Como Testar um Transformador

Transformadores passam por uma série de testes em vários momentos durante seu ciclo de vida, com cada um desses testes pertencendo a uma categoria diferente, e a aprovação é medida com critérios diferentes por teste. Por exemplo, testar um simples transformador de controle de 12 V usando um multímetro não é de forma alguma semelhante à comissionamento de um transformador de distribuição de 1 MVA, além do fato de que o resultado é o mesmo em ambos os casos. Este artigo explica o que cada teste alcança, o que é necessário para realizá-los, como interpretar os resultados e as regras que devem ser observadas por todos com alguma consciência de segurança.

Resposta em Resumo: O multímetro é capaz de realizar verificações de continuidade, resistência de enrolamento e relação de tensão para transformadores menores, o que cobre a maioria das funções. Para os maiores, no entanto, é necessário usar uma bateria padrão; esta deve verificar a relação de transformação dentro de ±0.5% do nome do dispositivo para cada derivação, resistência de enrolamento para fase a fase e com valores de fábrica, resistência de isolamento com índice de polarização maior que 2.0. Transformadores preenchidos com óleo devem ser testados quanto à sua resistência de isolamento e análise de gás dissolvido de acordo com os padrões de fábrica especificados na IEC 60076 e IEEE C57.12.90.

Os Quatro Tipos de Testes de Transformadores

Classificar os testes pelo momento em que são realizados é a maneira mais rápida de entender por que há tantos.

Categoria	Propósito	é negligenciável	Referências normativas
Testes de rotina (fábrica)	Controle de qualidade em cada unidade construída	Durante a fabricação, cada unidade	IEC 60076-1, IEEE C57.12.00
Testes de tipo (design)	Comprovar que um design atende à sua especificação	Uma vez por design, ou em um protótipo	IEC 60076-3, IEEE C57.12.90
Testes especiais	Evidência adicional especificada pelo cliente	Sob solicitação	Dependente do contrato
Testes de aceitação / comissionamento	Confirmar que a unidade chegou intacta e está corretamente instalada	Antes da primeira energização	NETA ATS, IEEE C57
Testes de manutenção	Acompanhar a condição ao longo da vida útil	Periódico, ou após uma falha ou evento	NETA MTS, IEEE 62

A diferença entre testes de aceitação e testes de manutenção é mais significativa do que parece. As Especificações de Teste de Aceitação NETA (ATS) se aplicam a equipamentos antes de seu uso e estabelecem a base para o mesmo dispositivo. As Especificações de Teste de Manutenção (MTS) se aplicam ao mesmo equipamento após ele começar a ser utilizado, o que é semelhante, mas não é o mesmo processo. O teste em si é semelhante, embora os resultados e propósitos sejam diferentes.

Para o comissionamento, há outra distinção importante a saber ao planejar o cronograma: há a lista de verificação de comissionamento com diferentes etapas onde a conclusão de uma etapa é crucial para a seguinte. Trabalhar através das etapas na ordem correta e registrar os valores de referência à medida que avança é a prática descrita nesta lista de verificação de comissionamento de transformadores.

Ferramentas e o que cada uma diz a você

Instrumento	Teste	O que detecta
Multímetro digital	Verificações de continuidade, relação de tensão, fornecimento	Enrolamentos abertos, erros brutos de relação, fornecimento ausente
Ohmímetro de baixa resistência / micro-ohmímetro	Resistência do enrolamento	Conexões soltas, fios quebrados, contatos de derivação ruins
Conjunto de relação de transformador (TTR)	Relação de enrolamento e polaridade	Conexões erradas, espiras em curto, enrolamento aberto, má conexão
Testador de resistência de isolamento (Megger)	IR, PI, DAR	Umidade, degradação do isolamento, contaminação
Fator de potência de isolamento / conjunto tan delta	Fator de dissipação, capacitância	Envelhecimento do isolamento; condição do bushing em configurações GST/UST
Kit de teste de óleo (célula BDV, umidade)	Resistência dielétrica do óleo, teor de água	Contaminação do óleo e entrada de umidade (apenas líquido)
Aparelho de amostragem DGA	Análise de gás dissolvido	Arco, falhas térmicas, descarga parcial, envelhecimento da celulose
Analisador SFRA	Análise de resposta em frequência de varredura	Deformação do enrolamento após transporte ou falha de passagem
Medidor de pinça e câmera térmica	Corrente de carga e levantamento térmico	Carga desbalanceada, conexões quentes, problemas de resfriamento

