Guia para Avaliação de Incêndio em Transformadores

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Grupo de Trabalho
 A2.04
Guia para Avaliação de Incêndio
 
em Transformadores de Potência
 
não Confinado e a Óleo Mineral
AGOSTO 2014
018
 
 
 
 
 
 
 
 
Guia para Avaliação de Incêndio 
em Transformadores de Potência 
não Confinado e a Óleo Mineral. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Grupo de Trabalho A2.04 
Dayse Duarte (Coordenador), Iran Prado Arantes (Secretário) 
Membros: Alberto Moriyana, Alexandre Afonso Oliveira, André 
Vita, Daniel Constatino; Erike R.M. Canevari; Jaime Suñé; 
João Carlos Carneiro; Jorge Santelli da Silva; Juliano Mendes 
Guarenghi; Marcelo Lima; Miguel Medina Pena; Rogério Gama 
Peres; Tiago Ancelmo de Carvalho Pires de Oliveira; Walter 
Brum de Paula. 
Membros Correspondentes: José Antonio Moreira Chaves; 
Patrícia Leite, Roberto Asano; Sandro Farias. 
 
 
 
 
ÍNDICE 
 
 
1. Introdução 5 
 
 1.1 Objetivos Gerais 5 
 1.2 Objetivos Específicos 6 
 
2. Cenários de Incêndio em Transformadores 9 
 
 2.1 Falha em Buchas 10 
 2.2 Falhas em Comutador de Derivação 12 
 2.3 Falhas na Parte Ativa 12 
 2.4 Como avaliar os incêndios em transformadores 15 
 2.5 Referências do capítulo 2 16 
 
3. Gerenciamento do Risco de Incêndio 17 
 
 3.1 Entendimento do problema 17 
 3.2 Dinâmica do incêndio 20 
 3.2.1 Incêndio no transformador 21 
 3.3 Caracterização do incêndio 28 
 3.4 Avaliação da proteção contra incêndio 30 
 3.5 Referências do capítulo 3 33 
 
4. Barreiras de Proteção 34 
 
 4.1 Barreiras prevenção 34 
 
 4.1.1 Design riview 35 
 4.1.2 Monitoramento 36 
 4.1.3 Proteções do transformador 37 
 4.1.4 Manutenção baseada no risco 38 
 
 4.2 Barreiras de Mitigação 42 
 
 4.2.1 Distâncias de separação 42 
 4.2.2 Parede corta-fogo 47 
 4.2.2.1 Desempenho térmico da parede corta-fogo 50 
 4.2.3 Sistema automático de água. 55 
 4.2.4 Sistema de contenção de óleo 56 
 4.2.5 Sistema de supressão da chama com pedra britada 59 
 4.2.6 Planejamento de emergência 60 
 4.3 Referências do capítulo 4 63 
 
 
 
 
5. FILOSOFIAS DE PROTEÇÃO 64 
 
 5.1 Prevenção de incêndio 66 
 5.2 Proteção de incêndio 68 
 5.3 Supressão de incêndio 68 
 5.4 Planejamento de emergência 68 
 5.5 Considerações finais 70 
 5.6 Referências do capítulo 5 71 
 
5 
 
 
 
1.0 INTRODUÇÃO 
1.1. Objetivos Gerais 
O relatório final do VI Transformer Workshop, realizado em 2010, recomendou a criação do Grupo de 
Trabalho: Gerenciamento dos Riscos de Incêndio em Transformadores baseado no Desempenho, i.e. 
GT A2.04, com o objetivo de desenvolver uma nova maneira de pensar sobre o gerenciamento de 
risco de incêndio baseado na dinâmica do incêndio envolvendo o transformador; o sistema; ao qual 
está conectado e ou seu entorno. 
Dentro deste contexto a pergunta que deve ser óbvia é O que é gerenciamento de risco? 
O gerenciamento de risco parte de uma consideração muito simples produção ou prevenção? Se a 
organização decide dar prioridade a prevenção há o risco de que seus objetivos financeiros não sejam 
atingidos comprometendo, talvez, sua missão. A questão que se delineia é a salvação da 
organização. Ao abrir o dicionário temos que salvação designa primeiramente o fato de ser salvo, de 
escapar a um grande perigo ou uma grande desgraça. Mas de que catástrofe, de que perigo atroz as 
organizações devem se proteger? Da morte, aqui representada pela morte das pessoas, da perda do 
seu patrimônio, dos danos ao meio ambiente, da perda da sua continuidade operacional, no evento de 
um incêndio ou explosão. Eis porque todas elas de diferentes formas se esforçarão para conquistar a 
vida eterna, apesar de serem mortais. Por que mortais? Porque os riscos existem devido a limitação 
do conhecimento e da tecnologia disponíveis hoje. 
As organizações vivem em um dilema, o qual denominaremos ciclo de falhas, Figura 1.1 Inicialmente 
a organização destina recursos suficientes para a segurança contra incêndio, com o objetivo de evitar 
a sua morte. Com o passar do tempo, considera que seus riscos estão sob controle. Ao rever seus 
objetivos é pressionada a realocar os recursos destinados a segurança contra incêndio para outros 
projetos, até o momento em que uma falha desencadeia um incêndio comprometendo alguns de seus 
objetivos. Neste momento recursos são direcionados para reestabelecer a integridade de suas 
barreiras de proteção para evitar a sua morte. 
Gerenciar o risco de incêndio é aprender a morrer e ao mesmo tempo é a medicina das organizações. 
O medo da morte gera angustia refletida na certeza de que a tecnologia sempre pode surpreender. As 
organizações confiáveis são neuróticas em entender: o que pode dar errado e como pode errado. E o 
que nos promete o gerenciamento do risco? 
Que as organizações não precisam ter medo do risco de incêndio, pois estes podem ser mantidos a 
níveis aceitáveis. Mas o que é aceitável? 
O presente relatório é o resultado das reuniões técnicas do GT A2:04. Sua intenção é, 
simultaneamente modesto e ambicioso. Modesto porque se dirige a profissionais que não são 
especialistas em engenharia de incêndio e que no seu dia-a-dia são responsáveis pela prevenção e 
mitigação de incêndios e explosões no setor elétrico. Ambicioso, pois o GT A2:04 buscou abordar com 
 
6 
 
maior profundidade o tratamento matemático da dinâmica do incêndio em transformadores, visto que 
representam a maior carga de incêndio em uma subestação. O modelo de gerenciamento de risco de 
incêndio proposto está baseado em três pilares: o conhecimento (os modelos matemáticos), o que 
aceitável? e a salvação (a manutenção da missão e objetivos da organização). 
 
 
 
Figura 1.1 - Ciclo de falha. 
 
1.1. Objetivos Específicos 
Nas engenharias existe um campo de aplicação de projetos que envolvem o tema de instalações 
elétricas, como por exemplo, na engenharia estrutural, onde os elétricos, entre outros pertencem às 
disciplinas que já possuem certa maturidade adquirida ao longo dos anos por professores, 
engenheiros e técnicos. O que isto significa? Primeiro, possuem (i.e. está incorporado) critérios de 
danos (ou seja, critérios de desempenho) já comprovados cientificamente. Segundo, é possível avaliar 
o quanto seguro é suficientemente seguro (quantificar o grau de segurança), como consequência 
serão os projetistas responsáveis pelo projeto. Ao contrário, na engenharia de incêndio os códigos e 
normas assumem a responsabilidade, apesar do enorme conhecimento adquirido nos últimos 100 
anos. Neste contexto, os métodos de avaliação são a melhor estratégia para a transição entre as 
recomendações prescritivas e as baseadas no desempenho. Em outras palavras, nas engenharias, em 
geral, os métodos de avaliação estão fortemente conectados as boas práticas de engenharia. 
A prática da engenharia de incêndio, atualmente, no Brasil está baseada na legislação. Esta postura 
foi apropriada no passado devido a limitação do conhecimento e da tecnologia. Atualmente, há um 
maior número de especialistas em proteção contra incêndio; os computadores e programas nos 
permitem simular cenários de incêndios com uma precisão aceitável, sendo possível fazermos 
avaliações de segurança contra incêndio baseadas na dinâmica do incêndio. Uma cultura de avaliação 
baseada nos códigos e normas poderá levar ao colapso cultural as nossas organizações. Esta cultura 
 
7 
 
baseada no código já foi substituída em vários países, contudo no Brasil ainda prevalece a cultura dos 
desastres, ou seja, recomendações prescritivas, onde os métodos de avaliação são fracamente 
vinculados as boas práticas de engenharia. 
A pergunta a ser feita é: Por que os métodos de avaliação baseados na dinâmica do incêndio é 
importante neste momento de transição da engenharia de incêndio? Porque nos permite entender o 
comportamento do incêndio, sistema e do seu entorno de forma sistemática e consistente. E este 
entendimento permitirá que possamos avaliar a segurançacontra incêndios no setor elétrico. Por 
exemplo, mesmo que a concessionária de energia elétrica decida não instalar sistemas de water spray 
em seus transformadores, eles deverão ser tão seguros como se os possuísse. É possível? Sim devidos 
a redundância das barreiras de prevenção e mitigação. 
O objetivo do Grupo de Estudo A2:04 foi relacionar as boas práticas de engenharia (ou seja 
recomendações prescritivas) para a proteção de incêndios em transformadores de potência ao mesmo 
tempo em que estruturou recomendações baseada no desempenho destinadas ao gerenciamento dos 
riscos de incêndio nas instalações que abrigam os transformadores. Como a intenção de lançar 
alguma luz neste momento de transição entre recomendações prescritivas para as baseadas no 
desempenho. 
O objetivo do Guia para Avaliação de Incêndio em Transformadores de Potência Não Confinado e a 
Óleo Mineral não é informar o que é preciso fazer para alcançar a segurança contra incêndio dos 
transformadores. Em outras palavras, não é intenção propor novas recomendações ou substituir as 
existentes, mas sim indicar os caminhos para alcançar a segurança, ficando a critério das 
organizações escolhe o caminho que melhor atende as suas necessidades para o gerenciamento do 
risco de incêndio. O Guia está estruturado em cinco capítulos, conforme mostrado na Figura 1.2. 
Capítulo 1: Informa os objetivos do GT A2:04 e do Guia para Avaliação de Incêndio em 
Transformadores de Potência Não Confinado e a Óleo Mineral. 
Capítulo 2: Apresenta e analisa os principais cenários de incêndio em transformadores, os 
quais estão associados a falhas de buchas, comutador de derivações em carga e 
parte ativa. Em seguida relaciona alguns questionamentos que são 
imprescindíveis para avaliação dos incêndios. 
Capítulo 3: Busca responder ao seguinte questionamento: No evento de um incêndio em um 
transformador as barreiras de proteção desempenharão as suas funções, 
conforme desejado? O guia para avaliação de incêndio em transformadores é 
um conjunto de diretrizes para subsidiar a decisão do gestor. 
Capítulo 4: Relaciona e analisa as principais boas práticas de engenharia atualmente 
disponíveis para a prevenção e mitigação dos incêndios em transformadores. 
Capítulo 5: Relaciona as filosofias que poderão ser adotados para a proteção contra 
incêndio no transformador. 
 
