Ensaio de Relação de Transformações (TTR) em Transformadores Elétricos

O Ensaio de Relação de Transformações (TTR) é um teste essencial para verificar a integridade dos enrolamentos de um transformador. Ele confirma a proporção entre o número de espiras do enrolamento primário (Np) e do secundário (Ns), que idealmente se reflete na razão entre as tensões primária (Vp) e secundária (Vs): $TTR = \frac{N_p}{N_s} \approx \frac{V_p}{V_s}$ TTR=NsNp≈VsVp

Na prática, aplicamos uma tensão de teste (geralmente até a nominal do transformador) no lado de alta tensão (AT) e medimos a tensão induzida no lado de baixa tensão (BT), sem carga conectada. O aparelho de TTR então calcula automaticamente a razão entre essas tensões. Durante a fabricação e ao longo da vida útil, os valores medidos são comparados com a relação nominal de placa para detectar anomalias. Desvios acentuados podem indicar deterioração do isolamento, curtos entre espiras ou aquecimento excessivo do núcleo Esses problemas internos provocam alteração na razão de tensões, tornando o TTR um diagnóstico valioso.

Fundamentos Físicos do TTR

Os transformadores operam por indução eletromagnética: a tensão no secundário é proporcional ao número de espiras do primário. Em transformadores reais, perdas e vazamentos de fluxo fazem com que a relação de tensão medida (TVR) difira ligeiramente da razão exata de espiras (TTR). No ensaio, aplicamos uma tensão de campo (monofásica ou trifásica) no enrolamento de AT e medimos a tensão induzida no enrolamento de BT. Conforme as normas IEC 60076-1 e IEEE C57.12.90, esse ensaio deve ser feito com tensão de prova igual ou inferior à nominal e na frequência nominalPara transformadores trifásicos, é comum realizar o teste em cada fase separadamente (com fonte monofásica ou conectando-se a um esquema trifásico)

Instrumentos modernos exibem também a corrente de excitação e o desvio de fase, fornecendo mais dados diagnósticos. Por exemplo, uma corrente de excitação muito alta pode indicar enrolamentos com curtos parciais ou defeitos no núcleo. Já o desvio de fase elevado sugere perdas por correntes parasitas no núcleo. Assim, além da razão de tensões, os parâmetros registrados no teste TTR ajudam a identificar falhas internas antes que causem danos maiores.

Procedimento de Medição Conforme Normas IEC, IEEE e NETA

As normas internacionais estabelecem orientações claras para o teste TTR:

Preparação: Desenergize e isole o transformador. Selecione a tensão de teste (tipicamente 100 V ou até a nominal) no equipamento de ensaio. Conecte corretamente as pontas de prova: o lado AT do transformador (pontos Hx) ao terminal de alta tensão do medidor, e o lado BT (pontos Xx) ao terminal de baixa tensão, respeitando a polaridade e o grupo vetorial do transformador. Verifique o grupo de fases (Dy, Yd, etc.) para posicionar as pontas (por exemplo, H1 a X1 em uma ligação Dy1, etc.).
Execução: Ligue o equipamento e aplique a tensão de teste. O medidor induz tensão no enrolamento não energizado e mede o resultado. Para transformadores com taps (derivações), o teste deve ser repetido em todas as posições de derivação, do menor ao maior tap Cada fase é testada individualmente. Alguns testadores automatizados realizam o ciclo em três fases sequencialmente, enquanto instrumentos monofásicos exigem reenrolar manualmente as pontas para cada fase.
Registro: Anote o valor medido da razão de tensão e calcule a porcentagem de erro em relação ao valor nominal da placa. Normas como IEC 60076-1 e IEEE C57.12.90 definem que o TTR medido deve ficar dentro de ±0,5% da razão nominal A NETA ATS de 2017 reforça esse critério, exigindo desvio máximo de 0,5% em relação ao valor calculado ou à derivação adjacente. Caso algum resultado ultrapasse essa tolerância, o transformador é investigado: valores incompatíveis sugerem problemas internos ou erro de conexão.

