Nbr 7037 - Trafo de Pot Em Oleo

Cópia não autorizada

DEZ 1993

ABNT-Associação Brasileira de Normas Técnicas

NBR 7037

Receb im ento, instalação nstalação e m anutenção de transformad transformad ores de potência em óleo isolante isolante m ineral

Sede: Rio de d e J aneiro aneiro Av. Treze Treze de d e M aio, aio , 13 - 28 28 a ndar º

C EP 20003-900 - Ca ixa Po stal 1680

Rio Rio de J aneiro - RJ RJ Tel.: Tel.:PABX(021) (021) 210-31 210-3122 22 Telex: Telex: (021) (021) 3433 34333 3 ABNT- BR EndereçoTelegráfico Telegráfico:: NORMATÉCNICA

C op yright ght ©1990, ©1990, ABNT–As –A ssociaç ão Brasileir Brasileira a de NormasTécnicas éc nicas Printed in Bra Bra zil/ Impress Imp resso o no Bra Bra sil Todos Todos osdireit direitos osres eser ervados vados

Procedimento

Origem: Projeto 03:014.08-004/1991 CB-03 - Comitê Brasileiro de Eletricidade CE-03:014.08 - Comissão de Estudo de Recebimento, Instalação e Manutenção de Transformadores de Potência NBR 7037 - Acceptance, erection and maintenance of oil filled power transformers - Procedure Descriptors: Transformer. Oil. Mineral oil Esta Norma substitui a NBR 7037/1981 Válida a partir de 31.01.1994 Palavras-chave: Palavras-chave: Transform Transformado ador. r. Óleo isolante. Óleo mineral

SUMÁRIO 1 Objetivo 2 Documentos complementares 3 Definições 4 Condições específicas ANEXO A - Retirada de amostra do óleo isolante mineral ANEXO B - Procedimentos para enchimento com óleo ANEXO C - Recomendações ANEXO D - Inspeções periódicas semestrais (S) e trienais (T)

1 Objetivo Esta Norma fixa as condições exigíveis que o transformador deve apresentar, após a sua entrega à responsabilidade do comprador, para recebimento, instalação e manutenção.

2 Documentos complementares Na aplicação desta Norma é necessário consultar: NBR 5458 - Transformador de pot ência - Terminologia NBR 7070 - Guia para amostragem de gases e óleo em transformadores e análise dos gases livres e dissolvidos - Procedimento NBR 7274 - Interpretação da análise dos gases de transformadores em serviço - Procedimento NBR 8840 - Guia para amostragem de líquidos iso-

17 páginas

NBR 10576 - Guia para acompanhamento de óleo mineral isolante de equipamentos elétricos Procedimento CNP 18 - Resoluções 06/85 e 09/88

3 Definições Os termos técnicos utilizados nesta Norma estão definidos na NBR 5458.

4 Condições específicas 4.1 Recebimento 4.1.1 Condições de despacho 4.1.1.1 Para o transporte, os acessórios e componentes do transformador devem ser desmontados, embalados e identificados de maneira adequada, de modo a assegurar que durante o percurso n ão ocorram avarias ou danos que possam alterar as condições de projeto e desempenho.

4.1.1.2 Eventuais condições especiais para transporte, estabelecidas pelo comprador ou pelo fabricante, devem ser antecipadamente informadas ao responsável pelo transporte e rigorosamente seguidas.

4.1.2 Transporte 4.1.2.1 Sempre que possível e se as condições de peso para transporte o permitirem, os transformadores


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4.1.2.2 Quando o transformador for transportado com

óleo, deve ser mantido um nível de óleo suficiente para cobrir a parte ativa, bem como assegurada um a camada de gás seco, que possibilite a compensação da variação de volume do óleo em função da temperatura. Notas: a)Gás seco para efeito desta Norma significa nitrog ênio ou ar sintético com teor de água inferior ou igual a 10 ppm por volume à pressão atmosférica, sendo que para o nitrogênio o seu grau de pureza deve ser superior a 99,995%. b)Esta camada deve estar sob uma pressão relativa, m áxima positiva de 25 kPa, com valor-limite permitido de, no mínimo, 15 kPa a uma temperatura de 25°C. c) Para os efeitos desta Norma, 1 kPa = 0,01 kgf/cm 2. 4.1.2.3 Quando o transformador for transportado sem

óleo, deve ser pressurizado com gás seco, mantendo-se pressão conforme 4.1.2.2 (Nota b). Caso o transformador seja provido de comutador(es) de derivações em carga,

ços, bem como se o local é o mais nivelado e limpo possível. O equipamento nunca deve ser colocado em contato direto com o solo. 4.1.3.3 Quando o descarregamento for feito em locais pró-

prios para armazenamento (almoxarifado), devem ser cumpridas as instruções específicas definidas em 4.1.7. 4.1.4 Inspeção de recebimento

Antes do descarregamento, deve ser feita, por pessoal especializado, uma inspeção preliminar no transformador, na qual devem ser verificadas as condições externas do transformador, acessórios e componentes quanto a deformações, vazamentos de óleo e estado da pintura. A lista de materiais expedida deve ser conferida. Caso se jam evidentes quaisquer danos, falta de acessórios e componentes ou indicações de tratamento inadequado durante o transporte, a companhia seguradora e o transportador devem ser comunicados.

o(s) alojamento(s) da(s) chave(s) comutadora(s) deve(m) estar em comunicação com o tanque do transformador.

