MANUAL DE INSTRUÇÕES Transformador Móvel

Transcrição

MANUAL DE INSTRUÇÕES
Transformador Móvel
ELETROBRAS – SE MÓVEL CERON
Potência: 26,6 MVA
Tensões: 69/13,8 kV
Código do produto WEG: 11564712
Ano de fabricação: 2012
Documento: 10001590780
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................................. 4
2. INSTRUÇÕES GERAIS ................................................................................................................................ 4
3. RECEBIMENTO ........................................................................................................................................... 4
3.1. CONDIÇÕES DO DESPACHO.................................................................................................................... 4
3.2. TRANSPORTE........................................................................................................................................... 4
3.2.1. Registrador de Impacto..................................................................................................................... 4
3.3. INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO ................................................................................................................. 5
3.4. MANUSEIO................................................................................................................................................ 5
3.5. TEMPO PERMISSÍVEL DE EXPOSIÇÃO DA PARTE ATIVA........................................................................ 5
3.6. ANORMALIDADES .................................................................................................................................... 6
4. ARMAZENAGEM ......................................................................................................................................... 6
5. OBSERVAÇÕES PARA A CORRETA UTILIZAÇÃO DO EQUIPAMENTO .................................................... 6
5.1. ALTITUDE DE INSTALAÇÃO...................................................................................................................... 6
5.2. ATERRAMENTO DO TANQUE ................................................................................................................... 7
5.3. COMPONENTES DE PROTEÇÃO E MANOBRA......................................................................................... 8
6. MONTAGEM DO TRANSFORMADOR ......................................................................................................... 8
6.1. APLICAÇÃO DE GAXETAS ........................................................................................................................ 9
6.2. CONSERVADOR DE ÓLEO........................................................................................................................ 9
6.2.1. Preparação para Montagem do Conservador....................................................................................10
6.2.2. Conservador com Bolsa de Borracha ...............................................................................................10
6.3. ACESSÓRIOS ..........................................................................................................................................11
6.4. BUCHAS...................................................................................................................................................11
6.4.1. Buchas DIN .....................................................................................................................................11
6.4.2. Buchas Condensivas (ABB) .............................................................................................................12
7. ACESSÓRIOS.............................................................................................................................................12
7.1. INDICADOR DE NÍVEL DO ÓLEO..............................................................................................................12
7.2. CONTROLADORES MICROPROCESSADOS DE TEMPERATURA............................................................13
7.2.1. PT100 .............................................................................................................................................14
7.3. RELÊ BUCHHOLZ.....................................................................................................................................15
7.4. SECADOR DE AR .....................................................................................................................................16
7.4.1. Sílica Gel.........................................................................................................................................17
7.5. DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESSÃO ...................................................................................................17
7.5.1. Detalhes Construtivos......................................................................................................................18
7.6. REGULADOR DE TENSÃO .......................................................................................................................19
7.7. INDICADOR DE FLUXO ............................................................................................................................19
7.7.1. Princípio de Funcionamento.............................................................................................................20
7.8. BOMBAS PARA CIRCULAÇÃO DE ÓLEO..................................................................................................20
7.8.1. Bombas Centrífugas ........................................................................................................................20
7.9. TROCADORES DE CALOR .......................................................................................................................21
7.9.1. Aerotermo (Resfriador óleo-ar).........................................................................................................21
7.9.2. Limites de potência em função dos trocadores e ventiladores em operação ......................................21
7.9.3. Operação ........................................................................................................................................22
8. COMUTADORES ........................................................................................................................................22
8.1. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO SOB CARGA – ACIONAMENTO A MOTOR ..............................................22
8.2. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO LINEAR SEM TENSÃO ............................................................................23
9. ÓLEO MINERAL ISOLANTE .......................................................................................................................24
9.1. TRANSFORMADOR PROVIDO DE GÁS SECO E CONSERVADOR RESISTENTE A VÁCUO.....................25
9.2. CONSIDERAÇÕES GERAIS .....................................................................................................................26
9.3. FILTRAGEM DO ÓLEO .............................................................................................................................27
9.4. DRENAGEM DO ÓLEO .............................................................................................................................28
10. SANGRIA..................................................................................................................................................28
11. VERIFICAÇÃO DO ESTADO DE CONSERVAÇÃO DO TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA ANTES DO
FUNCIONAMENTO .........................................................................................................................................28
11.1. ENSAIOS DE INSPEÇÃO NO TRANSFORMADOR ANTES DE INICIAR O FUNCIONAMENTO .................35
12. ENERGIZAÇÃO ........................................................................................................................................35
13. MANUTENÇÃO .........................................................................................................................................36
13.1. PROBLEMAS EMERGENCIAIS E SOLUÇÕES ........................................................................................36
ANEXO A. TERMO DE GARANTIA PRODUTOS SERIADOS E ENGENHEIRADOS........................................37
ANEXO B. PRESSURIZAÇÃO DO TRANSFORMADOR, QUANDO APLICÁVEL ............................................38
ANEXO C. SERVIÇO DE VÁCUO....................................................................................................................40
ANEXO D. COLETA DE AMOSTRAS DE LÍQUIDOS ISOLANTES PARA TRANSFORMADORES ..................41
ANEXO E. INSPEÇÕES PERIÓDICAS SEMESTRAIS E TRIENAIS.................................................................44
ANEXO F. RECOMENDAÇÕES ......................................................................................................................46
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WEG Equipamentos Elétricos S/A - T&D
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
ANEXO G. PLANILHA DE VERIFICAÇÃO DE PRESSÃO DO GÁS.................................................................47
ANEXO H. CHECK LIST PRÉ-ENERGIZAÇÃO PARA SUBESTAÇÕES MÓVEIS WEG ..................................48
ANEXO I. PRÉ-REQUISITOS PARA A OPERAÇÃO ADEQUADA DO EQUIPAMENTO E MANUTENÇÃO DA
SUA VIDA ÚTIL...............................................................................................................................................50
ASSISTENTES TÉCNICOS AUTORIZADOS WEG T&D ..................................................................................53
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1. INTRODUÇÃO
Este manual visa dar informações necessárias ao recebimento, instalação e manutenção do
transformador móvel, imerso em óleo isolante.
O atendimento a estas instruções proporcionará um bom desempenho do transformador, além de
prolongar a sua vida útil.
Os transformadores WEG são projetados e construídos rigorosamente segundo normas ABNT em suas
últimas edições, estando por isso, os dados deste manual sujeitos a modificações sem prévio aviso.
Recomendamos, àqueles que desejarem aprofundar-se no assunto, a leitura das seguintes normas:

NBR 7037 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo
isolante mineral: Procedimento.

