AULA 19 - SLIDE 7- Transformadores de Potência Parte II

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TRANSFORMADOR DE FORÇA (POTÊNCIA)
Prof. Gênova – Maio-2021
PARTE II
2
Continuação:
2. Características construtivas:
2.1. Parte ativa: é o conjunto formado pelos 
enrolamentos primário e secundário e pelo núcleo, e 
ficam alojados dentro da carcaça do transformador, 
imerso em óleo.
2.2. Núcleo: É formado por chapas empilhadas e 
justapostas de silício, de forma a minimizar as 
correntes parasitas e as perdas.
3
2.3. Enrolamentos:
Os enrolamentos de AT e MT são 
constituídos de fio de cobre, 
isolados entre si com esmalte / 
papel.
No transformador com comutador 
de derivação sem tensão, os tapes 
são normalmente fabricados na 
bobina de AT e são acessíveis 
pela parte inferior do tanque, onde 
existe um visor com a indicação da 
posição do tape. Para efetuar a 
mudança de tape é necessário 
desligar o transformador e efetuar 
externamente ao tanque, o 
encaixe de uma alavanca para 
fazer girar o comutador de tapes.
4
2.4. Buchas: Coluna isolante que permitem a passagem 
dos condutores dos enrolamentos ao meio externo. Buchas 
primárias conectadas a chegada da linha de transmissão e 
buchas secundárias conectadas ao vão de interligação do 
transformador com a barra de MT da SE.
As buchas de AT são de porcelana e para tensões 
superiores a 36,2 kV, devem ser condensivas, estando 
localizadas na parte superior da tampa. Possuem o 
isolamento conforme a classe de tensão: (72,5 , 36 KV...)
Já as buchas secundárias, são constituídas também de 
porcelana, e estão localizadas também na parte superior 
da tampa, só que em posição oposta as buchas de AT. 
A bucha Xo fica localizada correspondente ao lado da 
bucha H1. (vide fig. Abaixo).
 
5
2.5. Tanque: Destinado a servir de invólucro da parte ativa 
e de recipiente do líquido isolante.
2.6. Radiadores: O calor gerado através da parte ativa se 
propaga através do óleo e é dissipado no tanque (tampa e 
partes laterais). Dependendo da magnitude da potência, ou 
dependendo das perdas, a área da superfície externa pode 
ser insuficiente para dissipar esse calor, sendo então 
necessário aumentar a área de dissipação. Para tal usam-
se radiadores que poderão ser tubulares ou em forma de 
chapas estampadas. (ver acessórios)
6
Fluxo de óleo em circulação tanque-radiador-tanque na troca 
de calor com o meio externo
7
Linhas de fluxo de óleo por temperatura no radiador do transformador
8
2.7. Líquido isolante e refrigeração: 
Transformadores com tensão acima de 1,2 kV são 
construídos para trabalharem imersos em óleos isolantes. 
O óleo mineral isolante usado em equipamentos elétricos é 
extraído do petróleo. Sua composição e características 
dependem da natureza do petróleo do qual foi extraído e do 
processo empregado em sua preparação. O petróleo cru 
pode ser de base parafínica (produto final da destilação é a 
cera parafínica) ou naftênica (produto final da destilação são 
de natureza asfáltica).
No Brasil a especificação para óleos novos tipo B (parafínico) 
ou tipo A (Naftênico) são as seguintes:
Óleo mineral naftênico (Tipo A): para equipamentos com 
tensão superior a que 34,5kV;
Óleo mineral parafínico (tipo B): Para equipamentos com 
tensão até 34,5kV;
9
Basicamente os óleos minerais isolantes são constituídos 
de três tipos de compostos (parafínicos, naftênicos e 
aromáticos). Outros compostos também são encontrados 
nos óleos porém de quantidades muito pequenas.
De uma maneira geral os óleos isolantes, naftênicos e 
parafínicos são diferenciados pela quantidade relativa de 
compostos parafínicos, naftênicos e aromáticos. A tabela 
a seguir apresenta o teor de carbono aromático, naftênico 
e parafínico de dois óleos isolates comercializados no 
Brasil: 
Composição de óleos isolantes ASTM
Tipo Naftênico Parafínico
Carbonos aromáticos 11% 8%
Carbonos naftênicos 46% 29%
Carbonos parafínicos 43% 63%
10
O óleo mineral isolante de base parafínica é denominado 
de óleo parafínico e o de base naftênica é denominado de 
óleo naftênico. 
Até a 2ª década do século XX, o óleo mineral isolante 
parafínico tinha ampla utilização, porém seu ponto de 
fluidez não era suficientemente baixo que pudesse ser 
empregado em equipamentos elétricos instalados ao 
tempo em regiões com baixas temperaturas ambientes.
Dessa forma o parafínico foi sendo substituído pelo 
naftênico porque seu ponto de fluidez (-40ºC) possibilitou 
a sua utilização em equipamentos elétricos submetidos a 
temperaturas muito baixas. Portanto a finalidade do óleo 
é garantir a isolação dos componentes do transformador 
e dissipar para o meio exterior, o calor gerado nos 
enrolamentos e no núcleo.
11
Para saber como se encontra a qualidade do óleo isolante,
utiliza-se da técnica de manutenção preditiva que fornece
através da análise físico-química e análise cromatográfica,
o parecer técnico do produto, de forma que com o
acompanhamento periódico destas análises pode-se
acompanhar e comparar a sua evolução, de maneira que
é possível determinar com certa antecipação as ações
que se deve adotar para o recondicionamento e filtragem
do óleo, a regeneração ou mesmo a substituição da
carga de óleo, ou recuperação do equipamento antes que
ele venha a falhar e se tornar indisponível.
Recondicionar = tratamento por meio mecânico com o
uso de filtro prensa;
Regenerar = tratamento por meio químico
12
Máquina termovácuo para 
recondicionamento do óleo mineral 
isolante no transformador de força 
energizado.