Concluindo, o presente Guia está direcionado para transformadores de potência, imersos em óleo 
mineral isolante, com potência igual ou maior que 10MVA. E estão localizados externos a edificações 
de unidades geradoras de energia elétrica (tais como, hidroelétricas ou termoelétricas) ou em 
 
8 
 
subestações de transmissão. Porém, poderá também ser utilizado pela indústria de processamento, 
em geral, apesar de estes transformadores possuírem requisitos específicos não abordados no Guia. 
Não será discutido o projeto e construção do transformador. É esperado que o leitor esteja 
familiarizado com o princípio de funcionamento do transformador. 
 
Introdução: Objetivos
G
er
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R
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In
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ioCenário de Incêndio em Transformador
Dinâmica do Incêndio
Caracterização do Incêndio
Entendimento do Problema
 
 
 
 
Barreiras de Proteção
Barreiras Preventivas Barreiras de Mitigação
Filosofias de Proteção
Avaliação da Proteção 
Contra Incêndio
 
 
Figura 1.2 - Estruturação do guia para avaliação de incêndio em transformadores 
de potência não confinado e a óleo mineral. 
 
 
 
9 
 
2. CENÁRIOS DE INCÊNDIO EM TRANSFORMADORES 
 
O arco elétrico é uma variável crítica, pois dependendo de sua localização, duração e intensidade 
poderá conduzir à ruptura do tanque do transformador. Em outras palavras, o arco elétrico produz 
gases a partir do aquecimento do óleo isolante podendo conduzir a ruptura do tanque do 
transformador, em razão da sua não suportabilidade a sobrepressão. A Figura 2.1 mostra 
esquematicamente o processo de ruptura do tanque. Quando ocorre um arco elétrico no 
transformador gases, tais como hidrogênio, acetileno e outros hidrocarbonetos, são liberados pelo 
óleo, o que resultará em uma sobrepressão no tanque. Como consequência o tanque poderá sofrer 
deformação ou rompimento. Quando há a ruptura do tanque do transformador será liberado óleo e 
gases, os quais são resultantes da decomposição do óleo mineral. Se a temperatura do óleo liberado 
estiver acima da temperatura do seu ponto de fulgor e uma fonte de ignição estiver presente a 
ruptura do tanque será seguida de um incêndio, tendo em mente que o oxigênio está presente. As 
prováveis fontes de ignição são: projeteis aquecidos lançados por ocasião da ruptura do tanque, 
talvez provenientes do rompimento da bucha, cilindro do comutador de tap ou do isolamento sólido; a 
superfície aquecida do tanque do transformador; uma centelha ou arco externo. 
 
Falha Interna do Transformador
Arco Elétrico
Produção de Gases 
Aumento da Pressão Interna
Aumento da Pressão Interna>> Suportabilidade do Tanque Aumento da Pressão Interna << Suportabilidade do Tanque 
Ruptura do Tanque 
 
Figura 2.1 - Processo de ruptura do tanque do transformador. 
 
O dano causado ao tanque do transformador resultante de um arco elétrico depende da taxa de 
aumento da pressão dos gases que é resultante do arco. A energia liberada pelo arco elétrico é 
função da magnitude e duração da sua corrente elétrica, da voltagem e de sua localização. A energia 
liberada pelo arco poderá ser estimada através da equação 2.1 [1]. 
 
 
10 
 
∫=
arct
arcarc dttItVE
0
)()( ............................... Equação 2.1 
 
Onde: 
 
E Energia liberada pelo arco elétrico. 
t Duração do arco elétrico 
arcV Voltagem do arco elétrico 
arcI Corrente do arco elétrico 
 
Por outro lado, se o arco ocorre entre as espiras dos enrolamentos a impedância do circuito limitará a 
corrente do arco. Existem casos que a que taxa de aumento de pressão é pequena e os dispositivos 
de proteção atuarão evitando a ruptura do tanque. A falha poderá ser detectada por dispositivos de 
proteção, tais com: proteção diferencial, relé sobrecorrente, relé Buchholz, relé de sobrefluxo do 
comutador, entre outros, os quais atuarão abrindo os disjuntores com consequente desernergização 
do transformador e eliminação do arco elétrico, antes que o dispositivo de alívio de pressão de óleo 
opere. 
Poderá também ocorrer falhas nos enrolamentos com arco elétrico, onde a corrente será limitada 
pelas impedâncias do transformador e do sistema ao qual está conectado. As consequências do arco 
dependerão da localização deste, ou seja , mesmo que haja a atuação dos dispositivos de proteção e 
de alívio de pressão o tanque do transformador poderá ser deformado. 
Existe, entretanto, falhas relevantes que tem uma taxa de aumento da pressão dos gases muito alta. 
E os dispositivos de prevenção de uma sobrepressão no tanque não terão tempo suficiente para 
autuarem prevenindo o rompimento do tanque no seu ponto mais vulnerável. Não sendo nestes casos 
relevante a localização e dimensionamento dos dispositivos de alívio de pressão. 
As principais origens das causas de incêndios em transformadores são falhas: na bucha, no 
comutador de derivações em carga e na parte ativa. 
 
2.1. Falha de Bucha [2] 
Conforme já mencionado a causa de muitos incêndios em transformadores são falhas na bucha, 
quando o corpo condensivo da bucha é do tipo papel/óleo. A Figura 2.2 mostra as prováveis causas 
de falha da bucha. 
Quando há o colapso do isolador de porcelana da bucha o óleo é expelido através das flanges da 
bucha. Dependendo da localização da perfuração das camadas condensivas da bucha, o valor da 
tensão ou da corrente de falta do arco elétrico poderá provocar a ignição do óleo, iniciando o incêndio 
na bucha, o qual poderá se propagar para o tanque do transformador. Se houver o rompimento da 
extremidade inferior da bucha, o óleo do tanque do transformador alimentaráo incêndio da bucha. É 
também provável que uma sobrepressão seja desenvolvida no interior do tanque devido a ignição do 
 
11 
 
óleo, causando a propagação do incêndio. De forma similar, falha no comutador de derivação poderá 
resultar em uma explosão mecânica do seu compartimento, provocando a ignição do óleo do 
transformador. 
LONGO TEMPO DE 
ARMAZENAGEM NA
POSIÇÃO VERTICAL
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
- 
 
 
 
 
 
 
-
 
 
 
 
 
 
- 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
FALHA 
EM
BUCHA 
Sobreaquecimento dos Contados:
Inferior, Superior e Tap Capacitivo 
Estagnação
do
Óleo 
Deformação / Esmagamento 
do Dielétrico 
Degradação 
do 
Dielétrico 
Degradação das Gaxetas 
Envelhecimento 
Natural 
Incidência Direta de 
Raios Infravermelho
Aquecimento Excessivo
(ponto quente)
MONTAGEM, OPERAÇÃO
E 
MANUTENÇÃO 
ÓLeo Saturado 
por Gases 
Descolagem do Papel 
Impregnação Inadequada 
Partículas de Óleo
Secagem Inadequada Umidade Residual 
Curto-Circuito 
entre Camadas 
Vinco no Papel 
PROJETO 
E
FABRICAÇÃO 
Stress do Dielétrico Má Distribuição
do 
Campo Elétrico 
Localização Incorreta 
de 
Fitas Semi-condutoras 
Desvio da Excentricidade 
na Montagem do Isolador 
Falha Colagem 
Emenda Isoladores
Deficiência
do Sistema de
Resfriamento 
Contaminação por
 Umidade e Oxigênio 
Corrosão
Solicitação Superior 
a Suportabilidade 
Vazamento de Óleo 
da Bucha para Dentro
do Transformador
Operação na Horizontal:
 Falha Mecânica 
Poluição: 
Descarga Elétrica na Superfície Externa 
Descarga Elétrica
na Porcelana 
Fisura 
ou
 Quebra da Porcelana 
Torque Inadequado
do Parafuso de Fixação
Decantação de Partículas 
Papel Isolante 
NãoTotalmente 
Imerso em Òleo 
 
 
Figura 2.2. Causas de falha na bucha [2]. 
 
 
12 
 
2.2. Falha no Comutador de Derivação em Carga [2,3] 
Existem dois tipos de comutadores: 
1. Comutadores de derivação sem tensão (CDST) que só podem ser operados com o 
transformador desenergizado. E são utilizados em aplicações onde há pouca necessidade de 
mudança dos níveis de tensão, como no caso dos transformadores elevadores. Falha nos 
CDST têm uma baixa probabilidade de resultar em incêndio ou explosão do transformador. 
2. Comutadores de derivação em carga (CDC). As manobras dos comutadores em carga são 
realizadas com o transformador energizado e a plena carga. 
Segundo Medina, as falhas em comutadores de derivações em carga são decorrentes de desgastes 
mecânicos, baixa rigidez dielétrica da chave de carga e falha nos procedimentos de manutenção. As 
consequências da falha no comutador em carga (CDC) são na maioria das vezes falhas catastróficas, 
ou seja, podem resultar na explosão do transformador, a qual poderá ser seguida ou não de incêndio. 
 
2.3. Falha na Parte Ativa [2,4] 
As falhas na parte ativa estão associadas às solicitações superiores a suportabilidade, redução da 
suportabilidade dielétrica ou ao circuito magnético do transformador. 
As solicitações superiores a suportabilidade poderão ser devido às sobretensões ressonantes, a 
fenômenos de transitório rápido e elevadas correntes de curto circuito. 
As sobretensões ressonantes podem ser causadas por descargas atmosféricas na linha de transmissão 
ou originadas por manobras no sistema em que o transformador está conectado. As sobretensões de 
manobras são causadas por: 
1. Tensões transitórias durante a energização ou no religamento da linha de transmissão. 
2. Tensões transitórias em operações de manobra com corrente de falta. 
3. Tensões transitórias em operações com correntes nominais. 
As principais fontes de fenômenos transitórios rápidos documentadas são: 
1. Manobras de seccionadoras próximas aos transformadores. 
2. Manobras envolvendo a operação de grandes motores conectados com cabos de baixa perda. 
3. Manobras de seccionadoras isoladas a ar próximas a transformadores de proteção ou 
medição. 
4. Manobras com disjuntores em que o meio de extinção é o vácuo, com possibilidade de 
reignições. 
5. Manobras de transformadores conectados a sistemas retificadores e fornos a arco. 
6. Descargas atmosféricas em locais próximos ao transformador. 
7. Descargas atmosféricas secundárias (Backflashovers) em linhas de transmissão. 
8. Falhas internas em subestações blindadas e isoladas com SF6. 
 
