69 kV 3,03% 33 
Gerador Gerador 3,33% 30 
Para-raios Para-raios 4,17% 24 
Transformador de 
Aterramento 
Transformador de aterramento 3,33% 30 
Transformador de 
Distribuição 
Aéreo 4,00% 25 
Pedestal, Plataforma ou Estaleiro 4,00% 25 
Subterrâneo 3,70% 27 
Transformador de 
Força 
Transformador ou autotransformador de força 2,86% 35 
Transformador de 
Medida 
Transformador de corrente, tensão igual ou 
superior a 69 kV 
3,33% 30 
Transformador de corrente, tensão inferior a 69 
kV 
4,35% 23 
Transformador de potencial indutivo, tensão igual ou 
superior a 69 kV 
3,33% 30 
Transformador de potencial indutivo, tensão inferior a 
69 kV 
4,35% 23 
Transformador de