13
A análise físico-química:
Determina a condição de isolação e o estado de 
envelhecimento do óleo mineral isolante. Os resultados são 
comparados aos valores pré-estabelecidos em Normas. 
Valores fora dos limites especificados indicam necessidade de 
tratamento termo-vácuo (recondicionar), substituição da carga 
de óleo ou regeneração do óleo mineral.
A análise físico-química do óleo compreende os seguintes 
ensaios:
Cor, 
Rigidez Dielétrica, 
Teor de água, 
Acidez,
Tensão Interfacial , 
Fator de Perdas Dielétricas (Fator de dissipação 
ou fator de potência):
i) Cor: O óleo novo tem uma cor amarelo-pálida e é 
transparente. A cor muda e escurece na medida em que o 
óleo vai se deteriorando.Um rápido aumento da cor indica 
deterioração ou contaminação do óleo.
O óleo em análise a sua cor vai ser comparada com uma 
escala padrão que representa um número que vai de 0 a 8, 
em 16 passos, com incremento de 0,5. O óleo novo deve ser 
de aspecto claro, límpido e transparente e deve corresponder 
ao número na escala padrão nº=0,5. O óleo deteriorado e 
contaminado deve ter aspecto turvo e nas piores condições 
deve corresponder ao nº=8 da escala padrão.
Admite-se o limite médio para serviço contínuo de 2,7 na 
escala padrão.
Uma mudança acentuada na cor do óleo de um ano para o 
outro indica a existência de anormalidades. 
14
Escala padrão (Nº)
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0
15
Castanha 
escura
(Nº 7,0)
Castanha 
(Nº 6,0)
Âmbar
(Nº 5,0)
Amarelo
(Nº 2,5)
Amarelo 
pálida
(Nº 1,5)
Claro 
límpido e 
transparente 
(Nº 0,5)
Amarelo 
vivo
(Nº 4,0)
Preto
(Nº 8,0)
A escala de cores ASTM, é amplamente utilizada para 
classificar produtos petrolíferos como óleo, lubrificantes, 
fuelóleos e gasóleos.
A cor dos óleos minerais é constantemente monitorizada 
durante o processamento de refino para determinar 
quando foi atingida a qualidade exigida.
A cor também é utilizada para determinar se o óleo ou 
combustível está sendo aplicado como previsto e se 
existem ou não impurezas ou defeitos de qualidade.
A medida que a cor escurece, cresce a contaminação do 
óleo mineral, devido a degradação do papel, da madeira 
dos calços ou devido demais partes internas do 
equipamento, além do surgimento de possíveis micro 
arcos e descargas internas.
16
Características dos óleos isolantes
Condições do 
óleo
Cor do óleo Situação do transformador Tratamentorecomendado
Excelente Límpido e 
transparente (0,5)
Novo -
Boa Amarelo pálida (1) Desempenho eficaz -
Estágio A Amarela (2) Compostos polares em solução 
abaixam a TIF
-
Marginal Amarelo-viva (3)
(2,7)
Enrolamentos envolvidos por 
camadas de ácidos graxos. Borra 
em solução a ponto de ser liberada
Desborrificação com 10 
recirculações de óleo 
naftênico
Má Âmbar (4) Borra depositada nos enrolamentos 
e núcleo
6 recirculações qdo. NN=0,19 
e TIF=24
10 recirculações 
qdo.NN=0,20 a 0,29 e TIF=18
Muito má Castanha (5 ou 6) A borra depositada continua a se 
oxidar e a endurecer. Fissuramento 
da isolação em progresso. 
Esperada provável falha prematura
20 recirculações
Extremamente 
má
Castanha-escuro
(7)
Borra depositada nos radiadores e 
bloqueando passagem. A 
temperatura de operação se eleva.
20 recirculações
Desastrosa Preta (8) Presença de grande quantidade de 
borra. O Transformador deverá 
estar no fim de sua vida útil
Tratamento diferente do 
normalmente utilizado para a 
remoção de borra.
17
18
ii) Rigidez dielétrica:
Serve para medir a capacidade de um óleo suportar 
tensões elétricas e indicar a presença de 
contaminantes como água e partículas condutoras.
A finalidade do ensaio é para verificar se o teor de 
umidade e/ou impurezas estão em níveis que possam 
exigir a recuperação do óleo. 
Os valores adotados dos parâmetros: 
- Para o óleo novo RD≥40KV 
- Para o óleo usado RD≥30KV.
19
Medidor de Rigidez Dielétrica
iii) Teor de água:
• A água pode existir no óleo sob a forma dissolvida, não 
dissolvida (em suspensão) ou livre (depositada). 
• A solubilidade da água no óleo é aumentada na medida 
em que o óleo for se deteriorando, isto é, sofrer oxidação. 
Um elevado teor de água acelera a deterioração química 
do papel isolante e é indicativo de condições de 
operações indesejáveis, que requerem correções.
Recondicionar=tratamento por meio mecânico (filtro prensa);
Regenerar=tratamento por meio químico;
20
Ensaio Óleo 
novo
Óleo usado
Satisfatório
Até 230kV
A 
recondicionar 
Até 230kV
A 
regenerar
Até 230kV
Após 
tratamento 
Até 230kV
Teor de 
água
< 10
ppm
< 25 ppm 25-40 ppm > 40 ppm < 20
21
iv) Acidez (índice de neutralização):
Indica que o óleo contém qualquer material ácido que além 
de aumentar a oxidação do óleo e formar borras, pode 
também promover a degradação do papel. 
O ensaio consiste em comparar o índice de neutralização 
do óleo novo com o óleo em uso e tratado;
• óleo novo: Acidez=0,03 mg KOH/g.
•Bases fortes que são usadas para neutralizar o ácido e 
calcular o número de acidez do óleo: KOH e NaOH;
•Onde KOH=solução de Hidróxido de Potássio
•Ou NaOH=solução de Hidróxido de Sódio
Óleo Novo = 0,03 mg KOH/g
Óleo Tratado ≤ 0,10 mg KOH/g
Óleo em uso ≤ 0,30 mg KOH/g
v) Tensão Interfacial: É a tensão na interface óleo-
água e é medida em dina/cm (milinewton/metro). 
