Manutenção de transformador a óleo: ensaios, periodicidade, quem pode fazer e o que o relatório traz

A manutenção de transformador a óleo inclui uma inspeção do equipamento, a coleta de óleo para laboratório, ensaios elétricos e a termografia. No registro de preços de Porto Alegre (RS), de 2026, para subestações de 100 a 300 kVA, a preventiva do transformador a óleo pede: limpar e revisar buchas, radiadores e tanque; inspecionar as vedações; revisar o comutador; verificar ruído e nível do líquido isolante; inspecionar o respiradouro e a sílica-gel; testar termômetro, relé Buchholz e indicador de nível; medir as tensões a vazio; colher amostras de óleo; medir a resistência ôhmica e testar a atuação das proteções.^[12]

No mesmo termo de referência, cada ensaio é um item próprio, com periodicidade própria: análise físico-química e cromatográfica do óleo a cada 12 meses, inspeção termográfica do transformador energizado a cada 6 meses, ensaio de isolação e ensaio de relação de transformação (TTR) a cada 12 meses, e a preventiva da subestação também a cada 12 meses, com lista de verificação.^[12]

A ABNT NBR 7037:1993 (recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante mineral) foi cancelada sem substituição em 17 de outubro de 2012. A ABNT NBR 5356-9:2016, confirmada em janeiro de 2025, trata do transporte, recebimento, instalação, energização e manutenção de transformadores e reatores com classe de tensão acima de 36,2 kV.^[5][6]

Para o óleo, a referência é a ABNT NBR 10576:2017, confirmada em 2022, que orienta a supervisão e a manutenção da qualidade do óleo isolante em equipamentos elétricos.^[7]

No óleo, peça os ensaios físico-químicos, a cromatografia e os compostos furânicos; no transformador, a resistência de isolamento, o TTR, a resistência ôhmica e a termografia. Os ensaios do óleo mostram o estado do isolamento sem desligar o transformador; no termo de Porto Alegre, o ensaio de isolação começa pela desenergização e o aterramento do circuito. A tabela junta o que cada ensaio indica, segundo um fascículo técnico da revista O Setor Elétrico (2022), e os itens do termo de Porto Alegre (2026).^[13][12]

Fontes:^{[13][12][7][8][9][10][3]}

Nem a NR-10 nem a lei do PCB fixam um intervalo para a manutenção do transformador: ele sai do plano de manutenção da empresa, das orientações da ABNT NBR 10576 e do histórico de cada unidade. No termo de Porto Alegre de 2026, óleo, ensaios elétricos e preventiva da subestação são anuais, e a termografia é semestral.^{[1][3][7][12]}

Na cromatografia, o que conta é a série histórica. O fascículo de O Setor Elétrico recomenda analisar as concentrações e a variação delas desde as coletas anteriores, porque alguns transformadores convivem com certos gases de forma estável; diante de um resultado suspeito, recomenda coletar de novo e, se possível, fazer contraprova em outro cromatógrafo.^[13]

Segundo a mesma fonte, a coleta de óleo para esses ensaios pode ser feita sem interromper a operação do transformador, o que permite manter a rotina anual sem esperar uma parada.^[13]

Só trabalhadores qualificados, legalmente habilitados ou capacitados e autorizados pela empresa (item 10.6.1, para 50 V ou mais em corrente alternada). Pela NR-10 em vigor, autorizado é quem tem "anuência formal da empresa" (item 10.8.4), e a autorização exige o treinamento do Anexo III, cujo curso básico tem carga horária mínima de 40 h (itens 10.8.8 e 10.8.8.1).^[1]

No texto em vigor, alta tensão é a "tensão superior a 1000 volts em corrente alternada" (glossário, item 1): o primário de 13,8 kV de um transformador de distribuição é alta tensão. Quem intervém em instalações energizadas em alta tensão dentro das zonas controlada e de risco recebe o curso complementar de segurança no Sistema Elétrico de Potência (itens 10.7.1 e 10.7.2).^[1]

Os serviços em instalações energizadas em alta tensão "não podem ser realizados individualmente" (item 10.7.3) e só se fazem com "ordem de serviço específica para data e local, assinada por superior responsável pela área" (item 10.7.4).^[1]

Para trabalhar com o transformador desligado, a instalação só é considerada desenergizada depois da sequência do item 10.5.1: seccionamento; impedimento de reenergização; constatação da ausência de tensão; aterramento temporário com equipotencialização dos condutores; proteção dos elementos energizados na zona controlada; e sinalização de impedimento de reenergização.^[1]

Estabelecimentos com carga instalada acima de 75 kW mantêm o Prontuário de Instalações Elétricas, que inclui o "relatório técnico das inspeções atualizadas com recomendações, cronogramas de adequações" (item 10.2.4, alínea g). Peça o relatório da manutenção do transformador com recomendações e cronograma, para que ele sirva a esse prontuário.^[1]