Vale a pena alertar sobre duas questões. O uso de um megômetro em um transformador enquanto ele ainda está conectado à proteção eletrônica, um protetor contra surtos de raios ou um painel de controle os danificará. Sempre certifique-se de isolá-los e desconectá-los primeiro! Outra questão é uma inspeção térmica — isso não significa nada se o transformador estiver desenergizado.

Antes de Testar: Visual, Mecânico e Segurança

Observa-se que metade das falhas são descobertas como resultado de uma inspeção visual realizada de forma apropriada.

• Placa e documentos. Verifique a tensão, a capacidade nominal, o grupo vetorial, a impedância, a classificação de temperatura e as configurações de derivação em relação ao programa de teste. Testar uma unidade com uma placa de identificação incorreta pode arruinar seu dia.
• Condição física. Danos de transporte, vazamento de óleo, danos aos isoladores, conexões soltas, umidade na caixa de terminais, deslocamento dos suportes do núcleo, manômetros com mau funcionamento.
• Nível e condição do óleo para os equipamentos preenchidos com óleo. Óleo turvo ou descolorido é uma descoberta por si só.
• Aterramento e ligação. Aterramento da terra para o tanque, aterramento de neutro, aterramento do núcleo e a continuidade dos jumpers de ligação relevantes.
• Isolamento e bloqueio. Isolar a fonte de alimentação, aplicar fechaduras e etiquetas, certifique-se de que está desligado no ponto de trabalho. Os padrões de EPI para arco elétrico de acordo com a classe de tensão com a qual você trabalha serão regidos pela NFPA 70E.

Testes de Multímetro que Você Pode Realizar Sem Energia

Um multímetro não fornecerá uma imagem completa, mas fornecerá respostas a duas perguntas críticas para um pequeno transformador: se uma bobina está aberta e se a relação está aproximadamente correta.

Continuidade e resistência. Certifique-se de isolar o transformador e verificar cada bobina individualmente. Uma leitura aberta indica que há uma quebra na bobina ou sua conexão. Uma leitura próxima de zero em uma bobina que deveria ter alguma resistência sugere que há uma volta em curto ou um fio aberto. Em um transformador abaixador, o primário deve ter uma resistência DC muito maior do que o secundário, uma vez que utiliza fio mais fino e tem mais voltas.

Relação de tensão com energia ligada. Coloque sua tensão AC nominal no primário e meça o secundário em seu medidor configurado para volts AC. A tensão primária dividida pela tensão que você mede no secundário deve lhe dar a relação da placa de identificação. Embora você não tenha uma carga, a leitura estará ligeiramente errada devido a quedas na bobina, mas deve estar próxima. Muitas vezes, uma leitura incorreta é indicativa de estar na derivação errada, mal conectada ou que o transformador não está rotulado corretamente. Por exemplo, um transformador de 12 V deve lhe dar 12 V na saída do secundário enquanto fornece 120 V de entrada. Se você ler 6 V ou 24 V, você está ou na bobina errada ou na derivação incorreta.

O que um multímetro não pode fazer: ele não pode localizar um único giro curto com precisão, não pode determinar o estado de isolamento (verificar a resistência de isolamento entre os enrolamentos requer uma fonte de CC e não a faixa de ohms de baixa tensão do multímetro) e não pode determinar a razão com a mesma precisão que um dispositivo TTR pode. Para qualquer coisa além de um pequeno forno ou transformador de controle, um multímetro deve ser apenas o primeiro passo.