Indica a presença de contaminantes polares que são 
substâncias quimicamente ativas e, portanto vão 
acelerar o envelhecimento do óleo. A determinação 
da tensão interfacial é muito importante na detecção 
da fase inicial da deterioração da isolação. Um óleo 
em boas condições possui um TIF≤ 40 dina/cm a 
25ºC. A medida que o óleo se deteriora a TIF 
diminui. 
• No óleo mineral tratado TIF≤30 dina/cm
• Óleo mineral em uso nos equip.: TIF≤20 dina/cm
22
23
vi) Fator de perdas dielétricas (fator de dissipação ou 
fator de potência):
Um alto fator de perdas é uma indicação de presença de 
contaminantes ou de produtos de deterioração, como 
umidade, carbono ou matérias condutoras, sabões 
metálicos e produtos de oxidação. 
O fator de potência do óleo mineral isolante é igual ao 
cosseno do ângulo de fase ou do seno do ângulo de 
perdas do mesmo. O FP aumenta de valor a medida que 
a deterioração do óleo progride. O FP nos dá uma idéia 
da intensidade de corrente que flui pelo óleo e que é uma 
medida de sua contaminação e de sua deterioração
O óleo novo e em boas condições deve ter um fator de 
potência igual a 0,05% ou menos, a 20oC.
I.senφ (kVAr)
I (kVA)
φ
I.cosφ (kW)
24
Detalhe da coleta de óleo no transformador de força
25
Coleta inicial de descarte
26
Coleta para análise físico-química
27
“E
X
A
M
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 D
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-Q
u
ím
ic
a
28
A Análise cromatográfica determina a concentração dos 
gases dissolvidos no óleo mineral isolante. O 
envelhecimento natural do equipamento pode ser 
remediado com a eliminação desses gases imersos no 
óleo.
Usar um óleo de má qualidade traz sérios danos ao 
equipamento. Daí a importância do trabalho preditivo que 
detecta qualquer defeito ainda no estágio inicial a partir da 
composição dos gases e da rapidez com que eles são 
formados.
29
O óleo pode conter dissolvidos gases combustíveis e 
não combustíveis:
Análise Cromatográfica compreende a análise dos 
gases:
Gases combustíveis Gases não combustíveis
Monóxido de carbono(CO) Oxigênio (O2)
Hidrogênio (H2) Nitrogênio (N2)
Metano (CH4) Dióxido de carbono(CO2)
Etano (C2H6)
Etileno (C2H4)
Acetileno (C2H2)
Fonte: Livro= Manutenção de transformadores em Líquido Isolante, capítulo 9-Deterioração do óleo mineral isolante. 
Milan Milasch - EFEI-ELETROBRAS, Editora Edgard Blucher LTDA.
30
Coleta de óleo mineral isolante para análise cromatográfica
31
Coleta para Análise Cromatográfica:
32
Armazenamento da coleta para envio ao laboratório (via aérea)
33
34
V.Referência
200
20.000
80.000
100
500
5000
60
100
15
V.Referência
35
2.8. Placa de identificação:
A placa é um item importante, pois é ela quem fornece as 
principais características e potencialidades do equipamento. 
Na placa de identificação devem ter as seguintes informações: 
Nome do fabricante, Número de série, Ano de fabricação, 
Potência nominal, Impedância percentual, Os valores de 
elevação da temperatura do óleo e do enrolamento, O diagrama 
vetorial correspondente aos enrolamentos de AT e MT, O 
diagrama de ligação do enrolamento de AT com as derivações e 
terminais, e o de MT com os terminais, a posição do comutador 
de tape com as respectivas tensões, os valores das correntes 
nominais correspondentes, o peso do óleo, da parte ativa, do 
tanque com acessórios, o peso total, a quantidade de óleo, o tipo 
de óleo recomendado, a referência do manual de manutenção, e 
demais dados. O material da placa deve ser de aço inoxidável, e 
se posicionar em local que permita a sua visualização quando da 
manutenção e operação.
36
P
L
A
C
A
 D
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 I
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T
IF
IC
A
Ç
Ã
O
37
2.9. Placa diagramática de fiação e controle:
Devem ser confeccionadas em aço inoxidável e fixadas 
na parte externa do tanque em posição tal que seja 
possível a sua visualização quando da manutenção ou 
operação do equipamento. 
‘ Nesse diagrama devem constar o nome do fabricante, a 
simbologia e os esquemas dos equipamentos auxiliares 
tais como: ITO = indicador da temperatura do óleo, RB = 
Relé detetor de gás, INO = Indicador do nível do óleo, 
DAP = Dispositivo de alívio de pressão, ITE = Indicador 
de temperatura do enrolamento (imagem térmica), 
diagrama de bornes, diagramas elétricos dos circuitos de 
força e comando da ventilação forçada, sinalização, 
iluminação, aquecimento, tomada e outros. 
38
39
P
L
A
C
A
 D
IA
G
R
A
M
Á
T
IC
A
40
DAP
RB
INO
41
2.10. Aterramento do tanque e do núcleo
O tanque do transformador de força deve ser efetivamente 
aterrado através do seu conector de aterramento (fig. 02) na 
malha de terra da subestação, que deve possuir 
permanentemente uma baixa resistência de forma a garantir 
uma proteção adequada. No tanque está previsto um ou dois 
conectores para aterramento. Dessa forma a malha de terra 
deve ser conectada a esses conectores, por meio de cabo de 
cobre nu com seção compatível. É recomendável nesse pontoda malha ser cravada uma haste de terra. 
42
O aterramento do núcleo deve ser feito em uma única 
ligação elétrica de fácil desconexão, em um único ponto 
entre o núcleo e o tanque, acessível da abertura de 
inspeção localizada na tampa do transformador.