13 
 
Quando as correntes de curto-circuito são elevadas o transformador é submetido a esforços 
mecânicos superiores a sua suportabilidade. A Tabela 2.1 detalha as falhas por curto-circuito, as quais 
poderão ocorrer ao longo do ciclo de vida do transformador. 
TABELA 2.1 - Causa de curto-circuito no transformador [2]. 
E
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 C
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V
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Projeto 
Descrição da Falha 
Erro nos estudos dos níveis de curto-circuito do sistema ao qual o transformador está conectado. 
Erro no cálculo das forças eletromecânicas a que está submedido o transformador. 
Deficiências na compensação das forças dos enrolamentos. 
Deficiências no projeto mecânico associado aos esforços eletrodinâmicos. 
Fabricação 
Uso de material inadequado. 
Falha no torque dos parafusos de fixação do núcleo e enrolamentos. 
Operação 
Manutenção 
Operar em barras com nível de corrente contínua maior do que a suportabilidade do 
transformador. 
Energizações não sincronizadas 
 
O envelhecimento do transformador reduz a sua suportabilidade mecânica e dielétrica. A degradação 
do isolamento sólido é fator determinante na sua vida útil, pois diferentemente do óleo mineral que 
pode ser tratado, regenerado ou substituído, para a sua substituição é necessário a desmontagem do 
transformador e intervenção nos enrolamentos (i.e. na parte ativa). Para que a vida útil do 
transformador seja prolongada é necessário reduzir os efeitos adversos da temperatura, umidade e 
oxigênio. A Figura 2.3 mostra como a redução da suportabilidade pode resultar na explosão do 
transformador. 
 
Segundo Medina [2] as falhas associadas ao circuito magnético poderão ter a sua origem: 
1. Nas deficiências do isolamento dos parafusos passantes, os quais possuem a função de fixar o 
núcleo e manter as lâminas unidas, poderão resultar em um curto-circuito entre as lâminas o 
que produzirá correntes parasitas (i.e. eddy currents). Correntes parasitas elevadas 
resultaram em aquecimento local ou generalizado contribuindo para a degradação do 
isolamento das lâminas e das espiras do enrolamento. 
2. No fluxo magnético que circula pelas lâminas do núcleo. Ou seja, o fluxo magnético ao 
circular através do núcleo provoca contrações e alongamentos das lâminas, e consequente 
quebra dos parafusos de sustentação ou degradação do isolamento das bobinas, devido a 
vibração. 
3. Durante o processo de fabricação, talvez devido a falhas no corte das lâminas do núcleo. 
 
 
14 
 
Temperatura
Umidade
Degradação
Isolamento
Erros de Projeto 
e Fabricação
Redução da 
Suportabilidade
Degradação Lenta 
do Isolamento
Transformador 
em Operação
Degradação Progressiva
do Isolamento
 
Suportabilidade 
do Isolamento
Falha Catastrófica
do Isolamento
Arco Elétrico de 
Grande Intensidade
Arco Elétrico
Geração de Arco Elétrico
Aumento Gradativo da 
Pressão Interna do Tanque 
Ignição dos Gases
Substituição da Proteção
Sistema Energizado
Energia Liberada
Aumento Rápido da 
Pressão Interna 
do Tanque
Stress Mecânico 
nas Paredes do Tanque
Explosão 
do 
Transformador
(seguida ou não de incêndio)
 
 
Figura 2.3 - Sequência de eventos que poderão conduzir a 
explosão do transformador (adaptado de Ronningen [4]). 
 
Em uma situação de confinamento, por exemplo, em um transformador em que os dispositivos de 
alívio são limitados, se um processo de combustão lento for iniciado há a possibilidade de rompimento 
do tanque. Em outras palavras, a degradação do isolamento devido à umidade, a temperatura ou ao 
oxigênio;ou erros no projeto ou montagem do transformador fornecerão o calor necessário para a 
vaporização do óleo mineral, com consequente aumento da pressão interna do tanque. Conforme, já 
mencionado, se a suportabilidade do tanque for menor do que a sua pressão interna, Figuras 2.1 e 
2.3, o rompimento do tanque poderá resultar em uma explosão, uma explosão seguida de incêndio ou 
 
15 
 
apenas um incêndio. Se o rompimento do tanque resultar em uma explosão a energia liberada é 
parcialmente transformada em energia cinética, ou seja no lançamento de fragmentos com uma 
velocidade inicial elevada. Ou seja, na propulsão de fragmentos a longas distâncias. Os danos 
causados pelos fragmentos é função de sua massa e velocidade. Os fragmentos poderão se chocar 
com pessoas, equipamentos ou edificações que estejam em suas trajetórias. Se houver edificações no 
entorno do transformador é recomendado que elas sejam dimensionadas para resistir ao impacto dos 
fragmentos. 
 
2.4. Como Avaliar Incêndios em Transformadores? 
As causas e consequências de incêndios em transformadores não poderão ser identificadas, avaliadas 
e prevenidas apenas através dos modos de falha do transformador. A causa de um incêndio no 
transformador poderá ser a energia térmica irradiada por um incêndio no seu entorno. Também 
deverá ser considerado que um incêndio em um transformador poderá resultar em consequências não 
aceitáveis para o sistema elétrico. É imprescindível entender como funciona e opera não apenas o 
transformador, mas o sistema ao qual está conectado que poderá ser uma hidroelétrica, 
termoelétricas, subestação ou plataforma de petróleo. Logo, sistema no decorrer deste estudo é 
entendido como sendo o transformador e o seu entorno. 
No caso de proteção contra incêndio, as observâncias de recomendações nacionais e internacionais 
são os padrões (ou seja, recomendações prescritivas) implementados durante o projeto, construção e 
operação/manutenção do sistema. Porém, raramente são propostos pelos profissionais de segurança 
treinados e habilitados aos envolvidos com o projeto do sistema ao longo do seu ciclo de vida: metas, 
objetivos e critérios de danos associados a prevenção e mitigação dos incêndios. 
As inúmeras subestações existentes no nosso sistema de transmissão, subtransmissão e distribuição 
foram projetadas e construídas baseadas em interpretações de código e normas (boas práticas de 
engenharia) o que nos permite reconhecer que o desenvolvimento do incêndio no transformador será 
distinto para cada subestação. A implementação de boas práticas de engenharia não é uma credencial 
que nos permita assegurar que o projeto de nossas subestações é a prova de incêndio. Porém, 
poderão minimizar o impacto térmico, das ondas de pressão ou produtos de combustão aos 
equipamentos do entorno do transformador. 
Por exemplo, um autotransformador de 150MVA protegido por um sistema de sprinklers foi envolvido 
em chama como resultado de uma falha na bucha, Figura 2.4, apesar de estar protegido pelo sistema 
de water spray. O sistema de water spray simplesmente não funcionou conforme esperado quando o 
incêndio na bucha iniciou. Com resultado, o incêndio propagou-se. A NFPA 15 orienta como deve ser 
projetado o sistema de sprinklers para transformadores. Porém, além da existência do sistema de 
water spray, projetado e instalado conforme as normas, há outras incertezas que são relevantes para 
o controle ou extinção do incêndio, tais como: Água é o agente extintor adequado para o controle do 
incêndio? O agente extintor fluirá no momento em que o sensor de calor (sprinkler head) for ativado? 
Quando o sensor for acionado pelo incêndio a água fluirá, se as válvulas destinadas a sua liberação 
estiverem abertas. Água fluirá na quantidade necessária para o controle do incêndio? 
 
 
16 
 
 
 
Figure 2.4. - Propagação de em um transformador. 
 
A impressão que prevalece entre os tomadores de decisão: o governo, o operador do sistema, 
agências reguladoras e as concessionárias de energia elétrica é que a segurança contra incêndios 
pode ser atingida através da aderência as recomendações prescritivas. Esta forma de pensar e 
projetar é apropriada para um sistema imutável, contudo o entorno do transformador é dinâmico. A 
segurança contra incêndio do transformador requer recomendações baseadas no entendimento de 
como o transformador e o sistema, ao qual está conectado, se comportaram quando ocorrer uma 
falha catastrófica. Este entendimento envolve a sequência de eventos antes, durante e após o 
incêndio. 
 
2.5 Referências do Capítulo 2 
 
[1] Cigre Technical Brochure 537, Guide for Transformer Fire Safety Practices, 2013. 
ISBN: 978-2-85873-231-9. 
[2] Miguel Carlos Medina Pena, Falhas em transformadores de potência Uma contribuição 
para análise, definições, causas e soluções, Dissertação de mestrado apresentada à 
Universidade Federal de Itajubá, 2003. 
[3] Ricardo Bechara, Análise de falhas de transformadores de potência. Dissertação de 
mestrado apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, 2010. 
[4] Ronningen, T., Internal Faults in Oil-Filled Distribution Transformer: Fault Mechanisms 
and Choice of Protection, PhD dissertation. Norges Tekniske Hogskole, Trondheim, 
Norway, 1993. 
 