Duas situações têm se mostrado problemáticas: se o secundário de um transformador de controle de forno ou HVAC fornece 24 V CA enquanto o termostato está chamando. Um secundário que falha sob carga indica problemas no circuito a jusante em vez de falha do transformador. O segundo caso problemático envolve transformadores de alta tensão em micro-ondas. Neste caso, o melhor curso é não testar ao vivo de forma alguma.

Relação de Enrolamentos (TTR)

O teste de relação de enrolamentos é um dos maiores testes informativos únicos que você pode realizar. É também o que mais frequentemente é negligenciado em campo.

O TTR aplica uma baixa tensão a um dos enrolamentos e monitora a tensão induzida no segundo enrolamento, tomando a razão medida e comparando-a com a placa de identificação. O critério de aceitação para o teste é dado na IEEE C57, que diz que isso não deve ser mais do que ±0,5% do valor calculado em todos os enrolamentos.

O teste ganha seu valor pela interpretação.

• Se a porcentagem de passo de derivação for a mesma em todos os pontos de derivação, a máquina foi colocada no ponto de derivação errado; isso não é um defeito, mas um erro de comissionamento.
• Se houver um ponto de derivação fora — há problemas com o cabo de derivação ou contato do trocador de derivação.
• Uma das fases está faltando medições e tem alta corrente de excitação — então há alguns giros curtos.
• Se não houver leitura alguma — é um enrolamento aberto ou um cabo quebrado.

Um TTR que está fora das tolerâncias não permite energização até que tenha sido explicado.

Resistência do Enrolamento

A resistência do enrolamento é medida usando um ohmímetro de baixa resistência com corrente CC, que é injetada através de cada enrolamento e medida para cada fase e ponto de derivação. A leitura é dada em miliohmios. Comparações são feitas de fase contra fase, leitura de fábrica por temperatura e ponto de derivação para ponto de derivação.

Como a resistência do cobre varia com a temperatura, todas as leituras devem ser ajustadas para uma temperatura padrão para comparação. Uma mudança de um grau é insignificante; no entanto, uma mudança de dez graus pode apresentar leitura como defeituosa. O único número útil não é absoluto, mas relativo, ou seja, uma fase enfrentando alta em relação às outras significa um defeito de conexão naquela fase, enquanto uma leitura que se desvia de sua marca de fábrica indica um defeito de conexão em desenvolvimento.

Resistência de Isolamento, PI e DAR

O teste a seguir permite avaliar a umidade e a degradação do isolamento e, ao mesmo tempo, é o teste que mais provavelmente será realizado incorretamente.

O teste de resistência de isolamento é baseado no uso de DC na tensão aceitável para qualquer enrolamento a fim de determinar a resistência de isolamento; geralmente, o valor de 500 V é usado para o enrolamento de baixa tensão e o de 1 kV e superior é aplicado aos enrolamentos de média tensão. Dispositivos modernos de estado sólido permitem realizar essa tarefa facilmente, mas a verdadeira dificuldade reside na interpretação do resultado obtido.

No entanto, a importância real recai sobre outros dois parâmetros. O índice de polarização (PI) é determinado como o valor da resistência em um intervalo de 10 minutos dividido pelo valor em 1 minuto, que deve ser igual a um mínimo aceito de 2,0. A razão de absorção dielétrica (DAR) é outro parâmetro que é determinado como o valor da resistência em 60 segundos dividido pelo valor em 30 segundos e que deve ter um valor mínimo de 1,4.

No entanto, a presença do PI e do DAR terá pouca importância se algumas considerações práticas forem ignoradas. O primeiro ponto importante a ser levado em conta é que a medição do PI torna-se inaceitável quando o valor da resistência em um minuto excede 5.000 MΩ, pois nenhum erro de medição domina o resultado.

A tensão de teste em si é definida pelo nível de isolamento do enrolamento, e a relação entre a tensão nominal, a tensão de suportação e o teste que você aplica é objeto de sua própria explicação de nível básico de isolamento (BIL). Erre o nível e você ou subteste a unidade ou a danifica.

Suportação Dielétrica, Descarga Parcial e Impulso

Os testes mencionados acima demonstram que o isolamento pode suportar quaisquer desafios que a rede possa apresentar. Esses testes são testes padrão de fábrica e podem ser repetidos em campo usando vários equipamentos se alguém quiser realizar testes em transformadores maiores.