Para transformadores com potência igual ou maior do que 
20 MVA, o acesso de conexão deve ser feito sem 
necessidade de expor o óleo do tanque à contaminação 
pelo ambiente externo.
Fig. 02 – Detalhe do 
aterramento do 
tanque externo do 
transformador de 
força
43
Aterramento 
do tanque
Aterramento 
do neutro
44
Detalhe da conexão do aterramento do 
neutro na bucha Xo
45
2.11. Desenhos da parte superior e vista lateral do 
transformador de força (Padrão):
A seguir são apresentado os desenhos esquemáticos do 
transformador de força, indicando a localização de cada 
acessório por meio de legende e numeração 
correspondente. Posteriormente cada acessório será 
apresentado através de figuras e comentado 
separadamente, indicando cada função no transformador 
de força.
46
Vista superior do transformador de potência
47
48
Vista em corte do transformador de potência
01-CDC
02-CS-Conservador Óleo.
03-CSC-Conservador óleo CDC.
04-RA-Radiador.
05-TA-Tanque.
06-DPC-disp. de prot. Variação súbita de 
pressão CDC.
07-RB-Relé de gás.
08-R-Respirador do conservador.
09-RC- Resp. do cons. do CDC.
10-VDC-Válvula reter óleo cons CDC e 
DPC.
11-VOT-Válv. Reter óleo cons e RB.
12-VDR-Válv. Reter óleo radiador.
13-VDC-Válv. Drenagem CDC.
14-VDCS-Valv. bujão drenagem amostra 
cons. Óleo.
15- VDCC-Válv drenagem cons. CDC.
16-VDF-Válv.drenagem e fechamento de 
óleo do transformador.
17-VS-Válvula superior filtragem do óleo
18-DAO-Dispositivo para retirar amostra 
óleo do transformador
19-DAP-Dispositivo alívio de pressão
20-B-Bujão-para enchimento ou drenagem 
do óleo do CS.
49
3. Acessórios e componentes do transformador de 
potência
3.1. Termômetro e óleo
O termômetro de óleo é um acessório acoplado na parte 
externa do tanque do transformador de força que tem a 
função de medir e indicar a temperatura do óleo isolante do 
transformador, através de um bulbo localizado na sua 
extremidade e colocado no ponto mais quente dentro do 
tanque, que corresponde a parte logo abaixo da tampa. 
Além da medição e indicação da temperatura do óleo, o 
termômetro pode acionar através de contatos auxiliares, a 
entrada ou saída da ventilação forçada, a sonorização de 
alarme. ou mesmo promover o trip no disjuntor do 
transformador quando a temperatura do óleo ultrapassar os 
limites pré estabelecidos.
50
De acordo com a Figura a seguir, pode-se observar que o 
termômetro possui 3 ponteiros, sendo 2 de ligação e 1 de 
indicação da temperatura máxima atingida em um período.
Estes 3 ponteiros são controláveis externamente, sendo 
que os dois primeiros movimentam-se apenas por ação 
externa, enquanto o terceiro é impulsionado pela agulha de 
temperatura (ponteiro de araste), apenas quando em 
ascensão da temperatura, pois na redução desta, ele fica 
imóvel, indicando qual a temperatura máxima atingida num 
determinado período, e sujeito apenas a ação externa.
Pelo controle externo os ponteiros limites poderão ser 
movimentados à vontade, de forma que se pode adotar um 
ajuste para os seguintes eventos:
Temperatura de regulagem recomendada para ponteiros:
51
oc
Termômetros de óleo (ITO):
Diagrama esquemático do termômetro de óleo:
1 2 3 4
Tanque do transformador
Cuba de 
alojamento do 
sensor de 
temperatura
a d 
Para elevação de 55°C de temperatura no enrolamento, considerar:
a = contato de alarme sonoro ou visual: a = 85°C 
d = contato de desligamento: d = 95°C. (Normalmente não utilizado 
no ITO).
52
3.2. Termômetro de imagem térmica (enrolamento)
O termômetro de imagem térmica, também conhecida como 
termômetro de enrolamento tem a função de medir a 
temperatura do enrolamento do transformador. Ela é 
denominada imagem térmica por reproduzir indiretamente a 
temperatura do enrolamento. A temperatura do 
enrolamento, que é a parte mais quente do transformador, 
nada mais é do que a temperatura do óleo acrescida da 
sobreelevação da temperatura do enrolamento ( t ) em 
relação ao óleo.
53
O sistema é composto de uma resistência de aquecimento 
e de um sensor de temperatura simples ou duplo, ambos 
encapsulados e montados em um poço protetor imerso em 
uma câmara de óleo.
O conjunto é instalado na tampa do transformador, 
equalizando-se com a temperatura do topo do óleo, e 
dessa forma indica a temperatura do ponto mais quente do 
enrolamento.
A resistência de aquecimento é alimentada por um 
transformador de corrente, associado ao enrolamento 
secundário do transformador de força. Normalmente é um 
TC tipo bucha.
54
Detalhe: Termômetro de imagem térmica e TC 
p/ alimentação da resistência de aquecimento 
oc
ITE
Bucha do 
transformador
TC de 
bucha
Diagrama esquemático 
TC-1 termômetro de enrolamento
ITE
Sensor
vf vf a d
12 16 13 15 17 18 19 20
ITE vf=60oC(1º estágio) 
e 70ºC(2º estágio), 
a = 95oC e d =115oC?
• Atualmente está sendo utilizado 
o MT (monitor de temperatura) 
que possui tecnologia 
microprocessada, e veio para 
substituir os tradicionais 
termômetros de óleo e 
enrolamento.
• O MT vem instalado dentro do 
quadro de comando do 
transformador e fornece indicação 
local das temperaturas do óleo e 
enrolamento.
55
• Alarme ou desligamento por temperatura do óleo ou enrolamento.
• Comando do sistema de resfriamento por moto-ventiladores.
• Possui porta serial RS 485 para comunicação externa.
