Quando alguém usa um sistema de inteligência artificial, existe uma cadeia física inteira trabalhando por trás daquela resposta: GPUs processando operações em paralelo, fontes convertendo energia, UPS garantindo continuidade, e transformadores conectando toda essa infraestrutura à rede elétrica. É nessa cadeia que aparece um problema que não se vê olhando apenas para os kVA: a forma da corrente.
IA está aumentando a densidade elétrica dos data centers
O consumo de energia dos data centers globais cresceu 17% em 2025; nos data centers voltados a IA, o crescimento foi de 50% no mesmo período. A projeção é de aproximadamente 485 TWh em 2025 para cerca de 950 TWh em 2030. A densidade de potência dos servidores de IA cresceu cerca de 11 vezes entre 2020 e 2025, e pode multiplicar por mais quatro até 2027 (IEA, Key Questions on Energy and AI, 2026).
Mais densidade de potência, no chão da instalação, significa mais retificadores, fontes chaveadas, UPS e conversores AC/DC e DC/DC concentrados em espaços cada vez menores.
Isso não significa, porém, que "a IA gera harmônicas". A afirmação correta é mais estreita e, por isso mesmo, mais útil: a infraestrutura elétrica que alimenta cargas computacionais usa grande quantidade de eletrônica de potência. Dependendo da topologia e da qualidade desses conversores, pode existir corrente harmônica — e ela pode aumentar as perdas e o aquecimento dos transformadores. A distinção entre os dois enunciados é o ponto de partida de todo o resto deste artigo.
Carga linear x carga não linear: o que muda na corrente
Um transformador costuma ser especificado a partir de tensão, corrente, potência aparente, frequência, elevação de temperatura e perdas. Se a corrente fosse sempre uma senoide perfeita de 60 Hz — i(t) = Ip·sen(ωt) — essa especificação seria relativamente direta.
Uma carga não linear, no entanto, consome uma corrente cuja forma de onda não acompanha uma senoide simples. Matematicamente, ela pode ser descrita como a soma de várias componentes em frequências múltiplas inteiras de 60 Hz: a fundamental (60 Hz), a 3ª harmônica (180 Hz), a 5ª (300 Hz), a 7ª (420 Hz), a 11ª (660 Hz), e assim por diante. Fontes chaveadas, computadores, retificadores, UPS e drives de velocidade variável são exemplos clássicos de carga não linear. A 60 Hz não desaparece quando essas outras frequências aparecem — ela continua sendo a fundamental; as demais se sobrepõem a ela, deformando a corrente total.
Por que harmônicas aquecem o transformador
A perda total de um transformador se divide, de forma simplificada, em perda em vazio e perda em carga. A perda em carga, por sua vez, tem três componentes: perda ôhmica nos enrolamentos (PDC), perda por correntes parasitas nos enrolamentos (PEC) e outras perdas dispersas em estruturas metálicas (POSL).
O IEEE C57.110 pondera cada componente de forma diferente diante de uma corrente não senoidal: a perda por correntes parasitas cresce proporcionalmente ao quadrado da ordem harmônica (h²), enquanto as outras perdas dispersas crescem de forma um pouco mais suave, proporcional a h0,8. Essa é a explicação física central deste artigo — e é o motivo pelo qual dobrar a ordem harmônica não significa simplesmente dobrar seu efeito: a dependência com h² faz componentes de ordem mais alta pesarem muito mais nesse mecanismo específico de perda.
THDi não conta toda a história: o que é K-Factor
A distorção harmônica total da corrente (THDi) é a métrica mais comum para descrever o quanto uma corrente se afasta de uma senoide pura. Mas ela esconde algo importante: duas correntes com a mesma THDi podem ter efeitos térmicos muito diferentes no transformador, dependendo de em qual ordem harmônica a distorção está concentrada.
Exemplo: mesma THDi, ordem harmônica diferente
A tabela abaixo mostra três espectros didáticos — cada um com uma única harmônica em 20% da fundamental — e como o fator de perda por correntes parasitas (FHL, fórmula do IEEE C57.110) muda mesmo quando a THDi resultante é parecida.
| Harmônica em 20% | THDi resultante | FHL (eddy — enrolamento) |
|---|---|---|
| 3ª (180 Hz) | ≈20,0% | 1,31 |
| 13ª (780 Hz) | ≈20,0% | 7,46 |
| 19ª (1140 Hz) | ≈20,0% | 14,85 |
E o espectro de exemplo do próprio IEEE C57.110 (5ª = 17,5%, 7ª = 11,1%, 11ª = 4,5%, 13ª = 2,9%, 17ª = 1,5%, 19ª = 1,0% da fundamental) resulta em THDi ≈ 21,5%, FHL ≈ 2,73 e FHL-STR ≈ 1,14 (fator para outras perdas dispersas, que usa h0,8 em vez de h²).
A leitura central: dobrar a ordem harmônica não dobra o efeito — a dependência com h² faz componentes de ordem mais alta pesarem muito mais nas perdas por correntes parasitas do enrolamento do que na THDi. Duas correntes com a mesma THDi podem exigir avaliações térmicas bem diferentes, dependendo de onde a distorção está concentrada no espectro.