• Teste de suportação de frequência de potência. O sujeito do teste é submetido a uma tensão de teste específica por um tempo específico enquanto a tensão é gradualmente aumentada de um quarto do valor de teste até o valor. O critério de aprovação é que não ocorra ruptura ou arco durante o teste. Os padrões que são usados durante os testes estão prescritos na IEC 60076-3.
• Teste de impulso de relâmpago. Os testes imitam impulsos de 1.2/50 µs para imitar descargas atmosféricas nos níveis para a classe de tensão particular.
• Medições de descarga parcial. Os testes realizam medições de PD para falhas de isolamento local normalmente indetectáveis por testes de suportação. Geralmente, o valor aceitável para transformadores novos é de cerca de 10 pC na tensão nominal fase-terra.

Todos eles são testes destrutivos. Evite improvisar ao realizá-los em um local e não teste uma unidade com idade de serviço com uma tensão maior do que a especificada na placa de identificação.

Sem Carga, Perda de Carga e Impedância

Três testes avaliam as características elétricas do transformador em termos de seu design.

Devido à supervisão do teste de excitação (sem carga), a aplicação da tensão nominal em um enrolamento ocorre enquanto o outro enrolamento está desligado, permitindo medições de tensão, corrente e potência. Uma corrente induzida muito alta sugere que ocorreu uma falha na circuitaria interna devido ao curto-circuito de algumas voltas ou falhas no núcleo. Para um transformador que utiliza o tipo de núcleo de três pernas, as medições de assentamento externo devem ser maiores do que as leituras do próprio núcleo; caso contrário, indica alguns problemas e suposta falha.

Ao avaliar a perda de carga e a impedância, o enrolamento do transformador é curto-circuitado, enquanto uma fonte de alimentação fornece a tensão nominal e, assim, atinge a corrente nominal. O valor da impedância assim calculado é comparado com o que está indicado na placa de identificação e é permitida uma variação de cerca de ±7,5% para não sair da fábrica de dois enrolamentos. É necessário enfatizar a importância do coeficiente de impedância no uso prático do transformador, pois é o principal e crucial fator que influencia a eficiência de todo o dispositivo no futuro.

Testes de Óleo e Análise de Gás Dissolvido

Para transformadores preenchidos com óleo, o óleo atua tanto como um isolante quanto como um refrigerante, sendo assim um indicador constante do que está acontecendo no tanque do transformador. Quanto aos transformadores do tipo seco, não há óleo e, portanto, não há testes de óleo. Assim, os testes dependem apenas de meios elétricos.

Teste de resistência dielétrica e umidade. O teste de óleo envolve testes de tensão de ruptura e teor de umidade. Se houver uma diminuição na BDV do óleo ou um aumento na umidade, isso indica a entrada de água no transformador ou deterioração do óleo. Felizmente, ambos os parâmetros são baratos de medir.

Dissolved gas analysis. DGA is by far the most advanced measure for oil immersed transformers and it works because various faults produce different gases. For example, thermal faults above 700 degrees Celsius generate ethylene and methane; for thermal faults between 300 and 700 degrees Celsius, ethane and ethylene are produced; partial discharge is characterized by the presence of hydrogen and methane while arcing results in generating of acetylene which is known to be a serious indication of the fault; as for overheating of cellulose, it is characterized by carbon monoxide, carbon dioxide and furfural.

Interpretation is outlined by IEEE C57.104 which is currently based on percentiles rather than total combustible gas content. Other methods that can be used include Duval triangle and pentagon. That is the reason why there is no point in using any tables available online in terms of DGA limits, as the limits are determined by the specific equipment’s age and gas history.

Trend is much more important than a single sample. If gas readings are stable for many years, this is a good sign even if the values are high. On the contrary, increase in readings is alarming even if the readings are not high. This is the reason why the testing should be done on a regular basis and compared to previous data during each testing.The monitoring practice that makes this practical, including continuous gas monitoring instead of periodic sampling, is described in this overview of real-time transformer gas monitoring for condition-based maintenance.