4.1.5 Descarregamento e manuseio

4.1.2.4 De modo a garantir a conservação dos valores de

ção do transformador devem ser executados e supervisionados por pessoal especializado, obedecendo-se às normas de segurança e utilizando-se os pontos de apoio

pressão estabelecidos anteriormente, indicam-se: a) quando o transformador for transportado com óleo, deve ser instalado um manômetro que permita a verificação da pressão interna do tanque; b) quando o transformador for transportado sem óleo, o sistema de pressurização deve ser composto por cilindro(s) acoplado(s) ao tanque através de dispositivos que forneçam pressão positiva constante; c) durante o percurso e antes do recebimento, devem ser realizadas inspeções no sistema de pressurização de gás para detecção de possíveis vazamentos; d) com referência à alínea b), a pressão-limite inferior da(s) garrafa(s) de suprimento do gás seco deve ser de 2000 kPa. Atingida esta pressão, esta(s) garrafa(s) deve(m) ser substituída(s) por outra(s) de pressão não-inferior a 16000 kPa (Pressões referidas à temperatura de 25°C). 4.1.2.5 Todos os transformadores acima de 145 kV devem

ser transportados com dispositivo para medição gráfica de impactos. Se os valores medidos ultrapassarem os limites máximos indicados pelo fabricante, deve-se obedecer às instruções de 4.1.2.6. 4.1.2.6 As ocorrências significativas, verificadas durante

o percurso, devem ser devidamente registradas e, quando o equipamento estiver sob garantia, elas devem ser imediatamente comunicadas ao fabricante e à companhia seguradora. 4.1.3 Local de recebimento 4.1.3.1 Sempre que possível, o transformador deve ser

descarregado diretamente sobre sua base definitiva. 4.1.3.2 Quando for necessário o descarregamento em lo-

cais provisórios, deve ser verificado se o terreno oferece

4.1.5.1 Todos os serviços de descarregamento e locomo-

apropriados. 4.1.5.2 O levantamento ou tração deve ser feito pelos pon-

tos de apoio indicados nos desenhos ou instruções do fabricante, não devendo utilizar outros pontos que, se usados, possam acarretar graves danos ao transformador. 4.1.5.3 Todos os componentes e acessórios devem ser

manuseados com devido cuidado e obedecendo às instruções de 4.1.5.2. 4.1.5.4 O manuseio do transformador deve ser feito de for-

ma planejada e cuidadosa, evitando-se movimentos bruscos ou paradas súbitas que possam causar danos. Deve ser realizado com equipamentos e materiais adequados, possibilitando máxima segurança ao pessoal envolvido e ao transformador. 4.1.6 Verificações e ensaios de recebimento 4.1.6.1 Para transformador transportado sem óleo, verifi-

car a pressão do gás seco no tanque e nos cilindros de suprimento. A sobrepressão do tanque deve ser de 5 kPa a 30 kPa para temperaturas de 10°C a 50°C. Se a pressão relativa do gás for “zero”, existe a possibilidade de vazamento com a conseqüente admissão de ar atmosférico. Deve-se, então, controlar o ponto de orvalho do gás contido no tanque. Se o ponto de orvalho indicar umidade relativa da superfície da isolação (URSI) menor que 1%, pode-se pressupor que o transformador não foi contaminado com umidade. Valores maiores que o acima especificado indicam a necessidade de se proceder a uma secagem completa do transformador. 4.1.6.1.1 Ainda no caso de perda de pressão do gás seco,

e quando da não-disponibilidade dos instrumentos para as medições de teor de água no gás, deve ser feito o seguinte ensaio: encher novamente o transformador com gás seco à pressão de 20 kPa, controlando-a através de um manômetro, a fim de que não diminua mais que 30%


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lores inferiores a 14 kPa). Ficando evidente com essas ou outras verificações que não houve penetração de umidade, deve-se prosseguir a inspeção inicial.

b) comutador de derivações sem tensão; alinhamento, acionamento interno e, quando possível, folga, pressão e encaixe dos contatos;

óleo e

c) comutador de derivações em carga: conexões das derivações para o seletor. Em casos específicos: acionamento interno, sistema de transmissão, alo jamento (cilindro) da chave comutadora e cabos de conexão para o compartimento;

4.1.6.2 Para transformadores transportados com

pressão relativa do gás “zero”, fazer as análises de rigidez dielétrica e teor de água no óleo para que se possa concluir sobre a absorção de umidade por parte do isolamento. Nota: Quando se tratar de transformadores sob garantia, qualquer ocorrência deve ser comunicada ao fabricante, para que este indique as providências a serem tomadas. 4.1.6.3 Havendo necessidade de uma inspeção interna,

são indicados os procedimentos descritos em 4.1.6.3.1 a 4.1.6.3.10. 4.1.6.3.1 Recomenda-se que o transformador não deva

ser aberto em circunstâncias que possibilitem a penetração de umidade, tais como em ambientes com umidade relativa acima de 70% e existência de vento forte. 4.1.6.3.2 A temperatura do transformador deve ser, pelo

menos, igual à do ambiente. Se ela for menor, qualquer penetração acidental do ar ambiente pode provocar condensação de umidade. 4.1.6.3.3 O transformador deve permanecer aberto pelo

menor tempo possível. 4.1.6.3.4 No caso de utilização de nitrogênio como gás pa-

d) isolações; e) núcleo - verificar se houve deslocamento e as condições de aterramento; f) calços e espaçadores - fixação e deslocamentos. Se existem calços temporários colocados para fins de transporte, estes devem ser removidos; g) transformador de corrente (TC) - inspecionar terminais secundários e suportes; h) condutores de ligação às buchas - inspecionar quanto a isolamento, sistema de fixação, contato com partes aterradas ou de potencial diferente; i) parafusos e contraporcas - reapertar se necessário; j) fundo do tanque - presença de objetos desprendidos.

ra transporte, deve-se retirar o gás completamente, fazendo o vácuo até, aproximadamente, 20 kPa (150 mmHg).

