A termografia em transformadores revela mais do que um ponto quente isolado: identifica o momento certo de agir antes que uma falha comprometa toda a operação.
Em uma subestação, um problema não fica restrito a um único equipamento. Ele pode interromper a distribuição de energia para uma área inteira da planta, afetar processos interligados e gerar custos altos com a reposição de transformadores de grande porte, que em alguns casos podem levar meses para chegar.
Por isso, interpretar corretamente a inspeção termográfica é mais crítico nesse tipo de ativo do que em equipamentos menores.
Não basta identificar um ponto quente: é necessário compreender o que aquele padrão térmico representa e qual é a severidade real da condição observada. Afinal, um transformador de potência de grande porte pode custar milhões de dólares, e o custo de uma leitura térmica equivocada é proporcional a esse investimento.
Ao longo deste artigo, você vai conhecer os principais pontos de uma inspeção termográfica em subestação e entender como interpretar os padrões térmicos encontrados em transformadores e componentes elétricos.
Você também vai acompanhar a lógica dos critérios de severidade baseados em ΔT. Assim, será possível transformar a imagem térmica (termograma) em uma informação útil para priorizar intervenções e planejar a manutenção.
Quais são os principais pontos de inspeção na termografia em transformadores?
Na termografia em transformadores e subestações, a análise deve concentrar atenção nos componentes que podem revelar alterações relevantes no comportamento térmico do sistema.
Desse modo, entre os principais pontos estão as buchas, as conexões e os terminais, os barramentos e os radiadores.
- Buchas: por realizarem conexões de alta tensão, as buchas exigem uma análise cuidadosa durante a inspeção termográfica. A presença de pontos quentes pode indicar degradação do isolamento ou mau contato.
- Conexões e terminais: esses pontos podem apresentar aquecimento quando há mau aperto ou oxidação.
- Barramentos: o comportamento térmico dos barramentos pode revelar condições de sobrecarga ou desequilíbrio de carga.
- Radiadores: nos radiadores, o inspetor deve observar a distribuição de temperatura ao longo das aletas. Um padrão térmico irregular pode indicar obstrução no fluxo do óleo de refrigeração, comprometendo a dissipação de calor do transformador.
Para que essa leitura seja tecnicamente rastreável, a inspeção deve registrar as condições mínimas de validade da medição:
- Corrente ou percentual de carga no momento da inspeção;
- Temperatura ambiente;
- Emissividade adotada;
- Distância e ângulo aproximados;
- Imagem térmica e visual do ponto analisado.
Esses dados ajudam a reduzir interpretações equivocadas e permitem comparar resultados em inspeções futuras.
No caso da termografia online de ponto fixo, as medições se tornam mais confiáveis, já que são contínuas e mantêm os mesmos parâmetros de referência. O tema será detalhado mais adiante neste artigo.
Assim, a análise conjunta desses pontos ajuda a formar uma leitura mais completa da condição térmica do ativo. No entanto, a identificação do local aquecido é apenas parte da inspeção, sem contar que é necessário interpretar a forma e a distribuição do hotspot, tema da próxima seção.
Como interpretar padrões térmicos na termografia em transformadores?
A forma como o aquecimento aparece no termograma ajuda a diferenciar os tipos de anomalia. Então, mais do que identificar uma temperatura elevada, o inspetor ou o analista deve observar se o hotspot está concentrado, distribuído ou assimétrico em relação às demais fases.
Ponto quente concentrado e isolado
Geralmente indica conexão frouxa, com o aquecimento restrito a uma área específica do componente. Também pode indicar um ponto de alta emissividade, como ranhuras, oxidação, etiquetas ou fitas isolantes.
Aquecimento distribuído ao longo do componente
Aponta para uma condição de sobrecarga. O calor não se limita a um único ponto, mas se espalha por uma área maior, o que pode indicar transmissão de calor pelo material a partir de um ponto específico.
Assimetria entre fases
Ocorre quando uma fase apresenta temperatura visivelmente superior às demais, indicando desequilíbrio de carga.
Diferenciar esses padrões importa, já que anomalias distintas podem produzir imagens térmicas com características próprias. A interpretação deve considerar não apenas a temperatura registrada, mas também a forma e a distribuição do aquecimento.