56
Detalhe do 
Quadro de 
comando do 
transformador 
de força
Detalhe do 
Monitor de 
temperatura
57
Monitor de temperatura - MT
Desenho da 
Almotolia=indica a 
temperatura do óleo;
Desenho da 
bobina=indica a 
temperatura do 
enrolamento;
Obs. ITE: t=60°C (Liga 1º estágio VF)
58
3.3. Dispositivo de alívio de pressão (DAP)
São dispositivos utilizados em transformador de força 
imersos em líquido isolante, para proporcionar o alívio de 
pressão interna, com a finalidade de protegê-los contra 
possível deformação ou ruptura do tanque em casos de 
defeitos internos que provoquem o surgimento de pressões 
elevadas e perigosas.
a) Dispositivo de alívio de pressão do tipo membrana:
São conhecidos também como tubo de explosão, no qual o 
alívio de pressão ocorrerá pelo rompimento da membrana. 
Sempre que o transformador for submetido a vácuo, essa 
membrana deve ser isolada do tanque e quando for 
manusea-lá, devem ser tomados os devidos cuidados para 
não danificá-la. No transporte também é aconselhável utilizar 
uma proteção para a membrana, que antes do início do 
funcionamento do transformador deve ser obrigatoriamente 
retirada
59
a) Dispositivo de alívio de pressão do tipo membrana:
60
Transformador de força com válvula de alívio de pressão 
tipo cachimbo:
61
b) Dispositivo de alívio de pressão do tipo válvula:
Constitui-se numa válvula com mola, provida de um sistema 
de amplificação instantânea da força de atuação. Fecha-se 
automaticamente após a operação, impedindo assim, a 
entrada de qualquer agente externo no interior do 
transformador. A válvula não necessita ser isolada do tanque 
quando o transformador é submetido a vácuo.
Dispositivo de alívio de pressão do tipo válvula (DAP)
62
3.4. Relé de pressão súbita:
É um acessório utilizado na proteção de transformador de 
força tipo selado. É projetado para atuar quando ocorrem 
defeitos no transformador que produzem pressão interna 
anormal, sendo sua operação ocasionada somente pelas 
mudanças rápidas de pressão interna, independente da 
pressão de operação do transformador.
Relé de pressão súbita
63
3.5. Conservador de óleo:
É o recipientecilíndrico onde o óleo mineral isolante é 
conservado, expandindo-se e retraindo-se, de forma 
que serve de câmara para que a circulação do óleo no 
transformador possa ocorrer livremente. 
64
Podemos fazer uma análise comparativa com um pulmão 
existente no transformador. Nele, em conjunto com o 
desumidificador, ocorre uma verdadeira respiração, 
fazendo a retirada da umidade da parte interior para a 
parte exterior. 
É conhecido também como tanque de expansão e nele 
está acoplado o secador de ar que tem a função de 
expulsar o ar para o exterior, quando o óleo aquece e se 
dilata, retirando a sua umidade.
No transformador com CDC o tanque de expansão do 
comutador é separado fisicamente do tanque de expansão 
do transformador. (vide foto)
65
Cordão de solda que 
indica a separação física 
do tanque de expansão do 
comutador
66
3.6. Desumidificador de ar
Com o objetivo de manter 
elevados índices dielétricos do 
líquido isolante, dos 
transformadores de força, estes 
são equipados com o acessório 
denominado secador de ar, o qual 
devido a sua capacidade de 
absorção de umidade, seca o ar 
que flui ao transformador.
Secador de ar 
67
Sílica-gel 
ativo
68
Sílica-gel 
saturado
69
O desumidificador de ar é composto de um recipiente
metálico, no qual está contido o agente secador (sílica-
gel) e uma câmara para óleo, colocada diante do
recipiente, que contém o agente, isolando-o dessa forma
da atmosfera. Durante o funcionamento normal do
transformador, o óleo aquece e dilata, expulsando o ar do
conservador através do secador. Havendo diminuição do
carregamento do transformador, ou da temperatura
ambiente, também haverá abaixamento da temperatura
do óleo, acompanhada da respectiva redução do volume.
Forma-se então, uma depressão de ar no conservador e
o ar ambiente é aspirado através da câmara e do agente
secador, o qual absorve a umidade contida no ar, que
entrará em contato com o óleo.
70
3.7. Silica-gel
Sílica-gel é o agente secador e tem por finalidade secar o 
ar aspirado pelos transformadores resfriados a óleo, 
quando a carga e a temperatura caem, causando a 
contração do óleo. A sílica-gel é um cristal vítreo e duro, 
quimicamente quase neutro e altamente higroscópio. Trata-
se de um silício impregnado com cloreto de cobalto, tendo, 
quando no estado ativo, a cor azul celeste, de aspecto 
cristalino. É capaz de absorver água até 40% do seu 
próprio peso.
Devido a absorção da água torna-se róseo, devendo 
então ser substituído ou regenerado. 
A higroscopicidade da sílica-gel pode ser restabelecida pelo 
aquecimento em estufa na temperatura de 130 a 150°C, 
evaporando dessa maneira, a água absorvida.
71
Sentido do crescimento da saturação do sílica-gel
72
A fim de acelerar o processo de secagem, convém mexê-la 
constantemente até a sua recuperação total de sua cor 
característica. Após de 8 a 10 horas o sílica-gel restabelece 
a sua cor original azul. Seu contato com o óleo ou com os 
menores vestígios do mesmo deve ser evitado a todo custo 
para que não perca a sua cor azul, tingindo-se de marrom ou 
até de preto, o que a torna imprestável. Após a regeneração 
a sílica-gel deve ser imediatamente conservada num 
recipiente seco, hermeticamente fechado.
A silica-gel tem uma vida útil muito prolongada, e através de 
um processo de secagem, que pode ser aplicado repetidas 
vezes, pode ser regenerado e reutilizado. Em condições 
normais o agente secador tem uma duração média, sem 
regeneração, de aproximadamente 6 (seis) meses.