Em resumo, o procedimento consiste em conectar o medidor de TTR, aplicar tensão fase a fase (geralmente iniciando pelo lado de maior tensão) e registrar os valores em cada tap e fase. A precisão do medidor é fundamental: instrumentos modernos digitais alcançam exatidões típicas de ±0,05% a ±0,1%, garantindo medições confiáveis dentro das tolerâncias restritas

Tolerâncias Normativas por Tipo de Transformador

As principais normas definem tolerâncias estritas para a razão de transformação. Para transformadores de distribuição e de potência, a tolerância padrão é de ±0,5% em relação à relação nominal, admitindo-se desvio de até ±1% em condições especiais. O quadro a seguir resume esses limites típicos:

Tipo de Transformador	Norma Aplicável	Tolerância Permitida
Distribuição (óleo)	IEC 60076-1 / IEEE C57.12.90 / NETA	±0,5% da relação nominal (±1,0% a critério)
Potência (alta tensão)	IEC 60076-1 / IEEE C57.12.90 / NETA	±0,5% (±1,0%)
Potencial (Transformador de Potencial, TP)	IEC 61869-6 (TP classe 0,3–0,6)	±0,3%…±0,6% (de acordo com a classe)
Corrente (Transformador de Corrente, TC)	IEC 61869-2 (TC classe 0,5P/1P)	±0,5% (classe 0,5P, em relação ao enrolamento primário)

Observação: Para transformadores de instrumentação (corrente e potencial), as tolerâncias seguem as classes de precisão próprias (por exemplo, TP classe 0,3/0,6, TC classe 0,5P/1P) conforme normas IEC 61869. Essas percentagens referem-se ao erro admissível nas medições de relação ou corrente nominal.

Casos Reais de Falhas Detectáveis pelo TTR

O ensaio TTR detecta diversos problemas internos que afetam a relação de espiras:

Curto entre espiras: Pequenos curtos no enrolamento reduzem localmente o número efetivo de voltas, alterando a razão de tensão. O teste TTR revela essa alteração. Conforme recomendações da CIGRÉ, desvios no TTR podem indicar espiras em curto e provocar disparo de relé de buchholz
Enrolamento aberto: Um fio rompido ou ligação interna interrompida fará o transformador não induzir corretamente, resultando em relação muito fora da norma.
Ligação/incorreta de fase ou grupo vetorial: Erros de conexão (por exemplo, ligar uma fase no tap errado ou inverter fases) fazem o TTR apresentado não coincidir com a placa. Muitos medidores fornecem também o deslocamento angular (fase) das tensões; um ângulo inesperado indica grupo vetorial trocado ou ligação em delta/estrela incorreta. Tais falhas são reveladas por leituras incompatíveis entre fases ou deslocamentos de ângulo anômalos.
Deslocamento mecânico ou deformação: Apesar de raro, fortes curtos-circuitos ou choques mecânicos podem deslocar internamente os enrolamentos (ou núcleo). Essa deslocação muda ligeiramente o acoplamento entre as bobinas, refletindo-se em pequenos desvios na TTR e no deslocamento de fase medido. Uma variação consistente entre faixas de tap sugere deformação física.

Além desses, a análise da corrente de excitação no teste TTR pode diagnosticar falhas adicionais: corrente excessiva indica defeito no núcleo ou enrolamentos aterrados, por exemplo. Assim, o ensaio TTR, muitas vezes em conjunto com outros testes (resistência de bobinas, SFRA, etc.), ajuda a identificar falhas antes que ocorram avarias graves.

Comparação entre Métodos Manual e Digital

Historicamente existiram dois tipos principais de medidores de TTR:

Instrumentos manuais (hand-crank): Utilizam um transformador de referência ajustável e método de ponte. O técnico gira uma manivela para balancear o circuito, detectando o ponto nulo. Essa técnica mede a razão de transformação real (Np/Ns) de forma rigorosa. Entretanto, tem várias desvantagens:
- Segurança: Como a excitação é geralmente aplicada no enrolamento de baixa tensão, surgem altas tensões no lado de alta. Equipamentos manuais podem gerar até 1000 V nos terminais (especialmente para razão acima de 130:1), exigindo cuidado extremo.
- Eficiência: O teste é lento. Testa uma fase de cada vez, requerBalanceamento manual constante e registro manual dos dados. Em campo, o tempo total (testar 3 fases, registrar resultados, calcular erro) pode ser 3 a 4 vezes maior do que com testadores automáticos.
- Limitações: Aparelhos de manivela são volumosos e geralmente limitados a razões mais baixas (até ~130:1). Não permitem medição simultânea de fase e exigem habilidade do operador. Muitos técnicos consideram esses equipamentos obsoletos.
Instrumentos digitais automatizados: Usam eletrônica para injetar tensão e medir instantaneamente as duas tensões. Vantagens claras:
- Rapidez e praticidade: Testam as três fases sequencialmente (ou até simultaneamente) sem reposicionar cabos, e registram eletronicamente os resultados. Eliminam cálculos manuais e relatórios manuais, tornando o ensaio muito mais rápido e menos propenso a erros humanos.
- Precisão e confiabilidade: Oferecem alta precisão (tipicamente ±0,05–0,1%) e compensam automaticamente fatores como tensão aplicada e orientação das conexões. Mesmo em transformadores com núcleo imperfeito (onde instrumentos manuais teriam vantagem), o usuário pode optar por usar o valor medido digital como referência para futuras medições.
- Segurança: Não requerem fontes externas de alta tensão no equipamento; usam baterias ou fontes isoladas, reduzindo riscos. Além disso, muitos modelos apresentam proteção contra conexão incorreta de cabos.
- Funcionalidade adicional: Testadores multifuncionais atuais realizam, além do TTR, outros ensaios de transformadores (resistência de bobina, fator de potência, DGA, etc.) num mesmo equipamento. Essa versatilidade evita a logística de levar vários instrumentos ao campo.

Em resumo, embora aparelhos manuais possam oferecer, em casos excepcionais, medições muito próximas à razão exata de espiras, os testadores digitais automatizados apresentam vantagens substanciais: são mais seguros, rápidos e completos. Por isso, na prática atual os equipamentos digitais estão substituindo completamente os manuais de manivela

Diferenças e Convergências entre as Normas IEC, IEEE e NETA

As normas IEC 60076, IEEE C57.12.90 e NETA ATS abordam o TTR de forma bastante convergente:

Critério de aceitação: Todas fixam ±0,5% como tolerância básica da relação medida em relação ao valor nominal. A IEC 60076-1 e a IEEE C57.12.90 permitem até ±1% em casos extremos (p.ex. enchimento de tap changers) conforme guias complementares. O NETA ATS-2017 exige rigor semelhante, definindo que o resultado do TTR não deve exceder 0,5% do valor teórico ou da derivação adjacente. Em termos práticos, pode-se dizer que as três normas coincididem na exigência de variação máxima de ±0,5% para transformadores de potência e distribuição.
Procedimento de teste: IEC 60076-1 e IEEE C57.12.90 orientam aplicar tensão de teste no enrolamento AT e medir no BT, com tensão/frequência nominais. Ambas determinam testar cada posição do tap changere, preferencialmente, executar medição fase-a-fase (ou tri-fase real) no caso de transformadores trifásicos. O NETA ATS reforça esses pontos práticos (como a necessidade de testar todas as derivações) e acrescenta recomendações de aceitação detalhadas (por exemplo, verificar frações nominais de tensão secundária).
Escopo e aplicação: IEC/IEEE são normas de projeto/fabricação que estabelecem ensaios de rotina em fábrica e em serviço. O NETA ATS (dos EUA) foca em testes de aceitação em campo, mas incorpora os mesmos requisitos fundamentais de TTR como critério de passagem. Em suma, não há contradições substanciais: todas prezam pela precisão do TTR e convergem em limites estritos, garantindo que transformadores entreguem as tensões corretas em suas aplicações. Qualquer menção às diferenças pequenas (ex.: formas de relatório ou valores de tensão de teste padrão) normalmente é ajustada nas companhias de manutenção ou clientes.