Tempo t 2 t 2 
 
17 
 
 
3. Gerenciamento do Risco de Incêndio 
 
Para o gerenciamento do risco de incêndio é necessário estabelecer metas, objetivos e critérios de 
danos. Se a meta é proteger as pessoas, o objetivo é evitar que o incêndio se propague além do local 
de origem. Imagine uma ocorrência na hidroelétrica da Itaipu Binacional, em que os transformadores 
elevadores estão localizados dentro de celas individuais, o critério de dano poderá estar associado a 
integridade estrutural da cela do transformador. Nas próximas seções é proposto um modelo de 
gerenciamento de risco, o qual é baseado nos modelos propostos pelo Professor Robert Fitzgerald do 
Worcester Polytechnic Institute [1], nas recomendações da National Fire Protection Association- NFPA 
[2] e no conhecimento e experiência dos especialistas do grupo de trabalho do Cigre Brasil GT A2:04. 
O modelo proposto reconhece a interdisciplinaridade do gerenciamento do risco de incêndio, ou seja, 
é uma abordagem fundamentada no conhecimento da dinâmica do incêndio e nos aspectos de 
projeto, construção, operação e manutenção das barreiras de proteção (i.e. barreiras de prevenção e 
mitigação) do transformador e do seu entorno. A Figura 3.1 mostra uma visão holística geral do 
modelo proposto. 
Antes de detalhar o modelo proposto se faz imprescindível descrever as características dos 
transformadores e do ambiente em que estão inseridos. No contexto do presente estudo os 
transformadores estão conectados a um sistema dinâmico (ou seja, um mundo dotado de consciência, 
inteligência e razão). Os transformadores são projetados para operar ao longo do seu ciclo de vida em 
perfeita harmonia com este mundo, salvo durante incêndios e explosões. Que apesar de serem 
eventos raros acontecem. Entender o mundo dos transformadores é a primeira etapa do 
gerenciamento do risco. 
 
3.1 Entendimento do Problema 
O gerenciamento dos riscos de incêndios é baseado no entendimento sistema que envolve os 
transformadores. Pois é impossível prevenir ou mitigar um perigo que não pode ser identificado e 
entendido. Para entender o sistema em que habita os transformadores é imprescindível definir: 
1. As características dos seus responsáveis diretos e indiretos: Os stakeholders. 
2. As limitações deste sistema que são as limitações técnicas, de conhecimento e econômicas. As 
limitações de técnicas e de conhecimento abrangem: As interações não desejáveis ou não 
previstas entre as barreiras de proteção do sistema; e o comportamento das barreiras de 
prevenção e mitigação (i.e. barreiras de proteção) no evento de um incêndio no 
transformador, sistema ou no seu entorno. 
3.Como pensam os seus stakeholders, quais as suas metas, objetivos, conflitos e valores éticos. 
Os stakeholders são todos aqueles que direta ou indiretamente determinam com funcionará o 
transformador ao longo do seu ciclo de vida, desde a escolha da tecnologia até a sua desativação. São 
os envolvidos no projeto, construção, operação e manutenção. São também os responsáveis pelo 
planejamento de emergência, os consumidores de energia, as agências reguladoras e o operador do 
 
18 
 
sistema. Com relação aos stakeholders os seguintes questionamentos devem ser respondidos, Figura 
3.2. 
1. O que eles necessitam e desejam? Ou seja, quais as suas metas e objetivos? Quais as suas 
prioridades? A Tabela 3.1 sugere metas para o gerenciamento do risco de incêndio e seus 
respectivos objetivos de perdas. 
2. Os seus objetivos são conflitantes? Como especificar, instalar, operar e gerenciar o 
transformador e o sistema, ao qual está conectado em função das suas características 
construtivas. 
3. Como traduzir o que os stakeholders necessitam e desejam em termos de critérios de danos? 
 
 
 
 
 
Dinâmica do Incêndio
Caracterização do Incêndio
Continuidade 
Operacional
Meio 
Ambiente
Entendimento do Problema
Avaliação da Proteção
Barreiras de Prevenção Barreiras de Mitigação
Pessoas Propriedade
 
 
Figura 3.1. Gerenciamento do risco de incêndio. 
 
 
 
 
 
19 
 
TABELA 3.1. Metas e objetivos dos stakeholders 
Metas Objetivos 
Segurança das pessoas. 
Nenhum ferimento grave ou leve no local em que o incêndio foi iniciado ou no 
seu entorno. 
Proteção do patrimônio. 
Nenhum impacto térmico ou da fumaça ao sistema que o transformador está 
conectado. 
Continuidade operacional. A continuidade no fornecimento de energia. 
Proteção do transformador 
Garantir a operação e manutenção adequada do transformador, respeitando 
os limites construtivos definidos no projeto e no momento da compra. 
Proteção do meio ambiente 
Não contaminação do solo, como consequência de um vazamento acidental do 
dielétrico do transformador ou decorrente das atividades de extinção do 
incêndio no transformador ou no seu entorno. 
 
O sistema em que os transformadores de potência estão inseridos é grande e complexo. O 
entendimento do problema inicia-se pelo subsistema mais simples e fácil de entender, para pouco a 
pouco, como galgando degraus, detalhar como o sistema funciona e opera. É crucial entender em 
detalhes cada subsistema e a interações (ou melhor, acoplamento) entre eles, sem nada omitir. 
 
Entendimento do Problema
Identificação do evento inicial e sequência
de eventos de consequências não aceitáveis
para o transformador e seu entorno.
O que pode dar errado?
Como pode dar errado?
Identificação dos stakeholders
Quais são as suas necessidades e
desejos?
Quais as suas prioridades?
São conflitantes?
Identificação das Limitações
Quais as limitações do conhecimento,
técnicas e financeiras do mundo em que o
transformador está inserido?
Definição das Metas
Traduz o que os stakeholders necessitam e
desejam.
Definição dos Objetivos
Quais as ações que irão possibilitar aos
stakeholders atingir as metas estabelecitas?
Definição Critérios de Desempenho
Quais são os critérios de danos? 
 
Figura 3.2. - Entendimento do problema. 
 
20 
 
 
3.2. Dinâmica do Incêndio 
 
Quando um engenheiro estrutural projeta uma viga, os esforços a que ela estará submetida devem 
ser previstos. Da mesma forma as proteções contra incêndios devem estar em conformidade com o 
tipo de incêndio mais provável de acontecer. Devem ser previstos a quantidade de material que irá 
queimar e o tempo associado, tendo-se por finalidade ajudar os técnicos a formarem uma opinião 
sobre as possíveis consequências e estabelecer o embasamento necessário para o planejamento de 
emergências. Por outro lado, o potencial para ignição e desenvolvimento de um incêndio, o qual é um 
risco para o transformador e seu entorno, está virtualmente em todos os lugares, devido às limitações 
do conhecimento e da tecnologia hoje disponíveis, em combinação com a percepção dos riscos pelos 
stakeholders. 
Dentro desse contexto é imprescindível e urgente identificar cenários, os quais nos ajudem a entender 
a sinergia existente entre os incêndios e a instalação no qual o transformador está inserido. Para 
instalações existentes entender o comportamento (reações) da instalação no evento de um incêndio 
ou explosão com origem no transformador ou no seu entorno. E desenvolver alternativas para 
gerenciar o risco. 
Para novas instalações entender as interações não desejáveis, ou seja, sequência de eventos que 
poderá resultar em incêndio e projetar uma instalação a prova de falha (i.e., intrisicamente seguro). 
Em outras palavras, o objetivo da avaliação de desempenho é entender o comportamento do sistema 
no evento de um incêndio/explosão no transformador ou no entorno. Este entendimento combinado 
com as informações obtidas no decorrer do entendimento do problema e identificação do sistema 
(Etapa 1) possibilitará a caracterização do risco. 
A Figura 3.3 representa as incertezas do gerenciamento do risco de incêndio no transformador. Cada 
variável deve ser estudada separadamente e em seguida recombinadas para incorporar a influência 
no tempo da energia irradiada, movimento da fumaça e impactos. Apesar da Figura 3.5 representar 
uma fotografia no tempo, ou seja, uma representação estática, porém o incêndio no transformador é 
um fenômeno dinâmico e deve ser analisado como uma sequência de cenários que se alterarão no 
tempo. 
 
Incêndio no Transformador
Existe a ameaça 
de incêndio?
Como o transformador e o seu 
entorno reagirão ao incêndio?
Qual a ameaça do incêndio para 
pessoas, patrimônio, continuidade 
operacional e meio ambiente?
Prevenção Dinâmica Caracterização
 
 
Figura 3.3. Incêndio no transformador no tempo t. 
 
21 
 
 
O gerenciamento do risco de incêndio inicia-se com a obtenção de informações pertinentes ao 
funcionamento da instalação, incluindo as suas exigências legais, em que o transformador está 
inserido, e os riscos a que está exposto, i.e., os perigos e consequências no evento de um incêndio no 
transformador, no sistema (que está conectado) ou no seu entorno. Em seguida, um cenário de 
incêndio é formulado e avaliado a luz de critérios de danos (Figura 3.2). Se o cenário analisado é 
considerado não aceitável deve ser revisto o projeto (em se tratando de uma nova instalação) ou 
adicionadas barreiras de proteção para instalações já existentes. 
Não é intenção do presente Guia propor recomendações para novas instalações ou existentes. O 
objetivo é lançar alguma luz para entendimento da dinâmica dos incêndios em transformadores de 
potência. O incêndio poderá ser iniciado no transformador, sistema ou no seu entorno. 
3.2.1 Incêndio no Transformador 
O risco é uma combinação da magnitude de consequências indesejáveis e da probabilidade dessas 
consequências ocorrerem. Sendo imprescindível para entender a dinâmica do incêndio responder aos 
questionamentos: 
1. O que pode dar errado? 
2. Como pode dar errado? 
3. Quais as consequências? 
O primeiro e segundo questionamentos consistem no entendimento do problema e estruturação da 
sequência de eventos com o potencial de degradar as barreiras de proteção do transformador e do 
sistema que está interligado, respectivamente. Após identificar os cenários plausíveis de acontecer, ou 
seja, o que pode dar errado? E como pode dar errado? As consequências para os eventos iniciadores 
serão visualizadas. Incêndios em transformadores poderão ter um impacto significante, seja direta ou 
indiretamente, sobre as pessoas, serviços de emergência e meio ambiente. Por exemplo: 
1. Falhas nas buchas de porcelana resultarão no lançamento de fragmentos a distâncias 
superiores a 75 metros. Os estilhaços (ou fragmentos) poderão ser lançados além dos limites 
de propriedade da instalação expondo aorisco pessoas e edificações. 
2. O aumento da pressão interna do tanque do transformador, talvez resultante de um arco 
elétrico, poderá causar a sua deformação ou ruptura. Em caso de ruptura há a possibilidade 
de um incêndio de jato ou poça. O incêndio de jato é provável se houve comprometimento 
das partes soldadas do tanque. A sobrepressão interna do tanque também poderá resultar no 
lançamento de fragmentos. Explosão de transformador arremessou válvula de 60kg a uma 
distância de 15 metros. 
3. Derramamento do óleo isolante poderá resultar em um incêndio de poça, como consequência 
a coluna de fumaça (i.e. fire plume) poderá atingir uma altura de aproximadamente 33 
metros. Dependendo da velocidade do vento a chama poderá sofrer uma inclinação 
acentuada, expondo pessoas, equipamentos e estruturas no seu entorno devido a energia 
térmica irradiada e aos produtos de combustão, Figura 3.6. 
4. Ausência da bacia de contenção, como proteção passiva para os transformadores, poderá 
ampliar as consequências de um derramamento de óleo ou de um incêndio de poça. 
 