Também é importante considerar as limitações da medição termográfica. A câmera não mede diretamente a temperatura interna de enrolamentos, óleo ou conexões encapsuladas; ela interpreta a radiação emitida pela superfície visível.
Por isso, superfícies reflexivas, vento, chuva, insolação, baixa carga, variação de emissividade e obstruções no campo de visão podem mascarar ou distorcer um hotspot.
Em transformadores, é possível aplicar técnicas de preditiva elétrica online para monitorar a saúde interna do equipamento, por meio da assinatura elétrica, que detecta anomalias no núcleo, nos enrolamentos e no TAP (comutador de derivações).
A solução Dynamox ESA, por exemplo, pode ser uma excelente aliada para o monitoramento contínuo e online desses transformadores.
Como interpretar o ΔT nos critérios de severidade térmica?
O ΔT representa a diferença de temperatura entre o ponto analisado e uma referência utilizada durante a inspeção. Essa comparação ajuda a classificar a severidade da anomalia e a definir a prioridade de ação.
A referência pode ser:
- Um componente semelhante submetido a uma carga equivalente;
- A temperatura do ar ambiente;
- Um critério definido no procedimento interno da planta.
A ANSI/NETA MTS (normativa norte-americana de referência para testes e manutenção de sistemas elétricos) apresenta ações sugeridas com base em dois tipos de comparação térmica.
As faixas abaixo foram verificadas na Tabela 100.18 da edição de 2007:
| ΔT entre componentes semelhantes sob cargas semelhantes | ΔT entre o componente e o ar ambiente | Ação sugerida |
| 1 °C a 3 °C | 1 °C a 10 °C | Possível deficiência; investigar |
| 4 °C a 15 °C | 11 °C a 20 °C | Provável deficiência; reparar quando possível |
| — | 21 °C a 40 °C | Monitorar até que a correção possa ser realizada |
| Acima de 15 °C | Acima de 40 °C | Discrepância grave; reparar imediatamente |
A classificação orienta diferentes níveis de prioridade:
- Diferenças menores: exigem investigação para confirmar a condição observada.
- Diferenças intermediárias: indicam uma provável deficiência e permitem planejar a correção.
- Diferenças mais elevadas em relação ao ambiente: requerem acompanhamento até a intervenção.
- Diferenças críticas: demandam ação imediata da equipe de manutenção.
É importante não misturar os dois critérios da tabela. A comparação entre componentes semelhantes deve considerar condições de carga semelhantes, enquanto a segunda coluna utiliza a temperatura do ar ambiente como referência.
Além disso, as especificações de temperatura variam conforme o tipo de equipamento, e a corrente de carga influencia diretamente o ΔT. A classificação térmica deve apoiar a avaliação técnica, não substituí-la como diagnóstico isolado.
Para reduzir falsos positivos e falsos negativos, recomenda-se realizar inspeções com carga representativa, preferencialmente acima de 40% da carga nominal quando possível, registrar a corrente no momento da inspeção e comparar fases ou componentes equivalentes sob condições operacionais semelhantes. A severidade deve combinar ΔT, criticidade do ativo, tendência histórica e risco de segurança.
A ABNT NBR 15572 orienta a realização da inspeção termográfica e permite que o usuário final estabeleça critérios para avaliar a severidade das anomalias. Cabe à planta formalizar, em procedimento interno, quais referências, faixas e prazos de ação serão adotados.
Além disso, o relatório termográfico deve conter, no mínimo:
- Identificação do equipamento;
- Condição de carga;
- Data e hora;
- Temperatura ambiente;
- Emissividade adotada;
- Referência usada para o ΔT;
- Classificação de severidade;
- Recomendação de ação;
- Responsável pela análise.
Qual deve ser a periodicidade da inspeção termográfica manual em transformadores?
A periodicidade da inspeção termográfica deve considerar a criticidade do ativo e o impacto que uma falha pode causar na operação: a mesma frequência não precisa ser aplicada a todos os transformadores e componentes da subestação. Essa preocupação, inclusive, não se aplica à termografia online.
De forma geral, para inspeções manuais, a definição pode seguir esta lógica:
- Ativos de maior criticidade operacional: recomendam-se ciclos de inspeção mais curtos, principalmente quando sua indisponibilidade pode comprometer uma área relevante da planta.