Tipos de Equipamentos de Medição para TTR

Existem vários tipos de instrumentos para ensaio de TTR, adequados às diferentes necessidades de campo:

Testadores Monofásicos Portáteis: Equipamentos leves, alimentados por bateria, que realizam o TTR em uma fase por vez. Exigem que o operador reposicione as pontas de prova para cada fase. São simples e bastante usados para transformadores pequenos ou para manutenção em campo em subestações. Exemplos incluem medidores analógicos de ponte ou digitais portáteis monofásicos.
Testadores Trifásicos: Equipamentos que geram tensão trifásica de teste e medem simultaneamente as três fases. Automação comum em laboratórios, são mais volumosos que os monofásicos, mas reduzem muito o tempo de ensaio. Alguns modelos permitem excitação monofásica ou trifásica, ajustando-se a transformadores conectados em Y ou D.
Testadores Multifuncionais (de Transformadores): Além do ensaio TTR, realizam outros ensaios elétricos (resistência de enrolamento, fator de potência, DGA, TF, etc.) com os mesmos cabos e fontes. Esses equipamentos digitais acumulam resultados, exibem gráficos e geram relatórios automáticos. São úteis em campanhas de manutenção preditiva integradas.

Em todos os casos, recomenda-se usar o equipamento adequado ao tipo do transformador (e.g. razão muito alta pode exigir testador com fonte mais potente). Independentemente do tipo, é fundamental seguir o esquema de conexões (vetor de fases) do transformador, calibrar o aparelho periodicamente e registrar os resultados para comparação futura.

Conclusão

O ensaio de relação de transformações (TTR) é um teste rotineiro de diagnóstico, obrigatório segundo normas internacionais, que valida a razão de tensão de transformadores. Baseado em princípios eletromagnéticos simples, ele oferece um excelente indicador da saúde interna do equipamento: variações acima de ±0,5% em relação à razão nominal levantam sinal vermelho. Seguimos procedimentos normatizados (IEC 60076, IEEE C57.12.90 e NETA ATS) para aplicar tensão de prova, medir cada fase e cada posição de tap, e comparar com valores de placa.

Graças às tecnologias digitais, a medição do TTR tornou-se ágil e confiável, permitindo testes frequentes em campo. Além da simples razão de tensões, os aparelhos modernos fornecem corrente de excitação e fator de fase, ampliando a capacidade de detecção de falhas (curtos entre espiras, ligações erradas, defeitos no núcleo etc.). Em suma, o ensaio TTR é uma ferramenta imprescindível de manutenção preditiva: garante que transformadores operem com as tensões corretas e ajuda a prevenir interrupções dispendiosas no sistema elétrico.

Referências Técnicas

IEC 60076-1 / IEEE C57.12.90 – Normas internacionais aplicáveis a transformadores de potência. Definem requisitos construtivos, procedimentos de ensaio e tolerâncias admissíveis para o ensaio de Relação de Transformações (TTR), incluindo limites típicos de desvio em relação à relação nominal.

ANSI/NETA ATS-2017, Seção 7.2.2 – Norma de aceitação para ensaios elétricos em campo. Especifica os critérios de execução do ensaio de TTR em transformadores, estabelecendo desvio máximo permitido de ±0,5% em relação à relação nominal ou entre derivações adjacentes.

DV Power – Transformer Turns Ratio Test – Using High Voltage. Documento técnico que descreve os princípios físicos do ensaio de TTR, métodos de aplicação de tensão, interpretação de resultados e alinhamento com os requisitos das normas IEC e IEEE.

Megger (Fevereiro de 2020) – Fatos sobre testes de TTR. Artigo técnico que aborda fundamentos do ensaio de relação de transformações, principais falhas detectáveis, influência de curtos entre espiras e análise complementar por corrente de excitação.

Maddox Group – Guide to Transformer Testing Standards. Guia técnico com resumo comparativo das principais normas aplicáveis a ensaios em transformadores, incluindo limites de tolerância, boas práticas e critérios de aceitação para o teste de TTR.

Megger (Setembro de 2016) – Turns Ratio Testing: Hand Crank versus Automatic. Estudo comparativo entre métodos tradicionais manuais e instrumentos automáticos de TTR, destacando precisão, segurança, repetibilidade e aplicação em campo.