22 
 
 
 
Figura 3.4. Coluna de fumaça resultante de incêndio em reator. 
 
A intenção é oferecer aos engenheiros com pouca ou nenhuma experiência em Engenharia de 
Incêndios um modelo matemático simples, o qual lhe permitam estimar a energia térmica liberada no 
evento de um incêndio em um transformador. Pois o projeto de proteções passivas deverá estar 
baseado no seguinte questionamento: Dado que haja um incêndio no transformador, qual o impacto 
térmico que sofrerão as estruturas no entorno do transformador e por quanto tempo? 
 
INCÊNDIO DE POÇA 
Combustíveis líquidos podem queimar em tanques de estocagem ou no solo (ou seja, no evento de 
um derramamento formando uma poça). Para evitar a contaminação do solo e, sobretudo, a 
propagação de um incêndio, se houver ignição, os tanques devem possuir dique com capacidade de 
110% do volume do tanque. Em uma subestação ou hidroelétrica os diques são substituídos por 
bacias de contenção que são proteções passivas com o objetivo de evitar que o óleo isolante 
derramado contamine o meio ambiente e forme uma poça ao redor do transformador. A Figura 3.5 
mostra um transformador envolvido em um incêndio de poça, o qual resultou da explosão da bucha e 
o subsequente derramamento do óleo isolante no solo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.5. Transformador envolvido em um incêndio de poça. 
 
23 
 
 
A energia térmica proveniente da queima de hidrocarbonetos (i.e. o óleo mineral é um 
hidrocarboneto) depende de vários parâmetros, os quais incluem: a) composição do hidrocarboneto; 
b) tamanho, forma e duração do incêndio; c) distância entre o incêndio e o alvo e d) das 
características do alvo. A caracterização de um incêndio de poça abrange a determinação da 
velocidade de propagação da chama no líquido e das dimensões física do incêndio (tais como altura, 
diâmetro e inclinação da chama). É assumido que a chama é um cilindro sólido e inclinado (devido à 
ação do vento) que se comporta como um corpo cinza. A energia térmica de um incêndio de poça 
pode ser estimada através da equação 3.1. 
 
radiaçãoconvecçãocondução qqqq ++= ........................... Equação 3.1 
 
A transferência de calor por condução decresce linearmente com o aumento do diâmetro da poça, 
logo a sua contribuição em grandes incêndios de poça é insignificante. O segundo termo da equação 
3.1 representa o calor transferido por convecção, tendo um valor mínimo para poça de 10cm. As 
chamas de dimensões similares são instáveis, efeito que desaparece para incêndios de diâmetro 
maiores. Para a maioria dos combustíveis líquidos a taxa de transferência de calor por radiação e a 
velocidade da chama aumentam com o diâmetro da poça, ou melhor, para poças com diâmetro maior 
do que 1 metro a radiação é o modo de transferência de calor dominante, pois a chama passa a 
irradiar como um corpo negro, sendo essa a região de interesse já que a base da bucha possui um 
diâmetro superior a 1 metro. 
A equação geral para a energia liberada por um incêndio de poça poderá ser calculada através da 
equação 3.2, a qual assume que a energia é proporcional a eficiência do processo de queima (i.e. 
combustão). 
 
4
.... 2" DxHm
Q chemc
π∆
= ........................... Equação 3.2 
Onde: 
 
Q : é o calor liberado pela chama (kW). 
"
m : é mass burning rate por unidade de área (g/m
2s). O mass burning rate é obtido 
multiplicando-se a velocidade da chama, equação 3, pela densidade do líquido 
cH∆ : é o calor de combustão (kJ/g). 
chemx : é a eficiência do processo de combustão. 
D : é o diâmetro da poça em metro. 
 
A velocidade da chama ( "y ) na superfície do líquido que queima, na ausência de ventos, será obtido 
através da equação 3.3, segundo Burgess and Zabetakis (1962 BM RI 6099). 
 
( )Dkeyy ." 1 −∞ −= ........................... Equação 3.3 
Onde: 
 
24 
 
 
"y : é a velocidade da chama (m/s). 
∞m : é a velocidade da chama para um incêndio de poça com diâmetro infinito (m/s) 
k : é o coeficiente de absorção (m-1) 
D : é o diâmetro da poça 
 
Para o óleo do transformador ( )smgm 2" /39=∞ , ( )17,0 −= mk , ( )gkJH c /4,46=∆ e 
84,0=chemx . 
 
A altura da chama levando-se em consideração a velocidade do vento é obtida através da equação 
3.4, proposta por Thomas. A velocidade adimensional do vento é fornecida pela equação 3.5. A 
velocidade do vento influenciará no diâmetro da poça e no mass burning rate. A velocidade do vento 
tenderá aumentar o diâmetro da poça, a qual sofrerá uma inclinação na direção do vento, equação 
3.6. O diâmetro alongado da base da chama, wD , segundo Mudan e Croce poderá ser estimado 
através da equação 3.7. 
 
21,0*
67,0
"
.
.
55 −








= u
gD
m
D
H
aρ
........................... Equação 3.4 
Onde: 
 
H : é a altura visível da chama (m). 
"
m : é mass burning rate (kg/m
2s). 
aρ : é a densidade do ar ambiente (kg/m
3). 
g : é a aceleração da gravidade (m/s2) 
D : é o diâmetro da poça (m) 
*
u : é a velocidade adimensional do ventos fornecida pela equação 5. 
 
3/1
"
*
..






=
v
w
Dmg
u
u
ρ
........................... Equação 3.5 
Onde: 
 
*
u : é a velocidade adimensional do ventos. 
wu : é a velocidade do vento (m/s). 
g : é a aceleração da gravidade (m/s2). 
"
m : é a mass burning rate (kg/m
2s). 
D : é o diâmetro da poça (m). 
 
25 
 
vρ : é a densidade de vapor do líquido (kg/m
3). 
 
49,0
"..
7,0cos
−




















=Θ
a
w
Dmg
u
ρ
........................... Equação 3.6 
Onde: 
 
Θ : é o ângulo de inclinação da chama com a vertical. 
wu : é a velocidade do vento (m/s). 
g : é a aceleração da gravidade (m/s2). 
"
m : é a mass burning rate (kg/m
2s). 
D : é o diâmetro da poça (m). 
aρ : é a densidade ambiente do ar (kg/m
3). 
 
48,0069,02
.
25,1 













=
a
vww
Dg
u
D
D
ρ
ρ
........................... Equação 3.7 
 
A energia térmica incidente no alvo, o qual poderá ser pessoas, o barramento ou outras estruturas ou 
equipamentos no entorno do transformador, poderá ser estimada considerando-se a chama como um 
ponto ou um cilindro sólido. No modelo pontual os parâmetros geométricos da chama não são 
considerados, pois assume que a energia é emitida de uma única vez através de um ponto e não por 
vários pontos (i.e. uma superfície). Se o efeito de absorção da atmosfera for considerado desprezível 
e a distância entre a chama e o alvo for maior do que a altura da chama o modelo pontual é aceitável, 
equação 3.8. Em outras palavras, uma das limitações da equação 3.8 é que a energia térmica em 
alvos muito próximos da chama é superestimada, porém a radiação térmica a partir de uma certa 
distância da chama é estimada com precisão, pois os efeitos da geometria da chama são 
insignificantes.2
"
..4 x
Q
qr
π
= ........................... Equação 3.8 
Onde: 
 
"
rq : é a energia incidente no alvo (kW/m
2). 
Q : é o calor liberado pela chama (kW). 
x : é a distância do alvo a chama (m). 
 
No modelo do cilindro sólido a energia térmica irradiada é obtida através da equação 3.9. 
 
 
26 
 
ffr EFq ⋅⋅⋅= εζ
" ........................... Equação 3.9 
Onde: 
"
rq : é a energia incidente no alvo (kW/m
2). 
F : é o fator de forma associado ao alvo. 
ζ : é o coeficiente de transmissividade atmosférica, o qual depende da umidade do ar e da 
distância entre a chama e o alvo. 
fε é a emissividade da chama, estimada através da equação ( )Df e ⋅−−= κε 1 , sendo 
κ and D fatores de atenuação. 
fE é a energia térmica emitida pela superfície da chama. 
 
Para poças de diâmetro maiores do que alguns metros a emissividade da chama é aproximadamente 
igual a 1. Se considerarmos a transmissividade atmosférica igual a 1, a equação 3.9 torna-se 
fr EFq ⋅=
" , a qual é a expressão proposta pelo IEEE - STD 979-2012, para o cálculo do impacto 
térmico proveniente de um incêndio. 
O modelo matemático acima detalhado será utilizado para estimar a energia liberada por um incêndio 
de poças envolvendo um transformador de 100MVA contendo cerca de 40.000 litros de óleo mineral, 
Figura 3.5. 
 
ESTUDO DE CASO 
Para um transformador contendo 40.000 litros de óleo mineral, a energia térmica irradiada por um 
incêndio de poça em função do diâmetro da poça é relacionada na Tabela 3.2. Foi utilizado o modelo 
pontual, o qual é aceitável para alvos distantes da chama, ou seja, alvos distantes da chama duas 
vezes a altura da chama (i.e. 2H metros). Um incêndio de uma poça de 5 metros de diâmetro é 
superposto sobre o layout de um transformador localizado em uma subestação, Figura 3.6. 
 