NBR 5416 – Aplicação de cargas em transformadores de potência: Procedimento
É muito importante, ainda, ter em mãos as publicações sobre instalações de transformadores emitidas
pelas concessionárias de energia da região, visto que muitas delas têm caráter normativo. Para maiores
esclarecimentos, consulte nossa Seção de Assistência Técnica.
IMPORTANTE: Solicitamos, também, verificar as condições de garantia estabelecidas pela WEG
para seus transformadores conforme ANEXO A.
OBS.: Algumas das informações ou recomendações contidas neste manual podem não se aplicar
a determinados transformadores, pois são de caráter genérico. Portanto, desconsiderá-las sempre que
não aplicáveis.
2. INSTRUÇÕES GERAIS
Todos que trabalham em instalações elétricas, seja na montagem, operação ou manutenção, deverão
ser permanentemente informados e atualizados sobre as normas e prescrições de segurança que regem o
serviço, e aconselhados a segui-las. Cabe ao responsável certificar-se, antes do início do trabalho, de que tudo
foi devidamente observado e alertar seu pessoal para os perigos inerentes à tarefa proposta. Recomenda-se que
estes serviços sejam efetuados por pessoal qualificado.
Equipamentos para combate a incêndios e avisos sobre primeiros socorros não devem faltar no local de
trabalho, sempre em lugares bem visíveis e acessíveis.
3. RECEBIMENTO
3.1. CONDIÇÕES DO DESPACHO
Os transformadores, antes de expedidos, são testados na fábrica, garantindo assim, o seu perfeito
funcionamento. Os transformadores podem ser transportados total ou parcialmente montados, considerando-se a
aplicação de componentes especiais para a segurança dos equipamentos até a chegada ao destino, incluindo-se
a carga e a descarga. Para este caso, sendo uma subestação móvel, o transformador será transportado
totalmente montado.
3.2. TRANSPORTE
O transporte de transformadores móveis é realizado com a utilização do seguinte acessório:

Registradores de impacto em sentidos opostos, localizados no tanque.
3.2.1. Registrador de Impacto
Para transformadores móveis é utilizado o registrador de impacto tridimensional. O registrador é ligado
antes do carregamento pela WEG e deve permanecer ligado. Os registradores são protegidos por uma caixa
metálica, e que geralmente está trancada por meio de um cadeado.
Servem para indicar a ocorrência de choques e vibrações nos sentidos transversal, longitudinal e
vertical durante a sua permanência no transformador. A amplitude das vibrações e choques é registrada em
termos "g" (múltiplos da aceleração da gravidade), conforme TABELA 1. São analisados os limites do indicador
de impacto durante o manuseio do transformador e enviados a WEG T&D ou ao próprio cliente, caso esteja fora
dos limites, a Seção de Assistência Técnica tomará as devidas providências. Entretanto, se os limites de
aceleração recomendados forem extrapolados, não significa que houve danos no transformador. Caso ocorra
esta extrapolação, o Departamento Técnico deverá realizar uma análise mais criteriosa da ocorrência, definindo
a necessidade ou não de uma avaliação interna ou, eventualmente, a adoção de outra ação específica. É
necessário observar que, não somente o valor máximo é importante, mas também a quantidade de vezes que
este valor é atingido durante o transporte
TABELA 1 – VALORES ACEITÁVEIS PARA ACELERAÇÃO DURANTE O TRANSPORTE
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SENTIDO
Longitudinal
TRANSPORTE
Rodoviário ou marítimo
1,0g
Transversal
Ferroviário
4,0g
1,0g
1,0g
Vertical
3,0g
NOTA: g = aceleração da gravidade (9,81m/s²)
3,0g
Para o desligamento e retirada do registrador de impacto, deve-se adotar o seguinte procedimento:

Retirar a proteção contra intempéries;

Verificar se o lacre da caixa está intacto, caso contrário, comunicar imediatamente a WEG T&D;

Remover a tampa da caixa, em caso de chuva não deixar penetrar umidade no interior do registrador;

Desligar o registrador;

Marcar o ponto onde se findou o processo de transporte;

Ligar o registrador;

Fechar a tampa da caixa;

Remover a tampa da caixa;

Desligar o registrador;

Marcar o ponto onde se findou o processo de descarga;

Retirar a base do registrador de impacto da unidade;

Recolocar a tampa da caixa do registrador;