Na redação que vale a partir de 1º de junho de 2027 (Portaria MTE nº 737/2026), alta tensão passa a ser a tensão acima de 36.200 V, e a faixa acima de 1.000 V e até 36.200 V vira média tensão (glossário). O trabalhador autorizado que faz serviços em média e alta tensão no sistema elétrico de consumo, ou trabalha perto delas, recebe o treinamento "Complementar de Média e Alta Tensão - SEC", de 16 horas (itens 10.9.2 e 10.9.6), e a desenergização ganha a delimitação e sinalização da área de trabalho (item 10.13.1).^[2]

Pelo mesmo texto, a partir de 1º de junho de 2027 o Prontuário das Instalações Elétricas passa a ser exigido das organizações do sistema elétrico de potência ou que atuam em média e alta tensão (item 10.15.6); a comparação completa entre as duas redações está em laudo de instalações elétricas.^[2]

Retirar o equipamento de operação e dar a ele destinação final ambientalmente adequada. Pela Lei nº 14.250/2021, é contaminado todo material que contenha "teor de PCBs igual ou superior a 0,005% (cinco milésimos por cento) em peso ou 50 mg/kg" (art. 3º, II), e a pessoa jurídica que usa ou guarda esse material fica obrigada a retirá-lo de operação e destiná-lo nos prazos da Convenção de Estocolmo (art. 2º).^[3]

Segundo o resumo do Ministério do Meio Ambiente, de 2023, o material contaminado devia sair de uso até 2025 e deve ter destinação ambientalmente adequada até 2028. Um equipamento contaminado desativado tem até 3 anos, contados da desativação, para a destinação final, sem passar dos prazos da Convenção (art. 4º).^[14][3]

O detentor de PCB elabora o inventário, mantém-no atualizado e o envia ao órgão ambiental a cada 2 anos (art. 5º, § 2º), e se inscreve no Cadastro Técnico Federal (art. 6º).^[3]

Óleo com PCB acima do limite só pode ser regenerado depois de descontaminado por empresa licenciada (art. 10), e transformador violado só pode ser vendido com laudo de que o óleo está abaixo do limite (art. 11). Para a lei, laudo é documento de profissional habilitado, registrado e com ART no conselho de classe (art. 3º, VI).^[3]

A ABNT NBR 13882:2021, em vigor, especifica um método para determinar o teor de PCB em líquidos isolantes não halogenados, por cromatografia gasosa.^[10]

O relatório deve trazer o resultado de cada ensaio com diagnóstico e recomendação, o bastante para decidir sobre o óleo e o equipamento e para servir ao prontuário da NR-10, onde ele existir. Pelos entregáveis do termo de Porto Alegre e pelo fascículo de O Setor Elétrico, os itens são estes:^[12][13][1]

• identificação do transformador e da coleta: potência, local, data, carga e temperatura no momento da amostragem, já que o teor de água varia com a carga;^[12][13]
• laudo laboratorial com o resultado de cada ensaio físico-químico e da cromatografia;^[12]
• diagnóstico do estado do óleo e indicação de filtragem, regeneração ou substituição;^[12]
• comparação da cromatografia com as coletas anteriores, com o diagnóstico pela ABNT NBR 7274;^[13][9]
• valores medidos de resistência de isolamento, relação de transformação e resistência ôhmica, com parecer técnico;^[12]
• termogramas com temperaturas, comparação entre fases, pontos críticos e recomendações;^[12]
• serviços feitos, peças trocadas e fotos antes, durante e depois, com o diagrama unifilar atualizado se algo mudou;^[12]
• na troca de óleo, o documento de destinação do óleo usado (CADRI ou equivalente);^[12]
• responsável técnico e ART do serviço.^[4][12]

No registro de preços de Porto Alegre (RS), homologado em 13 de agosto de 2026, a análise físico-química e cromatográfica do óleo saiu a R$ 556,56 por transformador, a inspeção termográfica a R$ 1.387,81, o ensaio de relação de transformação a R$ 3.624,20 e a troca de óleo isolante a R$ 24,86 por litro.^[11]

No mesmo resultado de Porto Alegre, de agosto de 2026, a manutenção preventiva de subestação ficou em R$ 1.763,08 por unidade e a vistoria técnica de subestação e rede aérea em R$ 1.098,76. No edital de julho de 2026, as estimativas da prefeitura de Porto Alegre para análise de óleo, termografia, TTR e troca de óleo eram R$ 742,08, R$ 1.850,41, R$ 4.832,27 e R$ 33,15 por litro.^[11]

São preços de serviço para transformadores de 100 a 300 kVA a óleo, em poste e abrigados. No termo, cada ensaio é um item próprio e a troca de óleo é medida por litro: peça a proposta do mesmo jeito para comparar.^[11][12]