73
3.8. Relé de gás (tipo Buchholz) ou Trafoscópio
O relé de gás tipo Buchholz, denominado também como 
trafoscópio, tem por finalidade proteger aparelhos elétricos que 
trabalham em líquido isolante, geralmente transformadores de 
força
Enquanto sobrecargas e sobrecorrentes 
são fenômenos controlados e protegidos 
por relés de máxima intensidade de 
corrente, defeitos tais como perda de óleo, 
descargas internas, isolação defeituosa 
dos enrolamentos, do ferro ou mesmo 
contra a terra, ocorridos em 
transformadores equipados com um relé 
de máxima, podem causar avarias de 
grande monta caso o defeito permaneça 
desapercebido do operador durante algum 
tempo.
74
É instalado em transformador justamente para, em tempo hábil, 
indicar por meio de alarme ou desligamento, defeitos como os 
acima citados e, desse modo, evitar a continuidade dos 
mesmos.
O relé Buchholz é normalmente instalado entre o tanque 
principal e o tanque de expansão do transformador. A carcaça é 
de ferro fundido, possuindo duas aberturas flangeadas e ainda 
de dois visores providos de uma escala graduada indicativa do 
volume de gás. Internamente encontram-se duas boias 
montadas uma sobre a outra. Quando do acúmulo de uma certa 
quantidade de gás no relé, a boia superior é forçada a descer. 
Se por sua vez uma produção excessiva de gás provoca uma 
circulação de óleo no relé, é a boia inferior que reage, antes 
mesmo que os gases formados atinjam o relé. Em ambos os 
casos, as boias ao sofrerem o deslocamento, acionam um 
contato elétrico.
Caso o alarme soe sem que o transformador seja desligado, deve-
se desliga-lo imediatamente, e, em seguida, deve-se fazer o teste 
do gás retirado do interior do relé.
Para fazer esta verificação, retirar uma pequena quantidade dos 
gases acumulados no relé Buchholz, pelo bujão de purga, 
utilizando para isso uma seringa de vidro ou plástico. Acoplar à 
seringa uma agulha do tipo de injeção cuja ponta deverá ser 
aproximada de uma chama. Pressionar lentamente o êmbolo da 
seringa. Se os gases foram combustíveis, aparecerá uma chama 
neste orifício, que permanecerá acesa até o completo 
esvaziamento da seringa.
- Gás combustível, com presença de acetileno. Nesse caso 
deve haver um defeito a ser reparado na parte elétrica;
- Gás incombustível, sem acetileno. Nesse caso temos o ar 
puro. O transformador poderá ser religado sem perigo, após se 
efetuar a sangria do relé. O alarme soando repetidamente indica 
ar penetrando no transformador. Desligue e repare a falha. 
75
76
-Nenhuma formação de gás, onde o nível de gás do relé está 
baixando e uma quantidade de ar está sendo sugada através da 
válvula aberta. Nesse caso o nível do óleo está muito baixo, 
possivelmente devido a um vazamento. Repare o vazamento e 
preencha o transformador com óleo até o nível correto.
Uma observação na quantidade e aspecto dos gases 
desprendidos permite localizar a natureza e gravidade do 
defeito. A cor dos gases nos dá uma boa indicação sobre o lugar 
de onde se originou o defeito.
Gases brancos são formados pela destruição do papel;
Gases amarelos são formados pela deterioração das peças 
internas de madeira;
Gases negros ou cinzas são formados pela decomposição do 
óleo.
77
Funcionamento passo a passo do relé Buchholz:
Na fig. 15.1 podemos observar o funcionamento do relé 
Bulchholz no caso em que o transformador de força se 
encontra operando dentro da normalidade.
A cavidade interior do relé “a”, deve operar normalmente cheio 
de óleo, cujo meio se encontram instaladas duas bóias, b1 e 
b2, que se movem ao redor dos seus eixos fixos. No caso da 
consequência da ocorrência de um defeito sem muita 
importância, que gerou a produção de pequenas bolhas de 
gás, conforme fig. 15.2, que se elevam no interior do tanque 
do transformador e se dirigem para o tanque de expansão, 
passando pelo relé Buchholz, estas bolhas são captadas e 
armazenadas pelo relé, de forma que o nível de óleo baixa 
progressivamente a medida que as bolhas ocupem o espaço 
superior do receptáculo.
78
Como consequência a boia superior b1 se inclina e quando 
a quantidade de gás é suficiente, fecha os contatos c1 que 
alimenta um circuito de alarme d. Se o desprendimento de 
gás continuar a ponto do nível de óleo no receptáculo baixar 
até que os gases possam alcançar a tubulação de 
interligação com o tanque de expansão,pode fazer com que 
a boia b2 feche os contatos c2 que por sua vez aciona o 
mecanismo de abertura dos disjuntores ( f ) tanto de AT 
como de MT (fig. 15.3).
79
Fig. 15.1 – Relé Buchholz 
em operação normal.
Fig. 15.2 – Relé Buchholz 
operando o contato de 
alarme pela presença de 
certa quantidade de bolhas 
de gás.
Fig. 15.3 – Relé Buchholz 
operando pela presença de 
grande quantidade de 
bolhas de gases, 
comandando o alarme e trip 
dos disjuntores.
80
3.9. Indicador de nível de óleo (INO)
Os indicadores magnéticos de nível de óleo tem por finalidade 
indicar com precisão o nível do líquido isolante e, ainda, quando 
provido de contatos para alarme ou desligamento, servirem como 
aparelhos de proteção do transformador.
Os indicadores magnéticos do nível de óleo possuem a sua 
carcaça em alumínio fundido, sendo que a indicação de nível é 
feita por ponteiro acoplado a um imã permanente de grande 
sensibilidade, fato esse que o torna bastante preciso. O 
mostrador dos indicadores magnéticos de nível possui três 
indicações, ou sejam: MIN, que corresponde ao nível mínimo, 
25°C, que corresponde a temperatura ambiente, e MAX, que 
corresponde ao nível máximo.