4.1.7 Armazenagem

4.1.6.3.5 A quebra do vácuo deve ser feita com ar seco

4.1.7.1 Transformadores

(ver 4.1.2.2). 4.1.6.3.6 Abrir somente uma tampa de inspe ção. Estabe-

lecer fluxo de ar seco no sentido tanque-ambiente, durante o tempo de inspeção, que deve ser realizada preferencialmente por uma única pessoa. 4.1.6.3.7 A pessoa que executa a inspeção deve ter roupa

adequada, estando com os bolsos vazios, e sapatos envoltos por sapatilhas. 4.1.6.3.8 As ferramentas eventualmente necessárias de-

vem ser amarradas em pontos fixos e conferidas numericamente após a inspeção. Nota: A fonte para iluminação interna deve ser em corrente contínua.

Os transformadores devem atender ao seguinte: a) é recomendável que o transformador seja armazenado com conservador e respectiva tubulação montados, preenchido com óleo, até o nível normal do(s) conservador(es), instalando-se o(s) secador(es) de ar com sílica-gel; b) eventualmente, o transformador pode ser armazenado sem óleo, de acordo com as especificações contidas em 4.1.2.3, desde que para curtos intervalos de tempo (máximo três meses) ou conforme instruções do fabricante do transformador. Neste caso, deve ser realizada, preferencialmente, inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamentos em tempo hábil e evitar penetração de umidade.

4.1.6.3.9 Uma outra pessoa deve permanecer no lado de

fora do transformador, nas imediações da tampa de inspeção, em contato freqüente com aquela no interior do tanque, para auxiliá-la.

4.1.7.2 Componentes e acessórios

Os componentes e acessórios devem atender ao seguinte:

4.1.6.3.10 O inspetor no interior do tanque deve ter o má-

ximo cuidado para que nenhuma parte interna seja danificada, principalmente as partes isoladas.

a) os acessórios devem ser armazenados em locais adequados, atendendo às recomendações e instruções do fabricante;

4.1.6.4 Pontos para serem inspecionados, complemen-

tados com as recomendações do fabricante:

b) quando necessário, os radiadores devem ser armazenados pressurizados com gás seco, evitando-

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c) as buchas devem ser armazenadas, se possível, em locais abrigados e secos. As buchas com núcleo em papel resina devem ser armazenadas em estufa, ou conforme recomendações do fabricante; d) o óleo pode ser armazenado em tambores, que devem permanecer na posição horizontal, ficando os tampões alinhados também na horizontal e, se possível, protegidos por lonas, evitando-se ainda o contato com o solo. Notas: a)As chaves comutadoras instaladas no transformador devem seguir as mesmas orientações de armazenamento do equipamento. b)Os resistores de aquecimento de acionamentos motorizados e caixas ou pain éis de circuitos auxiliares devem ser mantidos energizados, comandados por termostato regulado para a temperatura recomendada. 4.1.7.3 Chaves comutadoras sobressalentes

Seguir instrução do fabricante ou armazená-las imersas em óleo. 4.2 Instalação 4.2.1 Generalidades 4.2.1.1 Antes de qualquer providência para montagem do

transformador, deve ser verificada a disponibilidade de pessoal qualificado, assim como de equipamento e ferramentas adequados. 4.2.1.2 Não

é recomendável a montagem do transformador em dias chuvosos. 4.2.1.3 Antes da montagem do transformador, deve ser

feita uma verificação, constando de:

4.2.2 Montagem do transformador

A montagem do transformador deve ser efetuada conforme as instruções específicas do fabricante. Quando da não-disponibilidade das instruções do fabricante, é recomendável a seqüência de procedimentos discriminados em 4.2.2.1 a 4.2.2.9. Para transformadores despachados sem óleo, durante toda a montagem o sistema descrito em 4.1.2.4-b) deve permanecer acoplado a fim de se estabelecer um fluxo de gás seco para fora do transformador, impedindo a penetração da umidade. 4.2.2.1 Conservador 4.2.2.1.1 Verificar se o conservador está seco e limpo inter-

namente e, caso necessário, lavá-lo com óleo limpo e preferencialmente aquecido (máximo 50°C). 4.2.2.1.2 Caso exista sistema de preservação do óleo iso-

lante no conservador (membrana ou bolsa), providenciar sua instalação e/ou verificar sua integridade e correto funcionamento. 4.2.2.1.3 Instalar o conservador e os respectivos suportes

eventualmente existentes, bem como seu(s) indicador(es) de nível. Notas: a) Para o caso de transformadores recebidos com óleo ou sem óleo, porém com conservador resistente a vácuo, montar a tubulação de interligação entre conservador e tampa do transformador, incluindo o relé de gás e respectivos registros. b) Para o caso dos transformadores recebidos sem óleo e do conservador não-resistente a vácuo, montar a tubulação conforme Nota, porém não montar relé de gás e respectivos registros. A extremidade da tubula ção do conservador deve ser fechada com flange cego. A extremidade da tubulação ligada à tampa do transformador pode ser utilizada para aplicação do vácuo. 4.2.2.2 Dispositivos de al í vio de pressão

a) inspeção visual, principalmente quanto ao correto nivelamento da base;