É exatamente esse raciocínio que dá origem ao K-Factor, uma classificação de origem UL (norma UL 1561) amplamente usada no mercado norte-americano, principalmente em transformadores secos de baixa tensão. O K-Factor pondera as correntes harmônicas conforme seu efeito sobre o aquecimento do transformador — quanto maior o número, maior a capacidade do equipamento de conviver com um espectro harmônico mais pesado sem exceder sua elevação de temperatura especificada. As classificações mais comuns no mercado incluem K-4, K-9, K-13, K-20 e K-30.
O que o K-Factor não é
- K-Factor não é um filtro harmônico. Um transformador K-rated é desenvolvido para tolerar o efeito térmico das harmônicas — ele não "limpa" a corrente. Isso é diferente de um Harmonic Mitigating Transformer (HMT), projetado especificamente para atenuar determinadas componentes por técnicas próprias de construção ou configuração.
- THDi de X% não vira automaticamente K-Y. O K-Factor depende do espectro completo das harmônicas e de sua magnitude em relação à corrente nominal, não só do valor agregado da THD — a tabela acima mostra dois espectros com THDi parecida e FHL bem diferente. "THDi de 25% = K13" é uma simplificação incorreta. "K13 suporta 13 vezes mais harmônicas" também é — o número não tem essa leitura direta.
- K-Factor não é uma exigência normativa brasileira genérica. A classificação K4/K13/K20 está ligada à tradição UL/ANSI/IEEE. O tema de perdas adicionais por correntes harmônicas se aplica tanto a transformadores secos quanto a imersos — o escopo do IEEE C57.110 cobre os dois —, mas isso é diferente de dizer que toda instalação brasileira precisa de um transformador "K-rated" por norma.
Os data centers mais novos já mudaram essa conta
O discurso mais antigo costumava simplificar assim: computador → fonte chaveada → THDi enorme → transformador K20 obrigatório. A eletrônica de potência evoluiu bastante desde então.
Especificações recentes do Open Compute Project para fontes de servidor — como a de 12 kW para racks de alta potência — já exigem correção ativa de fator de potência e limitam a THDi a cerca de 5% entre 30% e 100% da carga. Uma arquitetura de rack publicada em 2025 especifica fator de potência acima de 0,99 acima de 20% de carga e THD abaixo de 5% acima de 30% de carga. UPS modernas de grande porte também mudaram de patamar: equipamentos atuais na faixa de centenas de kW a mais de 1 MW especificam THDi abaixo de 3% e fator de potência próximo de 0,99 em carga nominal.
Isso não elimina o tema — só o torna mais específico. A frase mais correta não é "data centers têm THD elevada", e sim: data centers concentram grande quantidade de cargas não lineares, mas o nível de distorção que efetivamente chega ao transformador depende das fontes, da UPS, da correção de fator de potência, da topologia de distribuição e dos demais equipamentos utilizados. Sem medir o espectro real da instalação, não dá para saber de que lado dessa evolução um projeto específico está.
Correntes de neutro: quando 1 + 1 + 1 vira 3
Existe um efeito particular em sistemas trifásicos a quatro fios que vale registrar. As correntes fundamentais das três fases estão defasadas 120° entre si e, em carga equilibrada, se cancelam no neutro. A 3ª harmônica, no entanto, sofre uma defasagem de 3 × 120° = 360° — ou seja, as componentes de 3ª harmônica das três fases voltam a ficar em fase entre si, em vez de se cancelarem. O mesmo acontece com o grupo de harmônicas conhecido como triplen (3ª, 9ª, 15ª, 21ª...). Na prática, se cada fase tiver 1 A de 3ª harmônica, o neutro pode somar até 3 A dessa componente, em vez de 0 A.
Isso não significa que todo data center vai ter correntes de neutro elevadas — depende de haver cargas monofásicas não lineares distribuídas de forma significativa entre as fases. Mas é um motivo técnico concreto para medir o neutro, não só as fases, em instalações com grande concentração de carga eletrônica.
Então a IA aquece o transformador?
Pode — mas não pelo simples fato de ser IA. O caminho é indireto: mais computação acelerada leva a maior densidade de potência, que leva a mais infraestrutura elétrica e eletrônica de potência, que pode gerar correntes não senoidais, que — dependendo do equipamento — produzem harmônicas, que aumentam determinadas perdas, que aumentam o aquecimento potencial, que por fim exige avaliar a capacidade térmica e a especificação do transformador.
Vale registrar ainda um segundo fenômeno ligado à IA que não deve ser confundido com harmônicas: variações rápidas e intensas de potência (load swings), associadas a picos de treinamento e uso de modelos — a própria IEA aponta armazenamento de energia como uma das tecnologias que ajudam a lidar com esse efeito. Harmônicas e load swings são problemas diferentes, e não devem ser tratados como sinônimos.
Conclusão
A potência nominal continua sendo fundamental para especificar um transformador, mas ela não descreve sozinha todas as características da carga. Em instalações com grande concentração de eletrônica de potência, conhecer o espectro harmônico permite avaliar as perdas adicionais, a capacidade térmica necessária e a eventual necessidade de um projeto específico.
Na era da IA, a pergunta deixa de ser só "quantos kVA essa instalação consome?" — e passa a incluir "como essa corrente chega ao transformador?".
A Tecmund fabrica transformadores configurados considerando o espectro harmônico da instalação, quando o projeto exige essa análise. Converse com a equipe técnica sobre um projeto com carga não linear relevante.