 
Diagrama 
esquemático do 
indicador do nível de 
óleo = INO 
81
3.10. Radiador tubular/chapas estampadas
Os radiadores são peças acopladas ao tanque do transformador 
que tem como função auxiliar na dissipação de calor gerado na 
parte ativa que se propaga através do óleo e é dissipado no 
tanque (tampa e paredes laterais). A elevação de temperatura 
do óleo e dos enrolamentos são normalizadas e devem ser 
limitadas para evitar a deterioração do isolamento e do próprio 
óleo. Dependendo da potência do transformador e de suas
perdas, a área da superfície 
externa pode ser insuficiente 
para dissipar esse calor, sendo 
então necessário aumentar a 
área de dissipação. 
Para tal, usam-se radiadores, 
que no caso dos transformadores 
de força, na maioria das vezes 
utiliza radiadores tubulares.
82
Especial atenção deve ser dada as válvulas que abrem e 
fecham o fluxo de óleo do tanque para as tubulações dos 
radiadores. Com freqüência uma ou outra é deixada fechada, 
impedindo a circulação normal do óleo, o que pode geral um 
aquecimento localizado, quase sempre detectado pela 
termografia.
83
3.11. Buchas
As buchas utilizadas na AT dos transformadores de força são 
do tipo condensivas. As buchas condensivas são fabricadas 
para tensões de 25 a 765 KV. 
Possuem em sua formação as 
seguintes partes principais: condutor 
central, que pode ser maciço ou em 
forma de tubo; capacitor com 
isolação de papel impregnado com 
óleo ou massa isolante; isolador de 
porcelana em duas partes, superior 
(externa) e inferior (interna); óleo ou 
massa isolante; conjunto de molas e 
indicador de nível de óleo; derivação 
capacitiva ou de teste de fator de 
potência (FDP) e terminais superior e 
inferior.
84
O capacitor é colocado dentro do isolador de porcelana 
com óleo mineral ou massa isolante. As peças de 
porcelana são comprimidas contra as gaxetas pela ação do 
conjunto de molas situado na cabeça de bucha, a qual tem 
também um indicador de nível de óleo, a câmara de 
expansão, o gancho de suspensão e o terminal de 
conexão. A bucha é hermeticamente selada e as junções 
sem gaxeta são soldadas.
O indicador mais confiável para verificação de umidade das 
buchas, é o teste de fator de potência, que se apresenta 
baixo quando nova, devendo permanecer baixo em serviço 
desde que a bucha esteja em boas condições, sem fissuras 
na porcelana, sem vazamentos. Um aumento no fator de 
potência evidencia uma mudança das características do 
dielétrico e uma tendência contínua para valores sempre 
maiores de FDP , o que evidencia uma condição potencial 
de falha em evolução.
85
Outro indicador importante é a determinação da capacitância 
da bucha que pode ser medido com um capacímetro e 
comparar o valor medido com o valor indicado pelo fabricante, 
que vem constando na placa da bucha. As buchas mais 
modernas o valor limite de FDP é de 1%.
Quanto as buchas de MT são do tipo seca, buchas cuja 
isolação é constituída só de porcelana, e são fabricadas para 
tensões de 15 a 25 kV. 
Observe a marcação 
X0 X1 X2 X3 e a descida 
do cabo da bucha X0 para 
o aterramento do centro 
da Y na malha de terra da 
Subestação.
86
3.12. Comutador de derivação em carga (CDC)
O comutador de derivações tem a função de efetuar as 
mudanças de derivações nos enrolamentos de AT, estando o 
transformador sob carga, de forma a possibilitar uma regulação 
de tensão quase que contínua para qualquer situação de 
carga, mesmo que a tensão primária decresça ou incremente 
de valores, o equipamento efetua a comutação de tapes de 
maneira que o secundário seja sempre atendido em 13,8 KV.
As mudanças são proporcionadas por um mecanismo 
motorizado onde um circuito de comando efetua o controle do 
motor para inserção ou retirada de tapes. O controle é 
eletrônico ou é utilizado um relé regulador.
Um sensor monitora a tensão de alimentação, através de TPs, 
que por sua vez compara o valor produzido pela relação de 
transformação na saída, efetuando as alterações adequadas.
87
O CDC normalmente disponibiliza 
17 tapes: No transformador de 
força que possua CDC, o tanque 
de expansão ou conservador de 
óleo é separado fisicamente com 
uma divisória interna tendo em 
vista que o óleo utilizado no CDC 
se torna contaminado mais 
rapidamente devido as frequentes 
comutações de tape, cujos 
centelhamentos quando da 
mudança de uma posição elétrica 
para outra, provoca a 
contaminação do óleo. Dessa 
forma o compartilhamento do óleo 
não seria adequado do ponto de 
vista de contaminação. Mesmo 
assim é utilizado um purificador 
para este óleo do comutador.
Observe que no indicador do tape 
existem 3 ponteiros, sendo 2 bobos, que 
são arrastados junto com o principal 
quando eleva o tape e quando abaixa o 
tape. Quando o principal retorna fica a 
memória qual o máximo e mínimo tape 
atingido num período. 
88
Observe na foto do 02T3, o quadro de comando do comutador 
e separação flangeada no tanque de expansão (Separando o 
óleo do comutador do óleo do tanque.
89
Desenhos de detalhes do comutador de derivação em carga
90
Sinistro em transformador de força:
Sobre este tema seria importante que o aluno tivesse 
uma noção do que representa a danificação de um 
transformador de potência instalado numa subestação. 
Como foi comentado no início, o custo de aquisição de 
um equipamento desse porte corresponde a 
aproximadamente a 20% dos custos de construção de 
uma subestação, por isso é considerado o coração da 
instalação. Como vimos são vários acessórios 
colocados a disposição da máquina para que ela 
funcione de forma adequada e seja monitorada 24h, 
sendo fundamental que as proteções intrínsecas 
cumpram o seu papel, evitando dados ou impedimentos 
de maior monta. 