4.2.2.2.1 Tipo tubular - “tubo de explos ão”

b) fixação correta do transformador, através da inspeção do dispositivo de ancoragem;

Se o transformador for sofrer vácuo posterior, este dispositivo não deve ser montado, e na abertura deve-se colocar um flange de vedação.

c) inspeção visual, na parte externa do tanque do transformador, a fim de constatar a não-ocorrência de danos durante o manuseio;

4.2.2.2.2 Tipo v álvula

d) constatação de se os dados de placa estão compatíveis com a especificação técnica do equipamento; e) para transformadores religáveis, constatação de se a ligação de despacho (expedição) atende ao especificado. 4.2.1.4 Para transformadores transportados sem óleo, de-

vem ser verificados a pressão e o ponto de orvalho do g ás. 4.2.1.5 Para transformadores transportados com

óleo,

sempre que possível retirar amostra do óleo isolante para análise em laboratório, conforme Anexo A.

Este dispositivo pode ser montado em qualquer situação. 4.2.2.3 Sistema de resfriamento

Após inspeção e eventual limpeza, montar as tubulações e os componentes de resfriamento forçado (trocadores de calor, bombas de circulação de óleo, etc.). 4.2.2.4 Radiadores

Os radiadores devem ser inspecionados quanto à limpeza e umidade. Caso necessário, devem ser lavados com óleo limpo e preferencialmente aquecido (máximo 50°C). 4.2.2.5 Buchas 4.2.2.5.1 Antes da montagem, as buchas devem estar per-

4.2.1.6 Devem ser verificadas as conexões de aterramen-

feitamente limpas, secas e ensaiadas quanto ao fator de


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4.2.2.5.2 As juntas de vedação devem ser cuidadosa-

mente colocadas e os seus elementos de fixação apertados, a fim de se conseguir boa estanqueidade.

calços eventualmente colocados no seletor para fins de transporte. Verificar se o alojamento da chave comutadora foi expedido com óleo.

4.2.2.5.3 As buchas devem ser montadas uma de cada

4.2.3.1.2 Quando o comando de acionamento do comu-

vez, a fim de reduzir a possibilidade de penetração de ar ambiente, aproveitando a abertura de inspeção para um controle mais efetivo das ligações internas. 4.2.2.5.4 Para maior segurança durante a montagem das

buchas, devem ser utilizados os dispositivos próprios para içamento e manuseio. 4.2.2.6 Tubula ções

Quando aplicável, montar as tubulações entre comutador(es) de derivações em carga e conservador, relés de fluxo de óleo e demais tubulações porventura existentes. 4.2.2.7 Secadores de ar

tador for expedido separado, cuidados especiais devem ser tomados para que se assegure um correto acoplamento entre o comando e o comutador, de maneira a se evitar a ligação destes componentes em posições diferentes entre si. Para tipos de comutadores externos, deve ser verificado se o compartimento da chave comutadora suporta vácuo, antes de se proceder a uma aplicação de vácuo. 4.2.3.1.3 Verificar, incluindo ajustes se necessário:

a) chave(s) comutadora(s); b) lubrificação do mecanismo de acionamento;

Para transformadores que não sofram vácuo para enchimento com óleo, deve(m) ser instalado(s) o(s) secador(es) de ar.

c) sentido de rotação do motor de acionamento;

4.2.2.8 Providências para o processo de v ácuo

e) indicadores de posição.

Para transformadores que devam ser submetidos a vácuo e que sejam providos de comutador(es) de derivações em carga, deve ser estabelecida uma interligação entre os compartimentos das chave(s) comutadora(s) e o tanque, bem como entre os conservadores se este for submetido a vácuo. Deve haver igualdade de pressão nos dois lados da bolsa ou membrana de borracha. 4.2.2.9 Enchimento com óleo 4.2.2.9.1 Deve ser realizado conforme instruções do fabri-

cante. 4.2.2.9.2 Na falta de instruções do fabricante, é indicado

no Anexo B um roteiro para enchimento com óleo e complementação de montagem para cada caso. Notas: a) O óleo deve atender à especificação para o óleo novo CNP resoluções 06/85 (Tipo A) ou 09/88 (tipo B) ou resoluções mais recentes, dependendo do tipo de óleo utilizado, exceto para os ensaios de teor de água e rigidez dielétrica, que devem estar de acordo com os valores da NBR 10576.

d) chaves-limite (fim de curso);