TABELA 3.2. - Energia térmica irradiada por um incêndio de poça. 
Distância ao 
Alvo 
Diâmetro da Poça e Impacto Térmico 
1 m 2 m 3 m 4 m 5 m 
1 m -- -- -- -- -- 
2 m 3,6 kW/m2 -- -- -- -- 
3 m 1,6 kW/m2 -- -- -- -- 
4 m 0,9 kW/m2 5,4 kW/m2 -- -- -- 
5 m 0,6 kW/m2 3,4 kW/m2 -- -- -- 
6 m 0,4 kW/m2 2,4 kW/m2 6,3 kW/m2 -- -- 
7 m 0,3 kW/m2 1,7 kW/m2 4,6 kW/m2 -- -- 
8 m 0,2 kW/m2 1,7 kW/m2 3,5 kW/m2 6,7 kW/m2 -- 
 
 
27 
 
 
TABELA 3.2. (continuição) - Energia térmica irradiada por um incêndio de poça 
 
Distância ao 
Alvo 
Diâmetro da Poça e Impacto Térmico 
1m 2m 3m 4m 5m 
9 m 0,2 kW/m2 1,1 kW/m2 2,8 kW/m2 5,3 kW/m2 -- 
10 m 0,1 kW/m2 0,9 kW/m2 2,3 kW/m2 4,3 kW/m2 7,0 kW/m2 
11 m 0,1 kW/m2 0,7 kW/m2 1,9 kW/m2 3,5 kW/m2 5,7 kW/m2 
12 m 0,1 kW/m2 0,6 kW/m2 1,6 kW/m2 3,0 kW/m2 4,8 kW/m2 
13 m 0,1 kW/m2 0,5 kW/m2 1,3 kW/m2 2,5 kW/m2 4,0 kW/m2 
14 m 0,1 kW/m2 0,4 kW/m2 1,1 kW/m2 2,2 kW/m2 3,5 kW/m2 
15 m 0,1 kW/m2 0,4 kW/m2 1,0 kW/m2 1,9 kW/m2 3,0 kW/m2 
 
 
 
LEGENDA 
ZONA ENERGIA DISTÂNCIA DO ALVO 
 
> 5 kW/m² 11 metros 
 > 2kW/m² 18 metros 
 
Figura 3.6 - Incêndio de poça em um transformador de 100MVA com 40.000 litros de óleo mineral. 
 
28 
 
 
3.3 CARACTERIZAÇÃO DO INCÊNDIO 
 
IMPACTO NAS PESSOAS 
Os indivíduos não devem ser expostos a uma intensidade de radiação térmica maior do que 
2
m1kW ⋅ . Ou seja, o critério de dano para as pessoas é de .
2
1 mkWI ⋅≤ . O tempo de 
exposição é função do tempo que o indivíduo reagirá a energia irradiada pelo transformador em 
chamas e ao tempo necessário para que ele alcance um local seguro. No contexto do presente estudo 
é assumido que o tempo de reação do indivíduo é 5 segundos e a sua velocidade de fuga de 4m/s – 
6m/s. O tempo efetivo de exposição do indivíduo a chama poderá ser estimado através da equação 
3.10. 
 
( )














⋅+−⋅+=
−
3
5
exp11
5
3
r
o
o
reff tt
d
u
u
d
tt ........................... Equação 3.10 
Onde: 
 
efft : Tempo efetivo de exposição ao incêndio (segundos). 
rt : Tempo de reação do indivíduo (segundo). É sugerido o tempo de 5 segundos. 
od : Distância inicial do indivíduo em relação a chama (metros). 
u : Velocidade de escapa do indivíduo (m/s). É sugerido o valor de 4m/s. 
expt : Tempo total de exposição do indivíduo ao incêndio (segundo). 
 
Para uma energia irradiada de 7kW/m2 (ver Tabela 3.2) 99% dos indivíduos expostos ao incêndio a 
uma distância de 10 metros sofrerão queimaduras do 1o grau, se expostas durante 60 segundos. A 
Tabela 3.3 mostra o impacto sobre os indivíduos de um transformador em chamas, Figura 3.6. A 
Tabela 3.4 relaciona os limites a dor propostos pelo American Petroleum Institute. 
TABELA 3.3 - Impacto térmico proveniente de um transformador em chama e irradiando 7 kW/m2. 
IMPACTO segteff 6≈ seg60 seg90 seg180 
Mortalidade 
(sem roupas apropriadas) 
0% 25% 64% 99% 
Mortalidade 
(com roupas apropriadas) 
0% 6% 31% 90% 
Queimaduras do 1o grau 0% 99% 99% 99% 
Queimaduras do 2o grau 0% 45% 85% 99% 
 
 
29 
 
TABELA 3.4 - Tempo de exposição em função do limite a dor (API 1966a). 
Intensidade da Energia Térmica Irradiada Tempo de Exposição 
1,74 kW/m² 60 seconds 
2,33 kW/m² 40 seconds 
2.90 kW/m² 30 seconds 
4.73 kW/m² 16 seconds 
6.94 kW/m² 9 seconds 
9.46 kW/m² 6 seconds 
11.67 kW/m² 4 seconds 
10.87 kW/m² 2 seconds 
 
 
IMPACTO NAS ESTRUTURAS DO ENTORNO 
A energia térmica irradiada por um transformador em chama causará falhas catastróficas nas 
estruturas e equipamentos no seu entorno, Figura 3.7. Por exemplo, a 70oC componentes eletrônicos 
sofrerão danos irreversíveis. 
 
 
 
Figura 3.7 - Danos estruturais no barramento de alta, comprometendo a missão da subestação. 
 
Considere o layout da subestação apresentado na Figura 3.8. A estrutura da casa relés é de alvenaria 
com janelas de vidro. A distância entre o transformador e a casa de relés é de 3,5 metros. 117 
minutos após ter sido iniciado o incêndio no transformador, a integridade estrutural das paredes da 
casa de relés será comprometida. Porém, após 30 minutos a temperatura no interior da casa atingirá 
 
30 
 
aproximadamente 70oC, causando danos irreversíveis aos equipamentos e instrumentos no seu 
interior. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 3.8 - Layout de uma subestação 
 
A energia térmica irradiada por um incêndio no transformador poderá causar danos irreversíveis no 
seu entorno. Muito transformadores possuem sistemas de sprinklers, que são barreiras mitigadoras, 
ou seja, minimizam a impacto térmico, sem, contudo, prevenir a ocorrência do evento inicial que 
desencadeou o incêndio. Quando o transformador encontra-se instalado em ambientes confinados, 
por exemplo, no interior de uma barragem, no subsolo de uma edificação, em subestações 
subterrâneas no centro de áreas de relevado interesse turístico ou financeiro, entre outros, há um 
problema adicional que é a integridade estrutural. Sendo imprescindível o reforço estrutural do 
ambiente que abriga o transformador. 
 
3.4. Avaliação da Proteção Contra Incêndio 
 
A proteção contra incêndio do transformador deve considerar as barreiras de prevenção e mitigação, 
ou seja, as barreiras de proteção. As barreiras de prevenção buscam prevenir falhas que possam 
resultar em incêndio no transformador ou no seu entorno. As barreiras de mitigação têm a função de 
mitigar as consequências de um incêndio ou explosão. O sucesso da proteção do transformador 
depende da interação das barreiras de proteção. 
 
A avaliação da prevenção deve considerar dois referenciais. O primeiro é o próprio transformador. A 
prevenção de falhas que possam resultar em incêndio ou explosão do próprio transformador. O 
segundo referencial é o seu entorno. A prevenção de incêndio em outros equipamentos ou edificações 
próximos ao transformador. 
 
A avaliação da proteção de incêndio no transformador é função do projeto do incêndio. O projeto do 
incêndio identifica: 1) a energia térmica irradiada; 2) a velocidade de crescimento do incêndio para 
um determinado cenário; e 3) a energiaincidente no alvo que poderá ser pessoas, equipamentos ou 
estruturas. A Figura 3.9 mostra esquematicamente as etapas do projeto do incêndio. Para a 
 
31 
 
estruturação do projeto do incêndio poderá ser utilizado os modelos determinísticos ou probabilísticos 
disponíveis na literatura. 
 
 
 
Figura 3.9. Projeto do incêndio 
 
Por exemplo, um transformador cujo dielétrico é óleo mineral e com capacidade de transformação 
menor do que 10.000kVA poderá ser protegido por extintores portáteis. Um único transformador com 
capacidade superior a 10.000kVA deverá ser protegido por hidrantes. É recomendado que um único 
transformador com capacidade superior a 100.000kVA seja protegido por um sistema de sprinkler. 
Vários transformadores com capacidade superior a 100.000kVA deverá ser protegido por paredes 
corta-fogo e/ou sistema de sprinklers. A proteção do transformador deve considerar sua capacidade 
(tamanho), dielétrico, localização e importância para a continuidade do fornecimento de energia 
elétrica. 
 
Se água, como agente extintor, não é disponível deve ser considerado o uso de agentes químicos, 
sobretudo, se o transformador estiver enclausurado. Para transformador não enclausurado o sistema 
de proteção contra incêndio deve considerar a influência do vento. Devido aos efeitos adversos do 
vento o dióxido de carbono não é recomendável para transformadores ao ar livre. Apesar da espuma 
ser um agente extintor eficiente para o controle de incêndio envolvendo liquido flamável, não deve ser 
utilizada se o transformador estiver energizado por ser um bom condutor. Se justificável a espuma 
poderá ser utilizada para formar uma barreira entre o líquido e o ar e a água para resfriar o 
transformador ou equipamento/estrutura do entorno, se necessário. 
 
Proteções passivas consistem de distância de separação, parede corta-fogo ou bacia de contenção no 
evento de vazamento ou ruptura do tanque do transformador. Se proteções ativas estão presentes 
sua confiabilidade de operar conforme desejado depende do projeto, instalação e manutenção. Para 
um sistema de sprinkler o projeto descreve o controle de qualidade da tubulação, conexões, válvulas, 
bombas, sprinkler head, entre outros componentes do sistema. A instalação depende do controle de 
qualidade durante a montagem do sistema. E o sucesso da operação do sistema de sprinkler depende 
Alvo 
Consequência 
Fonte Caminho 
Identifique 
o limite de 
dano do alvo 
O que é 
aceitável? 
Incêndio no Transformador 
 
32 
 
de sua manutenção, pois um incêndio poderá ocorrer muitos anos após o transformador entrar em 
operação. A Figura 3.10 estrutura a avaliação do sistema de sprinkler. 
 
 
 
Figura 3.10 - Avaliação do sistema de sprinkler. 
 