91
Quando da ocorrência de uma falha no equipamento ou 
nos vãos de AT e MT, como por exemplo no 02T1, o 
equipamento é desligado por trip nos disjuntores 12T1 e 
11T1 automaticamente, e por critérios técnicos, só 
poderá ser religado após passar por diversos testes e 
ensaios. A partir do momento que a operação detectou o 
desligamento do transformador, a manutenção é 
imediatamente acionada com informações importantes e 
preciosas, para a tomada de decisão, como por 
exemplo, qual a proteção que atuou? como no caso da 
atuação do relé de gás, e a partir desse momento 
equipes especialistas são mobilizadas para o local do
sinistro, em qualquer parte do estado, para fazer uma 
análise mais apurada do que realmente aconteceu. 
Neste interim a operação já tomou todas as providências 
para que as cargas sejam remanejadas para outros 
alimentadores ou para outras subestações. 92
Também nesse período a manutenção já está sabendoaonde dispõe de equipamento reserva, se compatível com 
a potência e demais dados, o local (almoxarifado local, 
almoxarifado central, depósito do regional, almoxarifado 
de logística).
Simultaneamente são feitos contatos também com a 
empresa de aluguel de equipamentos pesados (guindaste, 
carreta, batedores, etc.) independente da hora e do dia da 
semana. São parceiros que podem ser acionados a 
qualquer momento e em situações de emergência.
Aqui no estado do Ceará existem algumas empresas, 
entre as quais destacamos a “MAKRO Engenharia” e a 
“SOFERRO” que dispõem de equipamento de porte para 
utilização a qualquer momento que a situação exigir. 
Enquanto isso é checado no depósito que se encontra o 
equipamento, todos os seus acessórios, inclusive as rodas
93
Como o equipamento da reserva técnica se encontra sem 
óleo mineral isolante no seu interior, tambores de óleo 
mineral naftênico são também separados para seguir até 
o local da subestação sinistrada. 
Confirmado a danificação do transformador, iniciam os 
trabalhos para isolamento da área e desmontagem do 
equipamento defeituoso. desconexão dos cabos de AT e 
MT, desconexão da fiação, retirada e drenagem do óleo 
para tambores, desmontagem dos radiadores e demais 
componentes, montagem de trilhos para deslocamento e 
afastamento de forma a facilitar a colocação do novo 
transformador nos trilhos para poder ser deslocado e 
colocado na sua base. Montagem de rodas, radiadores e 
acessórios e enchimento do óleo, utilizando a máquina 
termovácuo. Também devem ser feitos todos os ensaios 
para checagem se o equipamento pode ser energizado.
94
Nessa ação o tempo é fundamental e para que tudo 
transcorra dentro da normalidade e num menor tempo 
possível, é necessário que o planejamento e a execução 
trabalhem de forma sincronizada, pois o tempo para 
substituição de uma transformador de força, depende de 
muitas variáveis, como: tamanho, peso, potência do 
transformador, local do sinistro, disponibilidade da 
reserva técnica, se na subestação dispõe de outro 
transformador, dentre outros fatores.
De qualquer forma os trabalhos para trocar um 
transformador avariado , trabalhando sempre no período 
diurno das 8:00 às 18:0h, leva de 4 a 7 dias.
Para situações mais críticas, onde há necessidade 
imediata da substituição, o trabalho é realizado 
initerruptamente, 24h/dia, e a demora leva de 2 a 4 dias
95
É por isso que as empresas concessionárias de energia 
elétrica buscam cada vez mais a melhoria continua dos 
seus processos, e para isso adotam, o critério n-1 das 
fontes supridoras, que no momento da falta os demais 
sistemas possam suprir adequadamente a configuração 
modificada devido a indisponibilidade de um elemento. 
Nesse enfoque engloba subestações, linhas de 
transmissão, novos encontro de alimentadores, mais de 
um transformador de força na subestação, barramentos 
com maiores possibilidades de manobra, projetos de 
subestação com melhor layout e espaços adequados de 
acesso, instalação de disjuntor de barra, disponibilização 
de subestação móvel, dentre tantas outras possibilidades.
Muitas das melhorias podem ser incluídas no plano de 
obras das empresas, que atendem as exigências do 
órgão regulador e fiscalizador que é a ANEEL..
96
97
98
99
100
101
102
Literatura técnica sobre transformador
• NBR 5356 – Transformador de Potência
• - Parte 1: Generalidades
• - Parte 2: Aquecimento
• - Parte 3: Nível de isolamento
• - Parte 4: Guia para Ensaios
• NBR 5380 – Métodos de ensaios;
• NBR 5458 – Transformador de Potência - Terminiologia
• NBR 7036 – Recebimento, instalação e manutenção de 
transformador de distribuição imersos em líquido isolante 
– Procedimento.
• NBR 7037 - Recebimento, instalação e manutenção de 
transformador de potência em óleo isolante mineral –
Procedimento.
• NBR 9368 – Transformador de Potência de tensão 
máxima até 145KV – Características elétricas e 
mecânicas;
• Manutenção de transformadores em líquido isolante –
Milan Milasch – Eletrobrás-Escola Federal de 
Engenharia de Itajubá-EFEI – Editora Edgard Blucher
LTDA.
• Manual de instalação e manutenção de transformadores 
– WEG Transformadores LTDA; 
• NBR 15422 – Óleo vegetal isolante para equipamentos 
elétricos;
• Encontro Regional sobre Transformador de Potência e 
Reatores Derivação:
– A padronização no setor de energia elétrica e seus reflexos 
nos custos das instalações;
– Foto de guindaste da Mako Engenharia 103
– Foto de carreta da RANDON para transporte de 
transformador de grande porte;
– Foto de guindastes da SOFERRO no içamento e 
movimentação de transformador em subestação, site 
www.soferroguindastes.com.br
– Foto de guindaste telescópico da Mako Engenharia, site 
www.makroengenharia.com.br
– Substituição de transformador de força em Vitória-ES-
Foto: redemontagem.com.br
104
http://www.makroengenharia.com.br/