Fechar a caixa com o lacre que se encontra dentro da mesma e enviar o registrador de impacto
contendo o rolo de registros para o Departamento de Vendas da WEG T&D, de preferência, utilizando a mesma
transportadora para o retorno.
3.3. INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO
No recebimento deve ser feito uma inspeção preliminar no transformador visando identificar eventuais
danos provocados durante o transporte, na qual devem ser verificadas as suas condições externas
(deformações, vazamentos de óleo e estado da pintura) e avarias e/ou falta de acessórios e componentes.
Conferir o conteúdo de cada caixa, conforme check list contido dentro da caixa.
Se alguma parte estiver faltando ou estiver danificada, notificar a WEG T&D (Seção de Assistência
Técnica), informando o nome e a quantidade da parte em falta e fotografias ou esboços das partes danificadas.
3.4. MANUSEIO
Todos os serviços de manuseio do transformador devem ser executados e supervisionados por pessoal
especializado, obedecendo-se as normas de segurança e utilizando-se os pontos de apoio indicados nos
desenhos. A utilização de outros pontos provocará graves danos ao transformador.
3.5. TEMPO PERMISSÍVEL DE EXPOSIÇÃO DA PARTE ATIVA
Serviços como inspeção interna (realizada somente por pessoal autorizado), instalação de bucha,
conexão interna, entre outros, são executados no transformador com a tampa aberta, dessa forma o núcleo e as
bobinas absorvem umidade por estarem expostos a atmosfera. Por esta razão, o tempo de exposição do núcleo
e das bobinas deve ser limitado dentro do alcance mencionada no GRÁFICO 1.
O tanque do transformador não deve ser aberto quando estiver chovendo, ameaçando tempestade ou
quando a umidade relativa exceder a 80%.
Feche e sele a janela de inspeção e aberturas, imediatamente após a suspensão ou término do serviço
interno. Entretanto, não só o tempo de trabalho com a tampa aberta, como também o tempo no qual o
transformador permanece fechado e cheio de ar devem ser considerados como tempo de exposição, já que o
núcleo e as bobinas absorverão umidade durante este período. Se o tempo em que o transformador ficar
fechado com ar for menor que 4 horas, conte-o como tempo de exposição. De outra forma, considere apenas 4
horas como tempo de exposição, se o tempo em que o transformador ficar fechado com ar for maior que 4 horas.
No caso do transformador cuja tensão superior é menor ou igual a 362kV, ilustra-se no GRÁFICO 1, o
tempo permissível total de exposição.
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Gráfico 1
Te mpo Total d e Exposição
[horas]
50
48 horas
40
30
24 horas
20
10
50
80
100
Umidade Relativa Méd ia [%]
3.6. ANORMALIDADES
Qualquer tipo de anormalidade que venha ocorrer durante ou após o transporte deve ser imediatamente
comunicado à Seção de Assistência Técnica da WEG T&D.
Na oportunidade a transportadora deve:

Informar a localização precisa do transformador para eventual inspeção;

Informar sobre o tipo de dano causado ao equipamento;

Anormalidades: acidente ou queda de pressão do nitrogênio ou ar seco.
4. ARMAZENAGEM
Para curtos intervalos de tempo, sem que haja uso (máximo 6 meses) o transformador pode ser
armazenado sem óleo, desde que permaneça pressurizado com gás seco (entre 0,05 e 0,2bar). Neste caso,
deve ser realizado, preferencialmente, inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamentos em
tempo hábil e evitar penetração de umidade.
Os componentes e acessórios, quando recebidos e armazenados a parte, devem atender ao seguinte:

Os acessórios devem ser armazenados em locais adequados;

Os trocadores de calor devem ser armazenados próximo ao transformador, evitando-se seu contato
com o solo;

As buchas devem ser armazenadas, se possível, em locais cobertos e secos;

Transformadores com comutador sob carga devem seguir as mesmas orientações de armazenamento
do equipamento;

Transformadores providos de painéis de circuitos auxiliares, devem ser mantidos com os resistores de
aquecimento ligados, comandados por termostatos regulados para temperatura recomendada de 30°C.
Quando da solicitação de óleo sobressalente todos os tambores devem ser armazenados na posição
horizontal e com as suas tampas alinhadas. Os tambores de óleo devem ser armazenados em local coberto, se
forem armazenados ao ar livre, devem ser adequadamente protegidos. A manipulação dos tambores deve ser
executada com equipamento apropriado.
Não abra os recipientes de óleo, a não ser que seja necessário, tampouco abra recipientes de óleo sob
condições de mau tempo (chuva, umidade excessiva, etc.). Antes de abastecer o equipamento, certifique-se de
que os tubos e equipamentos utilizados sejam limpos com óleo. Também é estritamente proibido fumar para
evitar a possibilidade de qualquer incêndio.
5. OBSERVAÇÕES PARA A CORRETA UTILIZAÇÃO DO EQUIPAMENTO
5.1. ALTITUDE DE INSTALAÇÃO
O transformador é projetado conforme norma da ABNT e especificação técnica VR01.01-00.228,
portanto adequados para instalações até 1000m acima do nível do mar. Em altitudes superiores a 1000m, o
transformador terá sua capacidade reduzida ou necessitará de um sistema de refrigeração mais eficaz. Para
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funcionamento em altitudes superiores a esta, não devem ser excedidos os limites de temperatura especificados
na TABELA 2.
Tabela 2 – Limites De Elevação De Temperatura
(A)
Limites de elevação de temperatura [°C]
Dos enrolamentos
Método da variação da
resistência
Circulação
Do
Do
do óleo
Circulação
ponto
óleo
natural ou
forçada de
mais
óleo com
forçada
quente
sem fluxo
fluxo
de óleo
dirigido
dirigido
Tipos de
transformadores
Sem
conservador
ou sem gás
inerte acima
do óleo
Das partes metálicas
Em contato
com a isolação
sólida ou
adjacente a ela
Não em contato
com a isolação
sólida e não
adjacente a ela
Não devem
A temperatura
atingir
não deve atingir,
55
60
65
50
temperaturas
em nenhum
superiores à
caso, valores
máxima
que venham
especificada
Em óleo
danificar estas
para o ponto
Com
(C)
mais quente da partes, outras
conservador
55
60
65
55
partes ou
isolação
ou com gás
(D)
(D)
(D)
(D)
materiais
adjacente ou
inerte acima
65
70
80
65
adjacentes
em contato
do óleo
com esta
(A)
Os materiais isolantes, de acordo com experiência prática e ensaios, devem ser adequados para o limite de
elevação de temperatura em que o transformador é enquadrado.
(B)
Medida próxima à superfície do óleo.
(C)
Medida próxima à parte superior do tanque, quando tiver conservador, e próxima à superfície do óleo, no caso
de gás inerte.
(D)
Quando é utilizado isolação de papel, este deve ser termoestabilizado.
(B)
A redução da potência nominal para altitudes superiores a 1000m se dá de acordo com a equação:




H  1000 

Pr  Pn  1  k 
100 






sendo:
Pr = potência reduzida, em kVA
P n = potência nominal, em kVA
H = altitude, em m (arredondando, sempre, para a centena de metros seguinte)
k = fator de redução, de acordo com a TABELA 3
Tabela 3 – Redução Da Potência Nominal Para Altitudes Superiores A 1000m
Tipo de resfriamento (em líquido isolante)
Fator de redução k
Resfriamento natural (ONAN)
0,004
Ventilação forçada (ONAF)
0,005
Circulação forçada do líquido isolante e com ventilação
forçada (OFAF)
Circulação forçada do líquido isolante e com
resfriamento a água (OFWF)
0,005
0,000
5.2. ATERRAMENTO DO TANQUE
Em uso, o tanque deverá ser efetivamente aterrado através do seu conector de aterramento. Uma
malha de terra permanente de baixa resistência é essencial para uma proteção adequada. No tanque está
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previsto quatro conectores para aterramento em sentidos opostos. A malha de terra deverá ser ligada a esses
conectores por meio de um cabo de cobre nu com seção adequada.
Figura 1 – Aterramentos do Tanque
5.3. COMPONENTES DE PROTEÇÃO E MANOBRA
Os transformadores devem ser protegidos contra sobrecargas, curto-circuito e surtos de tensão.
Normalmente usam-se chaves fusíveis, disjuntores, seccionadores, pára-raios, entre outros. Todos esses
componentes deverão ser adequadamente dimensionados para serem coordenados com o transformador e
testados antes de fazer as conexões. Devem ser instalados o mais próximo possível do transformador. Os elos
utilizados nas chaves-fusíveis devem estar de acordo com a demanda e potência do transformador. O
aterramento do pára-raios deve ser feito com cabos independentes do aterramento do neutro do transformador.
6. MONTAGEM DO TRANSFORMADOR
O transformadores móveis são completamente montados dentro da própria WEG T&D, porém quando
da necessidade de desmontagem ou montagem de algum equipamento, é imprescindível a utilização de
profissionais qualificados para sua remontagem em campo, preferencialmente sob supervisão da WEG T&D.
Sugerimos observar a seqüência de montagem, quando necessário, abaixo relacionada, atentando,
adicionalmente, para o que consta na NBR 7037:

gaxetas;

conservador de óleo;

acessórios;

buchas.
ATENÇÃO!
Antes de colocar o equipamento em operação reapertar todos os parafusos e conexões da caixa de
comando e controle.
ATENÇÃO!
Antes de colocar o equipamento em operação reapertar todos os parafusos de buchas, tampas de
inspeção e conexões flangeadas que possuem contato com o óleo isolante.
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ATENÇÃO!
No caso do transformador possuir caixa de proteção de buchas não é admissível a aplicação de
esforço de maior intensidade sobre as mesmas, ou andar sobre elas para as operações de
montagem do transformador ou para a realização de outras atividades.
ATENÇÃO!
No caso do transformador possuir caixa de proteção de buchas, para determinado(s) ambiente(s)
obrigatoriamente devem ser aplicados meios adequados para garantir que estes invólucros
permaneçam isentos de umidade em seu interior.
6.1. APLICAÇÃO DE GAXETAS
Todas as gaxetas empregadas para as chapas de fechamento temporárias deverão ser substituídas por
novas, fornecidas separadamente.
Remova inteiramente toda mancha e os materiais aderidos na superfície dos flanges e ranhuras até que
se ponha a superfície limpa de tinta. Limpe com um pano, antes de usar as gaxetas novas. Deve-se tomar
cuidado para que não caiam partículas dentro do tanque durante as obras.
Para comprimir uniformemente a gaxeta, aperte os parafusos, avançando pouco a pouco, na ordem
numérica ilustrada na FIGURA 2, repetindo estes procedimentos algumas vezes.
Ao montar as buchas principalmente, este processo deve ser cumprido rigorosamente, a fim de proteger
a porcelana contra trincas ou quebra.
Utilize as chaves com medidor de torque, para apertar os parafusos. Indica-se na TABELA 4, o torque
requerido para cada parafuso.
Figura 2 – Aplicação de gaxetas
1
5
11
9
7
3
4
10
8
6
12
2
Tabela 4
Ø NOMINAL
SEÇÃO
mm²
M6
M8
M10
M12
M16
M20
M24
20,1
36,6
58,0
84,3
157,0
245,0
353,0
AÇO
5,6
kgf.m
0,6
1,5
3,0
5,0
12,5
24,5
42,0
LATÃO
8,8
N.m
5,9
14,7
29,5
49,3
123,2
241,6
414,1
kgf.m
0,9
2,3
4,6
8,0
20,0
39,0
67,0
N.m
8,8
22,7
45,3
78,9
197,2
384,5
660,6
kgf.m
0,2
0,4
0,8
1,5
3,8
7,3
12,0
N.m
1,97
3,9
7,9
14,8
37,5
71,9
118,3
6.2. CONSERVADOR DE ÓLEO
O conservador de óleo é um acessório destinado a compensar as variações de volume de óleo
decorrentes das variações de temperatura e da umidade.
O seu eixo está disposto na horizontal e instalado a uma altura suficiente que possa assegurar o nível
mínimo permissível para as partes isolantes, na condição de nível mínimo de óleo. Sua construção é em chapa
de aço e possui resistência mecânica para vácuo pleno. É fixado através de suporte em perfis de aço estrutural.
Possui tubos flangeados para as conexões das tubulações do secador de ar e do relê de gás, para as
conexões do indicador de nível de óleo, e válvulas para enchimento e drenagem de óleo.
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6.2.1. Preparação para Montagem do Conservador
Verificar se o conservador está seco e limpo internamente, caso necessário, lavá-lo com óleo limpo e
preferencialmente aquecido (máximo 50°C).
Caso exista sistema de preservação do óleo isolante no conservador (membrana/bolsa), verificar sua
integridade e correto funcionamento.
Instalar o conservador (erguendo-o pelos pontos apropriados) e os respectivos suportes eventualmente
existentes.
Figura 3 – Conservador De Óleo Com Bolsa De Borracha
Onde:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
Corpo
Tampa
Tubulação para relê
Bolsa de borracha (interno)
Suporte
Base
Válvula de enchimento do conservador principal
Tubulação do secador
INO – Indicador de nível de óleo
Conexão para bolsa
Abertura para inspeção do conservador do comutador
Abertura para inspeção do conservador principal
Válvula de drenagem do conservador principal
Válvula de drenagem do conservador do CDC com saída para relé de fluxo do comutador
Tubulação do secador de ar do conservador do CDC
INOC – Indicador de nível de óleo do comutador
Válvula de equalização entre conservador principal e conservador do CDC
Olhal de suspensão do conservador junto ao reforço
6.2.2. Conservador com Bolsa de Borracha
A bolsa de borracha utilizada nos conservadores de óleo dos transformadores é um acessório opcional.
Tem como objetivo evitar o contato do líquido isolante com a atmosfera, preservando-o da umidade e oxidação.
A ligação da bolsa com a atmosfera é feita através do secador de ar (com sílica gel) que mantém o ar seco em
seu interior, permitindo que a bolsa se encha e esvazie (comprima) com as variações de volume do líquido
isolante.
O ar existente entre a bolsa de borracha e suas adjacências, deverá ser eliminado no local da
instalação, durante o enchimento de óleo. O óleo devidamente preparado é introduzido no tanque até a bolsa de
borracha ficar vazia.
10
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o
Exceto quando houver determinação especial, a temperatura deverá estar entre 5 e 35 C, e a umidade
relativa do ar entre 45 e 85% durante os ensaios. Portanto, deverá ser evitadas correntes de ar para que não
haja variação de temperatura e umidade relativa, prejudicando assim os resultados.
2
Deverá resistir ao ensaio de estanqueidade com colocação de ar seco à pressão de 0,1kgf/cm . Não
deverá apresentar nenhum vazamento durante o ensaio.
Deve ser evitado o uso de objetos pontiagudos e cortantes para manuseio da bolsa de borracha, já que
os mesmos podem furar ou cortar a bolsa de borracha.
6.3. ACESSÓRIOS
Quando o relê de gás (Buchholz) é desmontado é necessário montar sua tubulação.
O indicador de nível de óleo (INO) e em alguns casos, o indicador de nível de óleo do conservador
(INOC), são fixados na tampa do conservador. Estes acessórios devem ser conectados à caixa de ligação do
transformador, através dos cabos de distribuição. Estes cabos já estão com os comprimentos apropriados e
providos cada um deles (em cada extremo) de anilhas de identificação e uma rosca que impede a penetração de
água. Após esta etapa, teste estes circuitos por meio de uma cigarra ou multímetro.
Para a instalação do secador de ar proceder conforme segue:
a) Retirar o tampão localizado na ponta da tubulação do secador de ar, que interliga o conservador de óleo
à lateral do transformador onde será instalado o secador de ar (não é necessário retirar o óleo do tanque);
b) Retirar a tampa superior do secador de ar e introduzir a sílica gel no seu interior;
c)
Recolocar a tampa do secador de ar;
d) Efetuar vedação na rosca do tubo apropriado;
e) Fixar o secador de ar no tubo apropriado, com o visor voltado para a posição de inspeção;
f)
Após fixá-lo, retirar a parte inferior de vidro do secador de ar e colocar o mesmo óleo do transformador
até a indicação em vermelho existente;
g) Recolocar cuidadosamente a parte de vidro no secador de ar;
h) Certificar-se da perfeita fixação do mesmo, de modo a evitar penetração de umidade no transformador.
6.4. BUCHAS
As buchas são dispositivos que permitem a passagem dos condutores dos enrolamentos ao meio
externo. São constituídas basicamente por:

Corpo isolante: de porcelana vitrificada;

Condutor passante: de cobre eletrolítico ou latão;

Terminal: de latão ou bronze;

Vedação: de borracha e papelão hidráulico.
As formas e dimensões das buchas utilizadas nos transformadores de potência variam com a tensão e a
corrente de operação. São utilizadas as buchas DIN e as buchas condensivas ABB.
6.4.1. Buchas DIN
Este item se refere ao manuseio e inspeção periódica de buchas de porcelana de nível de isolamento
15, 25 e 36,2kV, e correntes de 630 a 3150A. O aspecto da bucha e suas dimensões devem ser verificadas no
desenho fornecido.
Estas buchas normalmente são remetidas anexas ao equipamento principal.
Quando as buchas são remetidas separadas do equipamento principal, estas são embaladas em caixas
de madeiras, as quais devem ser armazenadas e colocadas em local protegido, de forma a evitar a penetração
de água ou outra impureza em seu interior.
Quando a bucha for colocada no equipamento principal devem ser seguidas rigorosamente as
instruções:

Quando desfizer a embalagem, verificar visualmente se não há danos na bucha;

A parte da bucha que ficar dentro do equipamento principal (sobretudo a porcelana) e a face da
porcelana que terá contato com a gaxeta na parte de fixação da bucha deverão ser bem limpas com pano seco;

As porcas de fixação da bucha deverão ser apertadas equilibradamente e em diagonal (item 6.1).
Quando o cabo de entrada for ligado ao terminal da bucha, devem ser seguidas as seguintes instruções:

Terminal do lado externo deve ser apertado à haste condutora certificando-se que não esteja frouxo;

Deve-se ter o máximo de atenção com a face do terminal que terá contato com outros materiais para
que a mesma não seja danificada;

Quando o cabo de entrada for colocado, tomar o máximo de cuidado para que seja aplicada força de
flexão desnecessária na extremidade da bucha.
As buchas que estiverem em funcionamento devem sofrer inspeções mensais:

Verificar se realmente não há sobreaquecimento em virtude do afrouxamento do terminal e das partes
em contato com o cabo de entrada. A verificação deve ser feita com o equipamento principal desenergizado. Se
houver afrouxamento as peças deverão ser reapertadas;
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
Verificar se realmente não há sujeira sobre a porcelana da bucha, se houver sujeira, esta deve ser
completamente retirada limpando a bucha, com o equipamento principal desernergizado;