- Ativos redundantes ou de menor impacto: podem seguir ciclos mais espaçados quando a indisponibilidade de uma unidade não interrompe imediatamente a operação.
A frequência deve refletir a importância do equipamento para o processo, a existência de redundância e as consequências de uma possível falha. Dessa forma, a equipe concentra ciclos mais curtos nos ativos que representam maior impacto para a continuidade operacional.
Para transformadores imersos em óleo mineral, a periodicidade também deve considerar parâmetros térmicos associados ao envelhecimento do isolamento:
- Temperatura do topo do óleo;
- Temperatura do ponto mais quente do enrolamento;
- Perfil de carregamento;
- Temperatura ambiente;
- Histórico operacional.
A temperatura externa observada pela termografia pode indicar anomalias em buchas, conexões, radiadores e barramentos, mas não substitui a avaliação térmica interna do transformador.
Termografia manual vs. termografia online em transformadores: qual abordagem entrega mais valor para a confiabilidade?
Na abordagem tradicional da termografia manual, um inspetor realiza medições periódicas com uma câmera térmica portátil.
Embora seja uma técnica eficaz para identificar pontos quentes e apoiar diagnósticos em campo, ela fornece apenas um retrato da condição do transformador no momento da inspeção.
Entre uma rota e outra, alterações térmicas relevantes podem surgir e evoluir sem serem detectadas.
Já a termografia online adota uma abordagem contínua. Com sensores termográficos instalados para monitoramento específico do ativo, é possível monitorar a temperatura e o perfil térmico de forma constante e acompanhar sua evolução ao longo do tempo.
Isso permite identificar tendências de aquecimento, eventos transitórios e desvios de comportamento que dificilmente seriam observados por meio de inspeções esporádicas.
Outra vantagem da termografia online é a redução da exposição do inspetor ao risco em campo. Como as medições deixam de depender de deslocamentos contínuos até o ponto de medição, a segurança do colaborador aumenta e o HH (homem-hora) antes dedicado a essa atividade operacional de risco fica disponível para outras atividades mais estratégicas.
Para transformadores críticos, essa diferença importa. Enquanto a termografia manual responde à pergunta “como estava o equipamento quando foi inspecionado?”, a termografia online responde “como o equipamento está se comportando ao longo do tempo?”.
O Dynamox Lens amplia a capacidade de monitoramento térmico ao fornecer medições contínuas e acesso remoto aos dados por meio da plataforma Dynamox.
Com isso, analistas e equipes de manutenção podem acompanhar a condição térmica dos transformadores de forma constante, identificar anomalias com maior antecedência e priorizar intervenções com base em dados reais de operação.
Mais do que substituir as inspeções termográficas convencionais, o monitoramento online complementa a estratégia de manutenção preditiva, agregando visibilidade contínua sobre a saúde do transformador e reduzindo o risco de falhas não detectadas entre as inspeções de campo.
Como integrar a termografia ao programa preditivo?
A termografia manual e online, a assinatura elétrica (ESA) e o monitoramento contínuo de temperatura podem formar camadas complementares dentro de um programa preditivo.
Cada técnica acompanha uma dimensão diferente do sistema e amplia a cobertura dos ativos elétricos. Veja a seguir.
Termografia manual
Permite inspecionar vários pontos do transformador ou da subestação durante uma rota, localizando hotspots em buchas, conexões, terminais, barramentos e radiadores.
Termografia online
Acompanha continuamente a temperatura e o perfil térmico de várias regiões do transformador, de forma remota, com dados, histórico, tendências e análises disponíveis na plataforma preditiva.
A equipe passa a saber exatamente como o transformador está se comportando e qual é a sua condição de saúde em tempo real.
Assinatura elétrica (ESA)
Analisa sinais de corrente e tensão para avaliar o comportamento elétrico do sistema.
A técnica pode ser aplicada em transformadores e complementa a termografia ao acompanhar alterações que se manifestam nos sinais elétricos.
Além disso, a ESA é capaz de trazer informações sobre elementos internos do transformador, como o núcleo, os enrolamentos e o TAP, algo que a termografia de superfície não consegue captar com a mesma eficiência.