4.2.3.1.4 O óleo isolante utilizado deve possuir as mesmas

características do óleo do equipamento. 4.2.3.2 Acessórios

Todos os acessórios do transformador devem ser verificados antes de sua montagem, quanto à inexistência de oxidação, partes quebradas, atritos, corrosão, etc. Nota: A montagem de acess órios não utilizados para o processo de vácuo e enchimento, bem como as interligações elétricas de todos os acess órios podem ser executadas durante o processo de v ácuo e enchimento. 4.2.3.3 Relé de gás 4.2.3.3.1 Durante a montagem, deve ser verificado se a in-

clinação da tubulação do relé do g ás é adequada e se a posição da montagem do relé de g ás no tocante ao sentido do fluxo de gás (transformador/conservador) está correta. 4.2.3.3.2 Verificar o correto funcionamento dos contatos

b) A análise cromatográfica (ver NBR 7070) deve atender ao seguinte: - oxigênio : < 5000 ppm; - acetileno: não detectado. 4.2.2.9.3 No caso de transformadores providos de bom-

bas de circulação de óleo, o processo de enchimento deve ser interrompido quando o nível de óleo cobrir a tubulação superior relativa às bombas, devendo estas ser acionadas por, aproximadamente, 2 h, após o que o enchimento pode ser completado.

de alarme e desligamento. 4.2.3.4 Relé de proteção do comutador

Verificar o correto funcionamento dos contatos de desligamento. 4.2.3.5 Ní vel do óleo

Verificar o nível do óleo nas buchas, conservador(es), bolsa(s) de termômetros, secador(es) de ar (cuba). 4.2.3.6 Desareação (sangria)

4.2.3 Cuidados recomendados durante e ap ós a montagem 4.2.3.1 Comutador de deriva ções em carga

Efetuar drenagem do ar em todos os pontos previstos (radiadores, buchas, relé de gás, tampas de inspeção, comutadores, registros, etc.), limpando criteriosamente os re-

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de óleo, sentido de rotação do motor de acionamentos motorizados, chaves fim de curso elétricas, indicadores remotos de posiçã o, comando a distância do comutador de derivações em carga, iluminação e aquecimentos dos armários e acionamentos motorizados.

4.2.3.7 Secador de ar

Prover o secador de ar com substância higroscópica (sílica-gel) seca. 4.2.3.8 Posição dos registros

Controlar a posição de todos os registros das tubulações de preservação e resfriamento de óleo. 4.2.3.9 Indicador de temperatura

Os indicadores de temperatura e seus capilares devem ser protegidos, evitando sua danificação durante os trabalhos subseqüentes. 4.2.3.10 Ligações de aterramento

Verificar se todas as ligações de aterramento do transformador estão corretas.

j) medição da resistência elétrica em todos os enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações em carga. 4.2.5 Energização 4.2.5.1 Antes de sua energização,

é recomendada uma nova desareação das buchas, relé de gás, cabeçote do comutador de derivações em carga, etc. Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador.

É importante observar que transformadores devem ser energizados após decorridas, pelo menos, 24 h da conclusão de enchimento com óleo, ou conforme instrução do fabricante. 4.2.5.2

4.2.3.11 Buchas e conectores

Os conectores devem ser devidamente apertados. Verificar se os terminais para ensaio das buchas capacitivas estão devidamente aterrados. 4.2.3.12 Vazamentos

Verificar a ocorrência de vazamentos e providenciar a sua supressão. 4.2.4 Ensaios

4.2.5.3 Ajustar e travar a posi ção do comutador manual,

conforme recomendado pela operação do sistema. 4.2.5.4 Todo o período de montagem, ensaios e energi-

zação, se possível, deve ser acompanhado por um supervisor do fabricante. 4.2.5.5 Se possível, o transformador deve ser energizado

a) análise do líquido isolante, conforme NBR 10576;

inicialmente em vazio. Nessa situação, o comutador de derivações em carga deve ser acionado em todas as derivações.

b) análise cromatográfica, conforme 4.2.2.9.2;

4.2.5.6 Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do

c) medição do fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância das buchas, se providas de derivações capacitivas;

óleo isolante, antes da energização (referência), 24 h a 36 h após a energização, dez dias e 30 dias após a energização para detecção de defeitos incipientes. Utilizar o diagnóstico conforme NBR 7274.

É recomendável a execução dos seguintes ensaios:

d) medição da resistência de isolamento do transformador e da fiação de painéis e acionamento(s) motorizado(s); e) medição da relação de transformação em todas as fases e posições do comutador de derivações sem tensão. Para o comutador de derivações em carga, deve haver medição, pelo menos, das posições extremas e centrais de todas as fases; f) simulação da atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização; verificação do ajuste e/ou calibração dos termômetros, e imagens térmicas; g) medição da relação de transformação, saturação e polaridade dos TC. Curto-circuitar e aterrar todos os secundários dos TC que não tiverem previsão de uso;

4.3 Manutenção Para os problemas típicos normalmente encontrados e soluções recomendadas relativas à manutenção, ver Anexo C. 4.3.1 Inspeções periódicas 4.3.1.1 Registros operacionais

Os registros operacionais devem ser obtidos através das leituras dos instrumentos indicadores, das ocorrências extraordinárias relacionadas com o transformador, bem como todo evento relacionado, ou não, com a operação do sistema elétrico, que possa afetar o desempenho e/ou características intrínsecas do equipamento. É recomendável a leitura diária dos indicadores de temperatura (anotar temperatura ambiente) do indicador de nível de óleo, carga e tensão do transformador.

h) verificar as tensões e isolação dos circuitos auxiliares antes de sua energização;

4.3.1.2 Termovisor

i) após energização dos painéis e acionamentos motorizados, verificar sentido de rotação dos moto-

Estas inspeções devem ser realizadas periodicamente nas subestações, objetivando principalmente detectar


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4.3.1.3 Verificação das condições do óleo isolante

4.3.3 Ensaios e verifica ções - periodicidade

Periodicamente são retiradas amostras e efetuados ensaios conforme Anexos A e C.