Polarity, Vector Group and Phasing

This testing will show that the transformer has been hooked up in accordance with the information given on the nameplate, ensuring safety of parallel operation. The single-phase polarity test is used to determine whether the winding is of additive or subtractive polarity. The three-phase phase relation test confirms the vector group and phase sequence of the transformer. Mismatching polarity or vector groups of two transformers being operated in parallel results in the generation of a current that is strong enough to burn both transformers. Hence, this is a critical stage of commissioning.

Reading the Numbers: Pass, Investigate or Stop

Teste	Typical acceptance	Investigate	Stop and diagnose
Turns ratio (TTR)	Within ±0.5% of nameplate, all taps	Any consistent deviation	Single phase off, or no reading
Resistência do enrolamento	Balanced phase to phase, matches factory report	A few percent spread	One phase clearly high or drifting
Resistência de isolamento	Above the baseline for the class	Falling trend against previous tests	Below the minimum for the voltage class
Índice de Polarização	≥ 2.0	1.5–2.0	Near 1.0 (unless 1-minute IR exceeds 5,000 MΩ)
Impedância (%Z)	Within ±7.5% of nameplate	Modest deviation	Large deviation — likely winding deformation
DGA	Status 1, stable trend	Rising trend or Status 2	Acetylene present, or Status 3
Oil BDV	Above the specified minimum	Falling against baseline	Low enough to compromise insulation

What should be done when the tested unit failed is to explain why it failed instead of making a judgement about it. If a unit shows excessive ratio because a wrong tap was used, it can be fixed in five minutes. If a dry-type unit shows somewhat low PI while possessing very high IR value, it indicates the presence of measurement noise, not degradation.Diagnostic discipline at this stage is what stops a serviceable transformer being scrapped on the strength of one number, and the systematic route through the common failure modes is set out in this guide to troubleshooting power transformer faults.

How the Test Battery Changes by Transformer Type

The basic electrical tests are universal. The only thing that changes is the details and the stress given.

• Distribution transformer (with oil). The entire battery of electrical tests plus oil BDV, moisture and DGA. The standard tool for roadside and pit-type transformers
• Dry transformers. The same battery of electrical tests but without the oil tests. For dry-type machines, the procedures are automatic and described here in the dry-type transformer routine tests description. PD measures are quite significant because there is no oil to test.
• Large power transformers. In addition to all the electrical tests mentioned above, the insulation power factor test (in GST, GSTg, UST versions), capacitance test, bushing power factor test against nameplate C1 parameter; SFRA method for everybody will be added.
• Instrument transformer. Ratio and polarity checks, and also accuracy class testing are to be performed according to their own standards, not according to that of the large power transformers.
• Small and single-phase transformers. Simple tests are usually enough: continuity test, resistance test, ratio test, voltage test.

Safety Rules That Are Not Optional

Discharge after every DC test. TTR, insulation resistance and power factor tests all charge the winding and a winding retains this charge, like a capacitor, after disconnection. It must be grounded using a grounding stick immediately after testing and kept grounded until next step. This is how technicians can get shocked by a deactivated meter.

Prior to carrying out any resistance or continuity measurement isolate and lockout. The meter can be destroyed, and operator can be hurt if an ohmmeter is used on a powered circuit.

Unplug surge protectors, protective relays, and control circuits before testing insulation resistance. High voltage will damage them.

PPE must correspond to the voltage class according to NFPA 70E standards and the results of the arc flash study conducted at the facility, not to the tradition.

Perguntas Frequentes

How to test if a transformer is working?

To check a smaller transformer, first isolate it, conduct winding continuity checks and DC resistance measurements on it using a multimeter, and then apply the rated AC voltage to its primary side and verify that the secondary side reads almost the rated voltage on it. For larger transformers, the passed field check consists of a turns ratio test on every tap that is within ±0.5% of nameplate specification, insulation resistance measurement yielding a polarization index higher than 2.0, and visual and thermal inspections under load. In case of oil-filled transformers, the boil dielectric strength test and dissolved gas content test are also required. The term “working” means that all said above have passed rather than the secondary having some kind of voltage on it.