Nesse contexto, o Dynamox Lens, um sensor de termografia IoT online, pode ser instalado em um ponto estratégico de 30 cm até 3 metros de distância do ativo, realizando o monitoramento térmico autônomo e enviando dados para a plataforma Dynamox.
Como a subestação é uma área de risco, essa aplicação reduz a necessidade de entrada de profissionais para realizar medições periódicas naquele ponto.
Portanto, as camadas cumprem funções diferentes: a termografia com o Dynamox Lens realiza a varredura térmica periódica de múltiplos componentes, e a Dynamox ESA avalia a condição elétrica do sistema, acompanhando continuamente a saúde do ativo e a severidade das anomalias.
Vale lembrar que qualquer intervenção em subestações deve ser precedida por análise de risco, bloqueio, seccionamento e aplicação dos procedimentos internos de segurança elétrica da planta.
A termografia apoia a decisão de manutenção, mas não substitui as etapas formais de segurança necessárias para a execução do serviço.
Por que a interpretação térmica correta é essencial na tomada de decisão?
Em transformadores e subestações, interpretar corretamente o padrão térmico é tão importante quanto identificar o hotspot. Ativos desse porte exigem uma análise criteriosa, pois uma leitura equivocada pode levar a decisões inadequadas, como confundir um desequilíbrio de carga com uma falha localizada.
Ao observar a forma do aquecimento, comparar fases equivalentes e considerar a severidade pelo ΔT, a equipe consegue priorizar as ocorrências com mais clareza.
Além disso, a integração entre termografia e assinatura elétrica amplia a cobertura do programa preditivo. De qualquer forma, a confirmação da falha deve considerar ensaios complementares, histórico de tendência, inspeção visual, condição elétrica, criticidade operacional e procedimento interno aprovado pela planta.
Para acompanhar pontos críticos em barramentos e outros componentes elétricos, conheça a solução de monitoramento de barramentos elétricos da Dynamox, que amplia a visibilidade sobre o comportamento térmico desses componentes e apoia uma estratégia de monitoramento mais contínua e segura em subestações.
A Dynamox oferece uma solução completa para o monitoramento preditivo online de transformadores, cobrindo desde grandezas térmicas até elétricas. Tudo isso integrado ao ecossistema Dynamox, com uma plataforma de análise apoiada por inteligência artificial que ajuda o analista a tomar a decisão certa no momento certo.
Para aprofundar essa estratégia na sua planta, fale com os especialistas da Dynamox e entenda como aplicá-la ao perfil dos seus transformadores e subestações.
Perguntas frequentes sobre termografia em transformadores
O ΔT representa a diferença de temperatura entre o ponto analisado e uma referência de comparação. Essa referência pode ser um componente semelhante submetido a condições equivalentes ou a temperatura ambiente, conforme o critério adotado na inspeção.
Na prática, o ΔT ajuda a classificar a severidade da anomalia e a definir a prioridade de ação. No entanto, esse valor deve ser analisado em conjunto com o padrão térmico observado, a criticidade do ativo e as condições operacionais.
A forma do aquecimento ajuda nessa diferenciação. Um ponto quente concentrado e isolado geralmente indica uma conexão frouxa. Já um aquecimento mais distribuído ao longo do componente pode indicar sobrecarga. O inspetor deve observar não apenas a temperatura máxima, mas também a localização, a extensão e a distribuição do hotspot.
A periodicidade deve considerar a criticidade do ativo e o impacto de uma possível falha na operação. Transformadores e subestações de maior criticidade justificam ciclos de inspeção mais curtos.
Ativos redundantes ou de menor impacto operacional podem seguir ciclos mais espaçados, conforme os critérios definidos no plano de manutenção. Portanto, não existe uma frequência única aplicável a todos os ativos da planta.
Não. As duas abordagens cumprem funções complementares dentro do programa preditivo.
A inspeção termográfica periódica manual permite avaliar diferentes pontos do transformador ou da subestação durante uma rota. Já o monitoramento contínuo acompanha de forma fixa o ponto selecionado entre as inspeções.
Para isso, o Dynamox Lens pode ser instalado para realizar o acompanhamento termográfico contínuo do ponto crítico, reduzindo a necessidade de medições manuais periódicas em áreas de risco.