4.3.3.1 Semestralmente

4.3.1.4 Inspeções visuais

Devem ser feitas no mínimo as inspeções e verificações mencionadas no Anexo D, desde que não se exija desligamento do transformador.

Devem ser feitas inspeções visuais periódicas, seguindose um roteiro previamente estabelecido, que deve abranger todos os pontos a serem observados, conforme Anexo D. 4.3.2 Utiliza ção das informa ções 4.3.2.1 Ocorrências que exigem desligamento imediato,

pois colocam o equipamento e as instalações em risco iminente: a) ruído interno anormal;

4.3.3.2 Anualmente 4.3.3.2.1 Deve ser feita uma an álise no óleo isolante, atra-

vés de retirada de amostras, efetuando-se os ensaios físico-químicos prescritos no Anexo C. Nota: Pode ser conveniente alterar o per íodo desta inspeção, em função do tipo de constru ção do transformador e do local de sua instalação. 4.3.3.2.2 É recomendável ainda que a cada ano seja feita,

b) vazamento significativo de óleo;

pelo menos, uma análise de gases dissolvidos no óleo isolante (cromatografia), conforme NBR 7274.

c) aquecimento excessivo nos conectores, observando os critérios estabelecidos para termovisão;

4.3.3.3 A cada tr ês anos

d) relé de gás atuado;

4.3.3.3.1 Devem ser realizados os seguintes ensaios e ins-

e) sobreaquecimento de óleo ou dos enrolamentos detectados através dos termômetros/imagens térmicas. 4.3.2.2 Ocorrências que exigem desligamento programa-

do (que não ofereçam riscos imediatos). Estes desligamentos devem ser efetuados no menor prazo possível, dentro das condições operativas do sistema: a) vazamento de óleo que não oferece risco imediato de abaixamento perigoso do nível; b) aquecimento nos conectores, observando os critérios estabelecidos pela termovisão; c) desnivelamento da base; d) anormalidades constatadas nos ensaios de óleo, obedecendo aos limites fixados na NBR 10576; e) irregularidades no funcionamento do comutador de derivações em carga. Neste caso, bloquear a operação do comutador; f) trinca ou quebra do diafragma de válvula de segurança (tubo de explosão); g) defeitos nos acessórios de proteção e sinalização.

peções, conforme Anexo D, com desligamento do transformador: a) fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância das buchas, se providas de derivações capacitivas; b) isolamento com corrente contínua do transformador; c) relação de transformação (ver Nota “a”); d) resistência elétrica dos enrolamentos (ver Nota “a”). Notas: a) Após a mudança de uma derivação do comutador sem tensão e/ou quando da manutenção do comutador de derivações em carga. b) Em função do desempenho do equipamento, a periodicidade para inspeção e ensaios pode ser alterada. 4.3.3.3.2 Devem ser feitos tratamento e pintura nos pontos

necessários do transformador. 4.3.4 Transformadores reservas

Os procedimentos devem ser os mesmos recomendados para transformadores energizados.

/ANEXOS


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ANEXO A - Retirada de amostra do óleo isolante mineral

Este Anexo tem por finalidade estabelecer procedimentos mínimos para a execução, no campo, da retirada de amostra do óleo isolante em transformadores, tambores e outros depósitos. Para maiores detalhes, é necessário consultar as NBR 8840 e NBR 7070.

A-1 Condições ambientais As amostras do óleo isolante não devem ser retiradas nas seguintes condições ambientais: a) em dias chuvosos, de muita poeira ou de ventos fortes; b) quando houver umidade relativa do ar superior a 75%.

b) desbloquear o orifício superior e deixar fluir o óleo isolante; c) bloquear novamente o orifício superior e retirar a pipeta; d) o primeiro enchimento é usado para enxaguar a pipeta, e os subseqüentes devem ser transferidos para o frasco de amostragem; e) tampar, rotular o frasco e enviar para análise. A-5.2 Retirada de amostra de transformadores Proceder conforme a seguir:

A-2 Utilização e armazenamento

a) remover a prote ção da válvula, se existir;

As amostras devem ser retiradas e utilizadas de modo a evitar qualquer contaminação, devendo ficar expostas ao ar ambiente e à luz pelo menor prazo possível, após sua retirada. Devem ser armazenadas em compartimento escuro, isento de poeira e umidade.

b) remover, com um tecido limpo e sem fiapos, toda sujeira e poeira visíveis da válvula;

A-3 Dispositivos de amostragem A-3.1 Para tanques e equipamentos providos de registro para amostragem, recomenda-se a utilização do dispositivo tipo sangria, conforme Figura 1. A-3.2 O dispositivo recomendado para retirada de amostras em tambores, tanques e transformadores desprovidos de registro é do tipo imersão (pipeta), conforme Figura 2.

c) abrir a válvula e deixar fluir, vigorosamente, no mínimo, três vezes o volume da tubulação; d) adaptar o dispositivo de amostragem (ver Figura 1) na válvula; e) adaptar o frasco e/ou seringa no dispositivo e enchê-lo(s); f) etiquetar/identificar a amostra e enviar para análise.