Verificar se não há danos na porcelana;

Verificar se não há vazamentos de óleo.
6.4.2. Buchas Condensivas (ABB)
Sua isolação principal consiste em um núcleo de papel impregnado em óleo com camadas condensivas
para controle do campo elétrico, sendo enrolados diretamente sobre o tubo metálico central.
O espaço entre o núcleo isolante e a capa de porcelana é preenchida com óleo para transformador. A
câmara de expansão de óleo localizada na cabeça da bucha de AT é hermeticamente selada, um visor de vidro
também localizado na cabeça, permite controlar o nível de óleo no interior da bucha.
Todas as buchas condensivas estão adaptadas com uma tomada de medição para verificação das
perdas dielétricas e da capacitância, com o flange aterrado.
A bucha é acondicionada em caixas de madeira, como prevenção a possíveis danos físicos.
Tipos pequenos podem ser retirados manualmente, porém tipos maiores precisam de guindaste, cordas,
cabos e talha.
A FIGURA 4 indica os tipos de buchas condensivas e suas aplicações.
Figura 4
IMPORTANTE: As buchas condensivas utilizadas nos transformadores WEG são: GOB, GOE,
GOH, GSA e WTXF. O guia de instalação e manutenção do tipo aplicado a este transformador está
anexado a este manual.
7. ACESSÓRIOS
Outros componentes são necessários para o perfeito funcionamento do transformador.
IMPORTANTE: A localização destes acessórios está indicada no desenho dimensional.
7.1. INDICADOR DE NÍVEL DO ÓLEO
O óleo isolante do transformador se dilata ou se contrai conforme a variação da temperatura ambiente e
variação da carga alimentada pelo transformador, em função disso, haverá elevação ou abaixamento do nível do
óleo que será mostrado pelo indicador de nível do óleo (FIGURA 5).
Quando o alarme for acionado pelo micro-interruptor do indicador de nível, um dos seguintes problemas
deve estar ocorrendo: vazamento do óleo isolante do transformador ou alguma anormalidade com o próprio
indicador de nível.
O indicador de nível de óleo possui carcaça em alumínio fundido, sendo que a indicação de nível é feita
por ponteiro que é movimentado por meio de dois magnéticos (imãs) permanentes, que são acoplados a um
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flutuador (bóia). O movimento é efetuado pela bóia de acordo com o nível de óleo, que transmite indicações
precisas ao ponteiro, devido a grande sensibilidade dos magnéticos. O mostrador dos indicadores magnéticos de
nível possui três indicações, ou seja: MIN, 25°C e MAX.
Advertências:

Não se deve forçar o micro-interruptor pelo movimento constante da bóia enquanto o indicador
de nível estiver guardado ou durante o transporte;

Não se deve dobrar a haste nem os limitadores de curso da mesma;

Não se deve colocar peso sobre a bóia.
Figura 5 – Indicador de nível de óleo
7.2. CONTROLADORES MICROPROCESSADOS DE TEMPERATURA
Os controladores microprocessados de temperatura foram desenvolvidos para substituir, com vantagens
da tecnologia microprocessada, os termômetros de óleo e enrolamento tradicionais utilizados em
transformadores e reatores de potência.
Este equipamento recebe o valor da resistência de um sensor, geralmente PT100 (FIGURA 8), e o
transforma (através de um transdutor incorporado, FIGURA 6) em temperatura equivalente, a qual é vista no
monitor de temperatura (FIGURA 7), com painel frontal digital.
Desempenham diversas funções de controle e acionamento de contatos, sendo que através de teclado
frontal podemos configurar os parâmetros de sua atuação e ler os valores medidos e setados (manual do
fabricante).
Os modelos de monitores de temperatura utilizados estão descritos abaixo:
a) TM1, fabricado pela Tree Tech (FIGURA 7), controlador normalmente chamado de monitor de
temperatura; possui entrada para sensor de temperatura do óleo do transformador e para um transformador de
corrente (TC); normalmente este sensor é um PT100 (FIGURA 8) mas pode ser feito em Cu10 ou outro material
e o TC é utilizado para compensação da temperatura do enrolamento, ou seja, entre outras funções nos fornece
a temperatura do óleo e do enrolamento;
b) TM2, serve para indicar apenas a temperatura de dois enrolamentos e não possui entrada para sensor
da temperatura do óleo, portanto deve ser usado em conjunto com o TM1 quando necessário indicação de
temperatura dos demais enrolamentos;
c)
Trafo-guard (fabricação AKM), é um controlador microprocessado um pouco mais completo, porém,
bem mais caro; através de teclado digital frontal pode-se selecionar qual a grandeza que se quer verificar e setar
os valores de acionamento dos relês; este controlador, possui entrada para sensor de temperatura tipo PT100
colocado no topo do óleo e outro no fundo do transformador, de maneira a obter a temperatura média; possui
entrada para três TC’s, de maneira a indicar três temperaturas do enrolamento e entrada para um indicador de
nível de óleo; como saída, possui quatro relês para indicação da temperatura do óleo, quatro para a temperatura
de cada enrolamento e dois para indicação do nível do óleo, todos com temporizador de acionamento; possui
também saídas analógicas para indicação de quatro temperaturas e interface serial de comunicação RS 232 que
permite impressão dos dados ou conexão a um PC.
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Os controladores microprocessados são necessários quando o cliente solicita indicação digital de
temperatura no transformador, pois os termômetros usuais são analógicos.
Figura 6
Figura 7
Figura 8
7.2.1. PT100
O PT100 é construído com sensor de platina que permite a leitura da temperatura de – 25°C até 850°C.
Quando há variação de temperatura, sua resistência ôhmica muda (GRÁFICO 2), permitindo desta forma a
conversão desta resistência em temperatura através do transdutor de temperatura.
Deve-se observar periodicamente os contatos e condições físicas do bulbo e fiação do PT100.
Gráfico 2
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7.3. RELÊ BUCHHOLZ
O relê de gás (FIGURA 9) tem por finalidade proteger equipamentos imersos em líquido isolante,
através da supervisão do fluxo anormal do óleo ou ausência, e a formação anormal de gases pelo equipamento.
Normalmente são utilizados em transformadores que possuem tanque para expansão de líquido isolante. Este
tipo de relê detecta de forma precisa, por exemplo, os seguintes problemas: vazamento de líquido isolante, curtocircuito interno do equipamento ocasionando grande deslocamento de líquido isolante, formação de gases
internos devido a falhas intermitentes ou contínuas que estejam ocorrendo no interior do equipamento.
O relê de gás é normalmente instalado entre o tanque principal e o tanque de expansão do óleo dos
transformadores. A carcaça do relê é de ferro fundido, possuindo duas aberturas flangeadas e ainda dois visores,
nos quais está indicada uma escala graduada de volume de gás. Internamente encontram-se duas bóias, a bóia
superior é forçada a descer (isto acontece também caso haja vazamento de óleo). Se por sua vez uma produção
excessiva de gás provoca uma circulação de óleo no relê, é a bóia inferior que reage, antes mesmo que os
gases formados atinjam o relê. Em ambos os casos, as bóias ao sofrerem o deslocamento, acionam contatos.
O relê de gás possui um dispositivo para teste e travamento das bóias internas. Para verificar o
funcionamento dos contatos do relê, com o mesmo instalado no transformador, proceder da seguinte forma:
Alarme:

Conectar um ohmímetro nos terminais + C - D. Deverá indicar circuito aberto.

Retirar o tampão do dispositivo de teste e introduzi-lo ao contrário dentro do dispositivo baixando ao
máximo em todo o seu comprimento. O ohmímetro deverá indicar circuito fechado.
Desligamento:

Conectar um ohmímetro nos terminais + A - B. Deverá indicar circuito aberto.

Retirar o tampão do dispositivo de teste e introduzi-lo ao contrário dentro do dispositivo baixando ao
máximo em todo o seu comprimento. O ohmímetro deverá indicar circuito fechado.
Antes da energização do transformador, deve-se proceder as seguintes verificações (FIGURA 10):

Retirar a tampa do dispositivo de teste do relê.

Retirar o pino trava-bóias de dentro do dispositivo de teste. As bóias ficarão livres.

Recolocar a tampa do dispositivo de teste do relê.

Purgar o ar de dentro do relê através da válvula de ar (de 1/8”) localizada na tampa do relê.

Verificar possíveis vazamentos no relê, em decorrência da montagem no transformador e saná-los.

Verificar a correta montagem do relê, em relação ao fluxo de óleo, que deverá estar com a seta
direcionada ao tanque de expansão de óleo do transformador.
Caso o alarme soe sem que o transformador seja desligado, deve-se desligá-lo imediatamente, e em
seguida, fazer o teste no gás retirado do interior do relê. Neste caso a origem do defeito pode ser avaliada de
acordo com o resultado do teste do gás, ou seja:

Gás combustível (presença de acetileno): neste caso deve haver um defeito a ser reparado na parte
elétrica;

Gás incombustível (sem acetileno): neste caso temos o ar puro, o transformador poderá ser ligado
novamente, sem perigo, após a desaeração (sangria) do relê. O alarme soando repetidamente indica ar
penetrando no transformador, desligue e repare a falha;