What are the methods of testing a transformer?

There are prominent electrical methods including turns ratio (TTR), winding resistance, insulation resistance using polarisation index and dielectric absorption ratio, insulation power factor or tan delta, applied voltage (power frequency withstand), lightning impulse, partial discharge, excitation or no-load loss, load loss with short-circuit impedance, polarity and phase relationship etc. In terms of mechanical or chemical methods, SFRA and oil dielectric strength moisture testing and dissolved gas analysis can be used for transformers. The choice of method depends on the type of transformer, size and stage of its life.

How to test a 12V transformer with a multimeter?

Make sure that the transformer is disconnected from loads. Set the meter to ohms and measure the resistance across the primary: it must show positive resistance, not an open circuit and its value should be greater than that of the secondary winding since the latter usually consists of thicker wire and has fewer turns. If the transformer can be used with mains supply on the primary, supply the transformer with the rated voltage and measure the secondary voltage with the meter set to the AC volts — the meter must read close to 12 Volts without load and may show a little higher voltage. If the readings are half or double the expected value, the readings have been taken from some other winding. Do not connect mains to the transformer if its primary circuit rating is unknown.

How to test a transformer with a multimeter without power?

Checking continuity and DC resistance without power only is possible. Using the two meters you need to check winding by winding. If your reading is infinite ohms, you have an open circuit problem in the winding or lead. If the reading is almost zero while in winding having considerable resistance, you have a short circuit. By comparing primary and secondary resistance, you can figure out whether the unit is step-down transformer and how it is wired in general. However, you cannot establish turns ratio, insulation resistance between the windings or locate a single shorted turn.

How to test a transformer with a megger?

The next step is to isolate the transformer as completely as possible. Disconnect the surge arresters, protection relay and control electronics first. Decide on the test voltage for winding insulation class — low voltage windings have 500 V DC, and medium voltage has 1 kV or higher. Winding to earth is measured first, and then winding to winding. Ensure the test is conducted for the full duration — don’t just read the needle right away. Polarization index is obtained from the reading done after 1 min and 10 min; NETA acceptance is above 2.0, dielectric absorption ratio is above 1.4. Also remember to adjust your raw insulation resistance for temperature before comparing it with the baseline values.

Can I test a transformer without disconnecting it?

Although it is possible to apply ratio and continuity tests to a circuit that has been disconnected, in the case of insulation testing, the insulation resistance test applies a high voltage direct current which results in damaging any equipment that may be connected. Thus the disconnection of the circuit is not simply a procedure but a necessary prerequisite for making such tests valid.

Referências

• Comissão Eletrotécnica Internacional — Série IEC 60076, Transformadores de potência
• IEC Webstore — IEC 60076-15, Power transformers, Part 15
• IEEE Standards Association — IEEE C57.12.90 test code, IEEE 62 field diagnostics, IEEE C57.104 DGA
• NFPA — NFPA 70, National Electrical Code (Article 450, transformers)
• UL Standards & Engagement — UL 1562, Transformers, Distribution, Dry-Type
• UL Solutions — transformer and electrical equipment testing services

Conclusão

The tests on a transformer follow a specific order, and it is this order that makes them dependable. First comes the visual inspection, and then comes the dead tests followed by the live tests, with the winding always discharged after each DC test and all measurements taken and kept as reference.

When it comes to transformer testing, there are essentially three points that must be taken into consideration. A transformer needs to be tested according to its specific characteristics. A control transformer would need only a multimeter and a turns ratio test kit while a 1MVA transformer would require equipment that is completely different from that. A qualitative comparison of the data should be done, rather than relying on some absolute figures — the turns ratio should be within ±0.5 percent of the nameplate reading, winding resistance should be well balanced among phases and must match factory specs, and PI should be above 2.0 only to realize that at higher resistance levels this indicator has little or no meaning anymore basically.

Moreover, the tests need to be conducted in a specific order making sure to record everything and discharge the winding after each and every DC test. The majority of transformer issues are visible way before they actually happen.