Para a termoelétrica apresentada na Figura 3.11, um incêndio nos transformadores elevadores poderá 
resultar em um incêndio nos filtros do sistema de captação de ar das turbinas, comprometendo a 
missão e objetivos da instalação. Mesmo que sistema de supressão (i.e. sistema de sprinkler) esteja 
disponível há muitas incertezas que poderão ser responsáveis pelo sucesso ou falha do sistema de 
supressão em controlar o incêndio. Há água suficiente e na pressão adequada fluindo através do 
sistema de sprinkler? A água é suficiente para extinguir o incêndio? Se calor suficiente alcança os 
sprinkler heads e ativá-los, o agente extintor (água) irá controlar o incêndio? Há a possibilidade do 
transformador explodir, ou seja explosão seguida de incêndio, e se o sistema de sprinkler tornar-se-á 
inoperante. E se a brigada de incêndio não aplicar o agente extintor (i.e espuma ou água) antes do 
incêndio atingir um certo tamanho? A pergunta a ser feita não é se o incêndio no transformado irá ser 
controlado e extinguido, a pergunta a ser feita é quando? Quando ele provocar a ignição dos filtros do 
sistema de captação de ar ou logo após a detecção e notificação? 
Há a possibilidade de incêndio e/ou explosão para transformadores em que o dielétrico é o óleo 
mineral. A causa do incêndio poderá ser uma falha interna do transformador ou ele poderá ser 
envolvido por um incêndio no seu entorno? Deve ser ressaltado que, as estatísticas sobre incêndios 
em transformadores não são de domínio público. Estas são informações confidenciais, seja devido a 
competitividade entre as empresas ou por que no mercado internacional as ações de empresas 
envolvidas em acidentes catastróficos tendem a serem desvalorizadas. Razão pela qual, as incertezas 
envolvidas no gerenciamento do risco de incêndio do transformador devem nos futuros trabalhos 
serem estudadas em profundidade. 
Avaliação do Sistema de Sprinkler 
Funcionará quando 
solicitado? É Eficiente? 
O sistema controlará ou 
extinguirá um incêndio de 
tamanho específico? Antes que 
o incêndio atinja um tamanho 
maior? 
Água fluirá através do sistema? 
Em quantidade suficiente e na 
pressão adequada? Controlando 
ou extinguindo o incêndio? 
É confiável? 
 
33 
 
Os engenheiros com a responsabilidade de especificar o transformador apesar de saberem que o 
incêndio do transformador é um cenário plausível de acontecer ao longo de sua vida útil, não dispõem 
de diretrizes para minimizar o risco de incêndio ou explosão. O objetivo dos próximos capítulos é 
lançar alguma luz de como o risco de incêndio do transformador poderá ser prevenido ou mitigado. 
 
 
 
Figura 3.11 - Layout de uma termoelétrica. 
 
 
 
3.5 Referências do Capítulo 3 
 
[1] Robert W. Fitzgerald, Building Fire Performance Analysis, capítulo 19. Editora: John 
Wiley& Sons Ltda, 2004. ISBN 0-470-86326-9 
[2] NFPA/SFPE, SFPE Engineering Guide to Performance-Based Fire Protection, segunda 
edição, capítulo 3, Editora: National Fire Protection Association, (2007). 
 
 
34 
 
 
4. BARREIRAS DE PROTEÇÃO DO TRANSFORMADOR 
 
As camadas ou barreiras de proteção são constituídas pelas proteções do transformador, proteções do 
sistema, ao qual o transformador está conectado, programas e procedimentos administrativos 
utilizados pela empresa responsável pelo transformador. As suas funções são: 1) criar um 
entendimento sobre as falhas; 2) dar uma indicação clara das falhas; 3) alterar ou interromper uma 
falha eminente; 4) de intertravamento; 5) reiniciar o sistema após uma situação anormal; 6) barreira 
física e 7) de resgate e fuga. 
A introdução de barreiras de proteção e a consequente redução do risco de incêndio eleva o custo do 
transformador e do sistema que está conectado. Contudo é imprescindível respondermos ao seguinte 
questionamento: Qual o risco aceitável? (vide a Figura 3.9, sobre o projeto do incêndio). É 
evidente que o que é aceitável para transformadores de 30MVA localizados em uma subestação, em 
área de uso agrícola, e separados por uma distância de 30 metros é diferente de um transformador 
elevador de 600MVA localizado no interior de uma hidroelétrica. Ou um transformador de 100MVA 
localizado em uma subestação compacta em uma área densamente povoada de interesse turístico. A 
intenção deste capítulo é discutir algumas alternativas que os usuários dos transformadores de 
potência possuem para prevenir e mitigar os riscos de incêndio do transformador, adequando-o ao 
layout do seu entorno. 
As barreiras de proteção estão divididas em duas categorias, as quais estão baseadas em suas 
funções: Barreiras de prevenção com a função de para prevenir a falha e as barreiras de mitigação 
destinadas a minimizar as consequências da falha. 
O primeiro passo para reduzir o risco de incêndio em transformadores é sua correta especificação, em 
especial suas proteções que devem ser adequadas com a sua aplicação e as condições específicas da 
instalação. E considerando os dispositivos destinados a detectar e prevenir as falhas que possam 
resultar em incêndio ou explosão. Para minimizar o impacto da falha de um único componente do 
transformador, existem proteções redundantes que operam independentemente e comtempos de 
atuação diferentes, por exemplo, proteção diferencial e proteção de sobrecorrente, relé de gás (relé 
de Bulchholz), entre outros. 
As barreiras de mitigação, ou sistemas de emergência, buscam mitigar as consequências de um 
eventual incêndio no transformador e provável efeito dominó. O sucesso das barreiras de proteção 
depende da interação de ações combinadas realizadas através dos sistemas de proteção redundantes 
do transformador e das proteções passivas ou ativas destinadas a mitigar o impacto do incêndio. 
 
4.1 Barreiras de Prevenção 
 
As barreiras de prevenção estão associadas à especificação construtiva, das proteções do 
transformador, ao seu contínuo monitoramento e controle de alguns parâmetros. Ou melhor, as 
barreiras de prevenção são: o design review, o monitoramento (através de sinal elétrico, térmico ou 
mecânico), às proteções do transformador e a manutenção ao longo do seu ciclo de vida. 
 
35 
 
4.1.3. Design Review 
 
Segundo o Grupo de Trabalho WG A2:36 [1] o objetivo do design review é alargar as margens de 
segurança do transformador através do entendimento em profundidade do seu projeto de 
dimensionamento e avaliação da sua confiabilidade e riscos. 
A energia de um arco elétrico é um parâmetro crítico na ruptura do tanque. Haverá ruptura do tanque 
se a energia do arco for superior a 5MJ [2]. Pois, o tanque do transformador não suporta uma 
pressão maior do que 2,03 bar [3], em outras palavras o tanque do transformador não é um vaso de 
pressão. Por outro lado, o tanque se comporta como um vaso de pressão quando uma falha interna 
resulta em um arco elétrico. Se a energia do arco elétrico for aproximadamente de 300MW os 
dispositivos de alívio de pressão são ineficientes, i.e. as proteções mecânicas não atuarão [2] 
evidenciando a relevância do design review. 
Falhas nas buchas, comutadores de derivações em carga e parte ativa poderão resultar no 
rompimento do tanque do transformador, conforme detalhado no capítulo 2. A Tabela 4.1 ressalta 
alguns pontos de verificação que devem ser considerados no design review, os quais contribuirão para 
reduzir o risco de incêndio e explosão dos transformadores de potência. As recomendações 
apresentadas na Tabela 4.1 foram selecionadas não por serem as mais relevantes, mas por serem as 
que são facilmente identificáveis, tendo por intenção oferecer algumas diretrizes para aqueles 
engenheiros com pouca ou nenhuma experiência no design review ou na dinâmica dos incêndios. 
 
TABELA 4.1 - Diretrizes para o design review. 
 
O que verificar? 
Pa
rt
e 
At
iv
a 
Fe
ix
es
 d
e 
Ca
bo
s 
da
 R
eg
ul
aç
ão
 São os condutores que ligam a bobina de regulação ao comutador em forma de feixe. O projeto 
destes cabos e o seu encaminhamento até o comutador devem ser criteriosos. Devem ser verificado: 
1. O correto dimensionamento dos condutores. 
2. O tipo de condutor. 
3. Da forma com que os condutores são conduzidos até o comutador. 
4. Da forma com que os condutores são ligados na bobina de regulação e nos terminais do 
comutador. 
5. As distâncias dielétricas. 
O transformador poderá falhar em consequência da perda da capacidade dielétrica, a qual poderá ser 
resultante do projeto deficiente dos condutores; do esmagamento da isolação; da sobreposição dos 
cabos apoiados uns sobre os outros; da reduzida distância dielétrica entre os condutores; ou devido 
ao tipo de conexão utilizada nas ligações dos cabos (tais como: solda, grampo, conector por 
esmagamento, entre outras.) 
 
 
 
 
36 
 
TABELA 4.1 Continuação - Diretrizes para o design review. 
 
 
Bo
bi
na
s 
Verificar: 
1. O tipo de bobina. 
2. A geometria das bobinas e seus canais de refrigeração. 
3. O tipo de condutor aplicado ao projeto. A utilização de condutor transposto contribui para 
manter a suportabilidade de algumas solicitações dielétricas de alta frequência. 
4. Da capacidade de condução de corrente, de sua suportabilidade dielétrica aos requisitos de 
sistema, assim como sua capacidade em atender a requisitos de sobrecarga temporária sem 
exceder aos limites de temperatura normatizados. 
Ar
ra
nj
o 
da
s 
Bo
bi
na
s Durante o design review deve ser observado: 
1. A posição das bobinas do transformador em relação ao seu núcleo. Deve ser avaliado se as 
bobinas são concêntricas, apenas na coluna central do núcleo ou, se é possível, inserir 
algumas bobinas em colunas de retorno. 
2. Se a suportabilidade ao curto-circuito é garantida na ordem do arranjo da concentricidade 
das bobinas. 
3. A sequência de dentro para fora do tipo de bobina. E se esta sequência oferece algum risco 
de não suportar os estresses dielétricos entre bobinas. 
Bu
ch
as
 
Verificar: 
1. Alteração significativa do fator de potência. 
2. Redução da capacitância. 
3. Mau dimensionamento dos valores de BIL e BSL. 
4. A ligação do terminal da bucha na parte ativa. 
5. O projeto da travessia do terminal da bucha pelo caneco. 
A alteração do fator de potência, seguida de uma significativa alteração da sua capacitância é um 
indicativo de que a bucha poderá falhar. Embora os critérios para avaliação do fator de potência e da 
capacitância da bucha sejam definidos pelas empresas, é relevante discutir com o fabricante os limites 
aceitáveis em que o transformador poderá ser mantido em operação sem risco. 
O projeto da travessia do terminal da bucha pelo caneco é fundamental para garantir que não haverá 
descargas dos terminais da bucha para o caneco, sendo imprescindível verificar: 
1. Se o campo elétrico (kV/mm) atende as distâncias projetadas. 
2. Se a espessura da isolação em milímetros atende a necessidade das solicitações dielétricas e 
nominais. 
3. Se há necessidade de anel de equalização, shield magnético, etc. 
Co
m
ut
at
or
 
de
 D
er
iv
aç
ão
 
 
 
em
 C
ar
ga
 
Verificar: 
1. A forma de fixação do cilindro na parte ativa. 
O projeto do transformador poderá fixar o cilindro na travessa da parte ativa, como resultado 
as atividades de manutenção futura poderão ser comprometidas. Por exemplo, no evento de 
vazamento do óleo do comutador pelo cilindro, o óleo do transformador poderá ser 
contaminado por gases (monóxido de carbono, dióxido de carbono, acetileno, etc.). 
 
