O transformador é o equipamento mais caro da subestação e um dos mais demorados para repor. Mesmo assim, em muitas plantas ele fica anos energizado sem nenhum ensaio, porque "está funcionando". O problema é que os defeitos internos de um transformador evoluem em silêncio: o isolamento absorve umidade, uma conexão interna afrouxa, uma espira entra em curto. Quando o defeito aparece por fora, normalmente já é falha.
Os ensaios elétricos existem para enxergar esse estado interno antes disso. Este guia explica os principais ensaios em transformador, o que cada um detecta, em que momento fazer e como interpretar os resultados.
Quando os ensaios são necessários
- No comissionamento: antes de energizar um transformador novo, reformado ou transferido de local. Os resultados viram a referência para toda a vida útil.
- Na manutenção periódica: junto com a parada programada, para acompanhar a tendência dos resultados.
- Depois de um evento: atuação da proteção diferencial ou do relé Buchholz, curto-circuito passante severo, descarga atmosférica ou sobreaquecimento.
- Depois de transporte ou longo período parado: transporte pode deslocar a parte ativa; armazenamento prolongado favorece a absorção de umidade.
- Na compra de transformador usado ou recondicionado: para saber o que está sendo comprado.
Os principais ensaios e o que cada um detecta
| Ensaio | O que detecta | Instrumento |
|---|---|---|
| Resistência de isolamento e índice de polarização | Umidade, contaminação e envelhecimento do isolamento entre enrolamentos e contra a massa | Megôhmetro |
| Relação de transformação (TTR) | Espiras em curto, enrolamento aberto, erro de ligação e problemas no comutador | Medidor de relação de transformação |
| Resistência ôhmica dos enrolamentos | Conexões internas frouxas, contatos do comutador gastos, condutores rompidos | Ohmímetro de enrolamentos (microhmímetro) |
| Fator de potência (tan δ) e capacitância | Umidade e degradação do isolamento sólido e das buchas | Medidor de fator de potência do isolamento |
| Corrente de excitação | Problemas no núcleo e espiras em curto | Medidor de fator de potência ou fonte dedicada |
| Resposta em frequência (SFRA) | Deformação mecânica dos enrolamentos e deslocamento do núcleo | Analisador de resposta em frequência |
| Análise do óleo (físico-química e DGA) | Umidade e envelhecimento do óleo, sobreaquecimento e descargas internas | Coleta em campo e laboratório |
Resistência de isolamento e índice de polarização
É o ensaio mais conhecido. O megôhmetro aplica tensão contínua entre alta tensão e massa, baixa tensão e massa e entre os dois enrolamentos, e mede a resistência ao longo do tempo. O índice de polarização (IP) é a razão entre a leitura de 10 minutos e a de 1 minuto. Isolamento seco e limpo tem a resistência subindo com o tempo; isolamento úmido ou contaminado fica estável ou cai.
Como referência prática, IP abaixo de 1,0 indica problema e valores acima de 2,0 costumam indicar isolamento em bom estado. Como a resistência varia muito com a temperatura, as leituras devem ser corrigidas para uma temperatura de referência antes de comparar com ensaios anteriores.
Relação de transformação (TTR)
O TTR mede a relação entre as tensões do primário e do secundário em cada fase e compara com o valor de placa. A tolerância usual, prevista na série ABNT NBR 5356, é de ±0,5%. No comissionamento, o ensaio é feito em todas as posições do comutador; na manutenção, ao menos na posição de operação.
Quando as três fases apresentam o mesmo desvio, a suspeita costuma recair sobre a posição do comutador ou sobre a placa. Quando só uma fase sai da faixa, a investigação vai para aquele enrolamento.
Resistência ôhmica dos enrolamentos
Mede a resistência em corrente contínua de cada enrolamento. Diferenças entre fases acima de cerca de 2%, ou desvios em relação ao relatório de fábrica corrigido para a mesma temperatura, indicam conexão interna com mau contato, contato do comutador desgastado ou condutor parcialmente rompido. Medir em todas as posições do comutador ajuda a identificar qual contato está com problema.
Fator de potência do isolamento e capacitância
O ensaio de fator de potência (também chamado de fator de dissipação ou tan δ) mede as perdas no isolamento quando submetido a tensão alternada. É mais sensível que o megôhmetro para identificar umidade e envelhecimento do papel isolante, e é o principal ensaio para avaliar buchas capacitivas. A variação da capacitância entre um ensaio e outro também indica deslocamento ou deformação interna.
Resposta em frequência (SFRA)
O SFRA levanta a "assinatura" de cada enrolamento em uma faixa ampla de frequências. Mudanças na curva indicam deformação mecânica, normalmente depois de um curto-circuito passante severo ou de transporte. O ensaio depende de comparação: ou com uma medição anterior do mesmo transformador, ou com outra unidade idêntica, ou entre fases. Por isso vale fazer a primeira medição no comissionamento.
Análise do óleo
Nos transformadores a óleo, a análise físico-química mostra umidade, acidez e perda de rigidez dielétrica, e a cromatografia de gases dissolvidos (DGA) identifica sobreaquecimento e descargas internas meses antes da falha. Explicamos a leitura desse laudo em análise de óleo e DGA em transformadores.