A-6 Amostragem para an álise de gases dissolvidos

A-4 Recipiente de amostragem A-4.1 Podem ser utilizados frascos de vidro, alumínio ou plástico resistente ao óleo isolante. Recomenda-se o uso de frasco com capacidade de 1 L, conforme Figura 1.

A-6.1 A utilização de seringas simplifica muito a retirada de amostragem, seu transporte e sua introdução na aparelhagem de análise do laboratório. A-6.1.1 A escolha do ponto de retirada de amostra de-

A-4.2 Lavar os frascos com solvente adequado (n-heptano, 1.1.1 tricloretano, álcool, etc.) que dissolva completamente o óleo isolante. A seguir, lavá-los com sabão ou detergente neutro e enxaguá-los com água corrente e água destilada. Inverter os frascos e deixar escorrer o líquido do seu interior. Secá-los em estufa a (105 ± 5)°C por, no mínimo, 2 h.

A-5 Procedimentos A-5.1 Retirada de amostra de tambores Proceder conforme a seguir: a) bloquear o orifício superior da pipeta e então mergulhá-la até o fundo do tambor;

pende da finalidade do exame. Normalmente, a amos tra é retirada da válvula de amostragem inferior mas, algumas vezes, torna-se necessário retirá-la em pontos especiais, como, por exemplo, quando se procura localizar uma falha. A-6.1.2 De qualquer forma, o ponto de retirada deve ser

escolhido onde a amostra seja representativa preferencialmente. As amostras devem ser retiradas com o transformador em funcionamento em suas condições normais. Nota: Recomenda-se também o uso de seringas na amostragem para fins de determinação do teor de água do óleo.

A-6.2 O dispositivo para retirada é o indicado em A-5.2.

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1. conexão para o registro do equipamento 2. frasco de 1000 mL 3. seringa de 50 mL 4. tubo e tampa de cobre ou de politetrafluore tileno (Teflon) 5. tampa para frasco de 1000 mL 6. mangueira de plástico Figura 1 - Dispositivo de amostragem


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Figura 2 - Dispositivo para retirada de amostra

/ANEXO B

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ANEXO B - Procedimentos para enchimento com óleo B-1 Após o processo de vácuo (preestabelecido pelo fabricante do transformador, quanto à duração e nível de vácuo), proceder ao enchimento do transformador com óleo sob vácuo, até, aproximadamente, 20 kPa (150 mmHg) abaixo da tampa. Quebrar o vácuo entre o nível de óleo e a tampa, com gás seco. Desmontar a mangueira da bomba de vácuo. Montar registros e relé de gás na tubulação, abrir os registros instalados. Abrir o buj ão B ou instalar secador de ar sem a sílica-gel. Continuar o enchimento, agora preferencialmente pelo registro superior do transformador. Efetuar o enchimento até o nível no conservador compatível com a temperatura de óleo (nível detectável pelo indicador I). Fechar o bujão B. Verificar o correto funcionamento do sistema de preservação do óleo (bolsa ou membrana), caso aplicável (ver Figura 3). Nota: A relação pressão x temperatura deve estar de acordo com NBR 10576.

B-2 Após o processo de vácuo (preestabelecido pelo fabricante, quanto à duração e nível de vácuo), proceder ao enchimento do transformador com óleo sob vácuo,

por um dos registros do tanque. Efetuar o enchimento até o nível adequado no conservador compatível com a temperatura do óleo. Desligar a bomba de vácuo, quebrar o vácuo entre o nível de óleo no conservador e o topo do conservador, com gás seco. Desconectar a mangueira de vácuo. Fechar o flange. Instalar secador de ar. Verificar o correto funcionamento do sistema de preservação de óleo (bolsa ou membrana), caso aplicável (ver Figura 4). Nota: A relação pressão x temperatura deve estar de acordo com a NBR 10576.

B-3 Abrir o(s) registro(s) instalado(s), junto ao relé de gás. Abrir o bujão B ou instalar o secador de ar. Efetuar o enchimento até o nível no conservador compatível com a temperatura do óleo (nível controlável pelo indicador I). Fechar o bujão B. Verificar o correto funcionamento do sistema de preservação de óleo (bolsa ou membrana), caso aplicável (ver Figura 5). Nota: A relação pressão x temperatura deve estar de acordo com a NBR 10576.

Figura 3 - Transformador provido de g ás seco e conservador n ão-resistente a vácuo


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Figura 4 - Transformador provido de g ás seco e conservador resistente a vácuo


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Figura 5 - Transformador com n í vel rebaixado de óleo

/ANEXO C


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ANEXO C - Recomenda ções

Tg a 90°C(%) ou FP a 100ºC (%) (Fator de perdas dielétricas a 90°C ou a 100°C)

Rigidez

Teor de água

Acidez

TIF > 20 mN/m a 25°C

Recomendações

A

Nenhuma

A N A

A

-

Regeneração ou troca do óleo e limpeza da PA

A

Filtragem do óleo

N

Regeneração ou troca do óleo

-


A

Secagem da PA e do óleo

N

Secagem da PA e regeneração ou troca do óleo

N

-

Secagem da PA e regeneração ou troca do óleo

-

-

N A A A N N A N

N

-

-



Notas: a) Regeneração ou troca do óleo (o que for mais econ ômico). b)Regeneração = tratamento com terra Fuller = tratamento qu ímico com meio básico (por exemplo, metassilicatos) e/ou tratamento com meio absorvente s ólido (por exemplo, argilas, bauxita ou carv ão ativado). O óleo assim tratado deve ser aditivado com 0,3% em massa de DBPC (dibutil terci ário paracresol). c) PA = parte ativa. d) A = atende; N = n ão atende.