 
4.1.2. Monitoramento 
 
Nos últimos anos é observado um aumento no número de dispositivos destinados ao monitoramento 
de vários parâmetros do transformador. O monitoramento permite que a falha seja detectada com 
antecedência, reduzindo o número de paradas não programadas e como consequência há um 
aumento da disponibilidade ao transformador. 
 
37 
 
O monitoramento da temperatura do topo do óleo e dos enrolamentos é importante como indicação 
da condição térmica do transformador (hotspot é o ponto mais quente), ou seja, avaliação do 
envelhecimento do seu isolamento. A operação do transformador em temperaturas superiores as 
recomendadas (ou seja, as temperaturas normalizadas e/ou projetadas) para a operação normal 
poderá reduzir a vida útil do transformador, seja através da degradação do papel ou da perda 
imediata da isolação. Danos ao isolamento aumentará a probabilidade de um curto-circuito. O curto-
circuito poderá comprometer a suportabilidade do tanque o que resultará em um incêndio (vide Figura 
2.1 sobre o processo de ruptura do tanque do transformador). 
O transformador é comumente equipado com termômetros para supervisionar a temperatura de topo 
do óleo e a dos enrolamentos. O termômetro de topo de óleo mede a temperatura da camada de óleo 
imediatamente abaixo da parte superior do tanque. Os termômetros dos enrolamentos monitoram a 
temperatura do seu ponto mais quente, o qual está localizado na sua parte superior. A temperatura 
ambiente próxima do transformador é importante para estimar a capacidade de sobrecarga do 
transformador 
A degradação do isolamento composto pela combinação de isolação sólida (papel e presspan) e 
líquida (óleo isolante)compromete a vida útil do transformador. A degradação do óleo isolante poderá 
resultar em incêndio ou explosão do transformador, pois deterioração do óleo compromete o 
isolamento e resfriamento do núcleo e enrolamentos. E pontos quentes nos enrolamentos poderão 
produzir um arco elétrico. 
O estado do óleo isolante é monitorado através da concentração de água dissolvida, densidade, 
rigidez elétrica, acidez, tensão interfacial, fator de dissipação, cor, concentração de furanos e gases 
dissolvido no óleo. Atualmente, a concentração de água e gases dissolvidos podem ser monitoradas 
em tempo real, as demais propriedades devem ser monitoradas através de amostragem e ensaios 
periódicos em laboratório. 
A maioria das explosões seguidas de incêndio em transformadores tem sua origem nas buchas [4]. 
Por outro lado, as técnicas convencionais de manutenção: termovisão, medição do fator de potência 
do isolamento e capacitância, medição do teor de umidade, gás-cromatografia e verificação de 
pressão, não conseguem identificar determinados tipos de anormalidades nas buchas (tais como: 
falha incipiente do isolamento, pequenas variações na capacitância, etc.). Portanto, as técnicas acima 
relacionadas não garantem a retirada de operação do transformador sob a condição de falha 
iminente. É fundamental a análise técnico-econômica para implantação do monitoramento on line 
como a melhor forma de prevenir explosão e incêndio em transformadores com origem na bucha. 
 
4.1.3. Proteções do Transformador 
 
Diferentes tipos de relés são utilizados para proteger o transformador que está inserido em uma rede 
(de distribuição ou transmissão). De uma maneira geral os dispositivos existentes protegem o 
transformador contra sobrecorrente, formação de gases, sobrefluxo de óleo e sobrepressão. A Tabela 
4.2 relaciona os principais dispositivos de proteção do transformador. 
 
TABELA 4.2 - Proteções do transformador. 
 
38 
 
 
Relé de Sobrecorrente: Protege o transformador de faltas interna e externa. Com a função de monitorar a 
corrente quanto a sobrecarga e curto-circuito. É um relé de backup para a proteção 
diferencial. 
Proteção Diferencial: Compara as correntes de entrada e saída do transformador, i.e., as correntes nos 
circuitos primários, secundários e terciário. Se houver diferença do valor da corrente 
diferencial que entra com a que sai, o relé é acionado retirando o transformador 
defeituoso da rede. 
Relé de Corrente de Neutro: Protege o transformador no evento de curto-circuito monofásico, curto-circuito 
bifásico à terra, cargas desequilibradas que originam corrente de sequência zero. 
Relé Buchholz: Localizado entre o tanque principal e o de expansão indica a acumulação de gás ou 
sobre fluxo de óleo devido a um arco elétrico. 
Relé de Sobrefluxo de Óleo 
do Comutador: 
Protege contra um sobre fluxo de óleo na tubulação que interliga o compartimento 
de óleo e o tanque de expansão do comutador. 
Proteção de Sobrecorrente 
do Comutador: 
Na ocorrência de sobrecorrentes através do transformador o comutador é bloqueado 
para correntes acima de um valor de ajuste do relé de sobrecorrente, impedindo a 
comutação do tap. 
Válvula de Alívio de Pressão: Destinada ao alívio de pressão do transformador, quando atua libera óleo e/ou 
gases, possui contato para alarme e desligamento. 
Disco de Ruptura: É uma alternativa para a válvula de alívio de pressão súbita. 
Proteção de Sobre-
Temperatura 
Destinado a monitorar a temperatura do óleo e enrolamentos do transformador. 
Dispositivo para Monitorar o 
Nível de Óleo 
Com a função de monitorar o nível de óleo do transformador. 
 
 
4.1.4. Diretrizes para Manutenção Baseada no Risco 
 
O transformador é um equipamento robusto e com alta confiabilidade. Ao longo de sua vida útil é 
necessário estabelecer uma estratégia de manutenção, a qual assegure a sua disponibilidade e uma 
vida útil operacional otimizada. A vida útil otimizada do transformador inicia-se com os testes prévios 
ao seu comissionamento. O Guia de Manutenção de Transformadores [5] recomenda estratégias de 
manutenção, por exemplo: Manutenção baseada no tempo, Manutenção baseada na condição, entre 
outras, porém sem considerar a consequência da falha. Segundo Jovanivic [6] 20% dos componentes 
respondem por 80% dos riscos. É objetivo do presente estudo recomendar diretrizes para uma 
manutenção baseada no risco. Em outras palavras, as atividades de manutenção devem ser 
priorizadas no entendimento das consequências da falha. A Figura 4.1 apresentar a estratégia para 
uma manutenção baseada no risco. 
 
 
39 
 
Definir o sistema em o transformador está inserido
Definir as condições de contorno do sistema
Entender como o sistema funciona e opera
Definir os modos de falha do sistema
Desenvolver os cenários de falha.
MATRIZ DO RISCO
Potencialidade 
da Falha
Potencialidade da 
Consequência
Grau de Prioridades
Estabelecer Plano de 
Inspeção e Manutenção
Monitoramento e controle 
do modo de falha.
Execução
Definir os critério de aceitabilidade
 
 
Figura 4.1 - Estratégia para a implementação da Manutenção Baseada no Risco. 
 
No transformador é crítico o monitoramento do isolamento, quer seja na parte ativa, nas buchas ou 
nos comutadores, principalmente para os comutadores que operam em posição diferente do neutro 
dos enrolamentos (classe II). 
O controle do processo de degradação do isolamento poderá ser avaliado de várias maneiras, por 
exemplo, para várias famílias de comutadores classe II, a avaliação poderá ser realizada através da 
medição do teor da umidade do óleo isolante da chave desviadora, o qual poderá ser severo (A), 
moderado (B) ou baixo (C), Tabela 4.3. 
 
TABELA 4.3 – Potencialidade de falha no comutador classe II: Teor de umidade. 
 
Teor de umidade Critério de Aceitabilidade 
A Alta > 30 ppm H2O 
B Media 20 ≤ ppm H2O ≤ 30 
C Baixa < 20 ppm H2O 
 
O potencial de consequência poderá ser classificado com base no potencial de danos as pessoas e/ou 
prejuízo as suas atividades normais e de perda de receita para as concessionárias de energia elétrica 
ou outras empresas. As consequências à integridade física das pessoas e a interrupções das suas 
 
40 
 
atividades rotineiras causados pela falha poderá ser associada a densidade populacional da carga que 
é atendida pelo transformador, Tabela 4.4. A Figura 4.2 mostra esquematicamente a variáveis 
associadas a potencialidade de falha e consequência. A Figura 4.3 detalha a potencialidade da 
consequência. 
 
TABELA 4.4. Densidade demográfica da carga vinculada ao transformador. 
 
 Número de Construções Situação Típica 
Classe 1 Mais do que 10 e menos de 46 construções. Áreas rurais, fazendas. 
Classe 2 Mais do que 46 construções. Subúrbios e vilarejos. 
Classe 3 Áreas densamente povoadas. Cidades. 
Classe 4 Áreas densamente povoadas e de interesse econômico. Capitais. 
 
MATRIZ DO RISCO
POTENCIALIDADE 
DA FALHA
POTENCIALIDADE 
DA CONSEQUÊNCIA
UMIDADE NO COMUTADOR
(Classe II) POTÊNCIA DO 
TRANSFORMADOR
DENSIDADE 
 
 
Figura 4.2 – Potencial de falha e consequência do transformador. 
 
A matriz do risco é o produto do potencial da falha e das suas consequências 
( )iaConsequêncFrequênciaRiscodoMatrizei ⋅=.. . A Figura 4.4 sugere uma matriz de risco com 
três níveis distintos de risco que poderão ser utilizados para o estabelecimento do planejamento da 
manutenção do transformador. Considerando que o maior risco é o que determina a condição de 
integridade do transformador, as ações de intervenção e de controle deverão ser direcionadas para os 
modos de falha com maior risco. A matriz do risco e os potenciais de falhas e consequência sugeridos 
poderão ser substituídos por uma análise de risco detalhada. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
41 
 
POTENCIAL DE CONSEQUÊNCIA Classe 4 Classe 3 Classe 2 Classe 1 
Transformador ≥ 300 MVA A A B C 
100MVA ≤ Transformador ˂ 300MVA