Transformador a seco: o que muda
Sem óleo, os ensaios de laboratório saem do plano, e os ensaios elétricos ganham peso. Isolamento, índice de polarização, relação de transformação e resistência ôhmica continuam valendo. A inspeção visual das bobinas (trincas na resina, sinais de descarga superficial, poeira acumulada) e a verificação do sistema de ventilação e dos sensores de temperatura completam a avaliação.
Como ler os resultados sem cair em armadilhas
- Compare com a referência certa: relatório de ensaios de fábrica, ensaio de comissionamento e histórico do próprio equipamento. Um valor isolado diz pouco.
- Compare entre fases: as três fases de um transformador saudável têm resultados muito próximos.
- Corrija pela temperatura: isolamento e resistência ôhmica variam com a temperatura. Ensaios feitos em dias e temperaturas diferentes só são comparáveis depois da correção.
- Cruze os ensaios: isolamento baixo com fator de potência alto e umidade no óleo contam a mesma história. Um resultado ruim isolado pede repetição antes de uma decisão cara.
Ponto-chave: o maior valor dos ensaios está na tendência. Um transformador com isolamento caindo ensaio após ensaio pode ser secado e tratado em uma parada programada. O mesmo transformador, sem ensaios, costuma ser descoberto no dia da falha.
Segurança durante os ensaios
Todos os ensaios elétricos são feitos com o transformador desenergizado, isolado dos dois lados e aterrado, seguindo a NR-10: desligamento, bloqueio e etiquetagem, teste de ausência de tensão e aterramento temporário. Depois do ensaio de isolamento, os enrolamentos ficam carregados como um capacitor e precisam ser descarregados antes de qualquer contato. A área de ensaio é sinalizada, porque os instrumentos aplicam tensões elevadas.
Com que frequência fazer
| Atividade | Frequência de referência |
|---|---|
| Inspeção visual e termografia em carga | Semestral a anual |
| Análise do óleo (físico-química e DGA) | Anual, ou menor para transformadores críticos ou com histórico de alteração |
| Ensaios elétricos (isolamento, TTR, resistência ôhmica, fator de potência) | A cada 1 a 3 anos, conforme criticidade e resultados anteriores, normalmente na parada programada |
| SFRA | No comissionamento e depois de curto severo, transporte ou suspeita de dano mecânico |
O manual do fabricante e a criticidade do transformador definem o plano final. Para o escopo completo da subestação, veja manutenção de subestação e transformador industrial.
O que define o custo dos ensaios
O valor varia com a potência e a tensão do transformador, a quantidade de unidades ensaiadas na mesma visita, quais ensaios entram no escopo, a distância até a planta e a janela de desligamento disponível. Reunir os ensaios do transformador com os de disjuntores e relés de proteção na mesma parada programada reduz o custo de mobilização e o tempo de planta parada.
Como a Novek pode ajudar
A Novek executa ensaios e manutenção de transformadores a óleo e a seco em indústrias e subestações: resistência de isolamento e índice de polarização, relação de transformação, resistência ôhmica, coleta de óleo para análise, termografia e relatório com histórico dos resultados e ART. O serviço pode ser integrado à manutenção de subestação completa, na mesma janela de parada.
Para começar, fale com a nossa equipe informando a potência, a tensão, o tipo (óleo ou seco), o fabricante e a data dos últimos ensaios.
Perguntas frequentes
Dúvidas comuns sobre este tema
Quais são os principais ensaios em transformador?
Resistência de isolamento e índice de polarização, relação de transformação (TTR), resistência ôhmica dos enrolamentos, fator de potência do isolamento, corrente de excitação, resposta em frequência (SFRA) e, nos transformadores a óleo, análise físico-química e cromatografia de gases dissolvidos (DGA).
Para que serve o ensaio de relação de transformação (TTR)?
Ele compara a relação de tensões medida em cada fase com o valor de placa. A tolerância usual é de ±0,5%. Desvios maiores indicam espiras em curto, enrolamento aberto, erro de ligação ou problema no comutador.
O que é o índice de polarização do transformador?
É a razão entre a resistência de isolamento medida aos 10 minutos e a medida em 1 minuto. Valores abaixo de 1,0 indicam isolamento úmido ou contaminado; acima de 2,0 costumam indicar isolamento em bom estado. O resultado deve ser comparado com o histórico do equipamento.
De quanto em quanto tempo fazer ensaios em transformador?
Como referência, análise de óleo anual e ensaios elétricos a cada 1 a 3 anos, normalmente na parada programada, conforme criticidade e resultados anteriores. Depois de atuação da proteção diferencial, curto severo ou transporte, os ensaios devem ser feitos antes de reenergizar.
Precisa desligar o transformador para os ensaios?
Para os ensaios elétricos, sim: o transformador precisa estar desenergizado, isolado e aterrado, conforme a NR-10. A termografia e a coleta de óleo para análise podem ser feitas com o equipamento em operação.
Material gratuitoChecklist de manutenção de subestação em PDFInspeção, transformador, disjuntores, relés, aterramento e documentação NR-10 em 3 páginas para imprimir. Baixar o checklist Explore também