/ANEXO D


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ANEXO D - Inspe ções periódicas semestrais (S) e trienais (T) Este Anexo recomenda as verificações que devem ser feitas nas seções relacionadas em D-1 a D-13.

c) estado dos tubos capilares dos termômetros (T); d) pintura e oxidação (S);

D-1 Buchas Devem ser feitas as seguintes verificações:

e) calibração e aferição (T); f) nível de óleo na bolsa (T).

a) vazamentos (S); b) nível do óleo isolante (S); c) trincas ou partes quebradas, inclusive no visor do óleo (T);

D-5 Sistema de ventila ção Devem ser feitas as seguintes verificações:

d) fixação (T);

a) ventiladores, quanto a aquecimento, vibração, ruído, vedação a intempéries, fixação, pintura e oxidação (S);

e) condições e alinhamento dos centelhadores (T);

b) acionamento manual (S);

f) conectores, cabos e barramentos (T);

c) circuitos de alimentação (S);

g) limpeza das porcelanas (T).

d) pás e grades de proteção (S).

D-2 Tanque e radiadores Devem ser feitas as seguintes verificações: a) vibração do tanque e das aletas dos radiadores (S); b) vazamentos: na tampa, nos radiadores, no comutador de derivações, nos registros e bujões de drenagem (S); c) estado da pintura: anotar os eventuais pontos de oxidação (S); d) estado dos indicadores de pressão (para transformadores selados) (S); e) todas as conexões de aterramento (tanque, neutro, etc.) (T); f) bases (nivelamento, trincas, etc.) (S);

D-6 Sistema de circula ção de óleo Devem ser feitas as seguintes verificações: a) bomba de circulação forçada de óleo, quanto a aquecimento, ruído, vibrações, vazamento (S); b) circuitos de comando, controle e alimentação (S); c) indicador de fluxo (S); d) pressostatos (S).

D-7 Secador de ar Devem ser feitas as seguintes verificações: a) estado de conservação (S); b) limpeza e nível de óleo da cuba (S);

g) posição das válvulas dos radiadores (S). c) estado das juntas e vedação (S);

D-3 Conservador Devem ser feitas as seguintes verificações: a) vazamento (S); b) registro entre o conservador e o tanque, se estão totalmente abertos (T); c) fixação do conservador (T);

d) condições da sílica-gel (S). Nota: A sílica-gel saturada (coloração rosa) pode ser recuperada aquecendo-a em estufa de 80°C a 100°C, utilizando-se recipiente aberto até que sua coloração volte a azul-cobalto. Sílica-gel contaminada com óleo deve ser substituída.

D-8 Dispositivo de al í vio de press ão Devem ser feitas as seguintes verificações:

d) nível do óleo isolante (S).

D-4 Termômetros e/ou imagens t érmicas Devem ser feitas as seguintes verificações: a) funcionamento dos indicadores de temperatura (S);

a) tipo tubular: verificar membranas (T); b) tipo válvula: verificar funcionamento do microrruptor (T). Nota: Para verificação do funcionamento físico da válvula, esta deve ser desmontada e ensaiada em dispositivo apropria-


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D-9 Relé de gás Devem ser feitas as seguintes verificações:

quanto a limpeza, umidade, juntas de vedação, trincos e maçanetas, aquecimento interno, etc. (S);

a) presença de gás no visor (S);

- motor e circuito de alimentação (S);

b) limpeza do visor (T);

- fiação (S).

c) vazamento de óleo (S); d) juntas (S); e) fiação (T); f) atuação (alarme e desligamento) (T).

D-10 Relé de press ão Devem ser feitas as seguintes verificações: a) vazamento (S); b) juntas (S); c) contatores tipo plugue (T); d) fiação (T).

Nota: As inspe ções por tempo de operação ou número de comutações devem ser realizadas conforme estabelecido no manual do fabricante.

D-12 Caixa de terminais da fia ção de controle e prote çã o Devem ser feitas as seguintes verificações: a) limpeza, estado da fiação, blocos terminais (S); b) juntas de vedação, trincos e maçanetas (S); c) resistor de aquecimento e iluminação interna (S); d) fixação, corrosão e orifícios para aeração (S); e) contatores, fusíveis, relés e chaves (T);

D-11 Comutadores de deriva ções

f) isolação da fiação (T);

Devem ser feitas as seguintes verificações:

g) aterramento do secundário dos TC, régua de bornes, identificação da fiação e componentes (T).

a) sem tensão: estado geral e condições de funcionamento (T);

D-13 Ligações externas

b) em carga:

Devem ser feitas as seguintes verificações:

- nível de óleo do compartimento do comutador (S);

a) aterramento (T);

- condições da caixa do acionamento motorizado

b) circuitos de alimentação externos (S).

Nbr 7037 - Trafo de Pot Em Oleo

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