Nenhuma formação de gás: nível de gás no relê está baixando e uma quantidade de ar está sendo
sugada através da válvula aberta. Neste caso, o nível do óleo está muito baixo, possivelmente devido a um
vazamento. Preencha com óleo até o nível de controle e faça o ensaio de estanqueidade.
O transformador é desligado sem alarme prévio. Neste caso o mesmo deve ter sido sobrecarregado
termicamente. Ligue novamente após um intervalo considerável para refrigeração. O defeito poderá ser
encontrado no contato de curto-circuito no sistema de relês de proteção.
O alarme soa, e o transformador é desligado imediatamente antes ou após o mesmo ter soado. Neste
caso uma das falhas citadas anteriormente deve ser a causa. Fazer o teste do gás e proceder conforme descrito
anteriormente.
ATENÇÃO:
Dispositivo de trava de bóias para transporte e teste dos contatos: Após instalação do relê retire o
inserto na parte interna que trava as bóias.
Funcionamento: Para teste dos contatos pressione a parte interna com o pino da tampa, os contatos
devem atuar automaticamente, se tudo estiver funcionando feche novamente o dispositivo para que não haja
vazamento. Desta forma o relê estará pronto para entrar em operação.
OBS.: O inserto só é utilizado para transporte.
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Figura 9 – Relé Buchholz
Figura 10 – Relé Buchholz
7.4. SECADOR DE AR
A fim de que sejam mantidos elevados índices dielétricos do líquido isolante dos transformadores, estes
são equipados com secadores de ar (FIGURA 11), os quais devido a capacidade de absorção de umidade,
secam o ar aspirado que flui ao transformador.
O secador de ar é composto de um recipiente metálico, no qual está contido o agente secador (sílica
gel), e uma câmara para óleo, colocada diante do recipiente (que contém o agente), isolando-o da atmosfera. O
secador de ar é colocado na extremidade do tubo de passagem. Durante o funcionamento normal do
transformador, o óleo aquece e dilata, expulsando o ar do conservador através do secador. Havendo diminuição
da carga do transformador ou da temperatura ambiente, também haverá abaixamento da temperatura do óleo,
acompanhada da respectiva redução de um volume. Forma-se, então, uma depressão de ar no conservador e
este ar passará primeiramente pelo copo de óleo, onde serão eliminadas as impurezas sólidas em seguida o ar
atravessa os cristais de sílica gel, que retiram a umidade do ar, e já totalmente limpo e sem umidade, o ar
penetra no conservador
A periodicidade para troca da sílica gel varia conforme o tamanho do equipamento, variação da carga e
a temperatura ambiente. Se a cor da sílica gel começa a tornar-se amarelo-claro é necessário que se faça a
troca ou a secagem da mesma. Quando for feita a troca, deve-se primeiro retirar a sílica gel úmida e em seu
lugar deve ser colocada sílica gel seca. Deve-se secar devidamente a sílica gel que foi retirada e guardá-la para
a próxima troca. Deve-se processar a secagem da sílica gel úmida até que ela atinja novamente a coloração
amarelo claro, quando poderá ser utilizada novamente. Esta sílica gel recondicionada deve ser guardada em
vasilhame hermeticamente fechado, para protegê-la de impurezas e umidade. O óleo do copo do secador deve
ser trocado sempre que se perceber a presença demasiada de impurezas (utilizar o mesmo óleo do
transformador). Deve-se ter atenção especial para a extremidade do tubo de respiro de ar para que fique sempre
imersa no óleo do copo do secador, o nível do óleo deve ser ajustado com a marca de cor vermelha.
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Figura 11 – Secador de ar
7.4.1. Sílica Gel
O agente secador, denominado sílica gel, é vítreo e duro, quimicamente quase neutro e altamente
higroscópio. É um silício (95% SiO2), impregnado com um indicador laranja (5%), tendo, quando em estado ativo,
a cor laranja.
Devido a absorção de água, torna-se amarelo claro, devendo, então, ser substituído. Tem a vida
prolongada através de processo de secagem, que pode ser aplicado repetidas vezes, podendo ser reutilizado.
A higroscopicidade da sílica gel pode ser restabelecida pelo aquecimento em estufa na temperatura de
º
80 a 100 C, evaporando, desta maneira, a água absorvida. A fim de acelerar o processo de secagem, convém
mexê-la constantemente, até a recuperação total de sua cor característica. Seu contato com óleo, ou com os
menores vestígios do mesmo, deve ser evitado a todo custo para que não perca sua cor laranja, tingindo-se de
marrom, tornando-se imprestável. Após a regeneração, a sílica gel deve ser imediatamente conservada num
recipiente seco, hermeticamente fechado.
Tabela 5 – CARACTERÍSTICAS SÍLICA GEL
Coloração laranja
Coloração amarelo
Coloração amarelo claro
Sílica gel seca.
Sílica gel com aproximadamente 20% da umidade absorvida.
Sílica gel com 100% de umidade absorvida (saturada).
7.5. DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESSÃO
Os dispositivos de alívio de pressão são instalados em transformadores imersos em líquido isolante com
a finalidade de protegê-los contra possível deformação ou ruptura do tanque em casos de defeito interno com
aparecimento de pressão elevada.
Tipo válvula (FIGURA 12), é uma válvula com mola, extremamente sensível e rápida (opera em menos
de dois milésimos de segundo) provida de um sistema de amplificação instantânea da força de atuação, também
chamada de VAP. Fecha-se automaticamente após a operação, impedindo, assim, a entrada de qualquer agente
externo no interior do transformador. Não necessita ser isolada do tanque quando este é submetido a vácuo.
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Figura 12 – VAP IMG
Tabela 6 – MODELOS IMG
TIPO
ALARME
CONTATO
VP 02
VP 02/1
VP 02/2
VP 02/1
VP 02/2
Circuito
Capacidade
Sem contato
Com 01 contato (alarme)
Com 02 contatos (alarme e desligamento)
O dispositivo é acionado quando a pressão interna do tanque
2
supera 0,7 ± 0,07kg/cm
Normalmente aberto
4A/220Vca e 0,6A/110Vcc
7A/127Vca e 0,78A/127Vcc
Figura 13 – VAP COMEM
7.5.1. Detalhes Construtivos
A flange de alumínio (FIGURA 14) (1) é presa ao tanque por parafusos e vedada pela gaxeta (2); o
disco de aço inoxidável (3) é pressionado pelas duas molas (6 e 7) e vedado pelas gaxetas (4 e 5). Quando a
pressão que atua sobre a área do disco (3) limitada pela gaxeta (4) chegar ao valor da pressão de operação
determinado pelas molas, o disco desloca-se ligeiramente para cima, passando então a pressão a aturar sobre
uma área maior definida pela gaxeta (5) e resultando assim uma força maior que ocasiona a total e instantânea
abertura da válvula. Após a pressão ter sido reduzida a valores normais, as molas fazem o disco (3) retornar à
posição normal fechada.
Um indicador mecânico (8) é movido para cima pelo disco (3) e o pino indicador (8), de cor viva, que
indica claramente que a válvula atuou, é mantido na posição de alarme por meio de um 0-ring (9), podendo ser
rearmado manualmente empurrando-o para baixo contra o disco.
Sob encomenda pode ser fornecida uma chave de alarme (10) a prova de intempéries, atuada pelo
disco (3) da válvula e rearmada manualmente por meio da alavanca (11).
Um pequeno orifício de sangria do espaço entre as gaxetas (4 e 5) evita operações anormais da válvula
por eventual vedação imperfeita entre gaxeta e disco ou por presença de partículas sobre as gaxetas.
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A válvula é normalmente fornecida para pressão de operação de 0,7kgf/cm² ± 10% e com gaxetas em
borracha nitrílica.
Figura 14 – VAP IMG
Figura 15 – VAP COMEM
Quando os contatos da VAP 02/1 e VAP 02/2 forem acionados, um dos seguintes problemas devem
estar ocorrendo:

Avaria interna: deve-se proceder uma análise do gás no óleo, medir a rigidez dielétrica do óleo e a
resistência de isolamento do transformador.

Avaria na chave selada: se o contato para alarme for acionado sem que haja o acionamento da VAP o
mais provável então é que a anormalidade seja da própria chave selada, por isso, deve ser feita uma inspeção
na mesma.
7.6. REGULADOR DE TENSÃO
O regulador de tensão tem como objetivo, controlar o valor da tensão, no secundário do transformador,
proporcionando o ajuste da mesma, caso haja uma queda ou aumento inesperado da tensão de alimentação do
primário. Ele trabalha em conjunto com o acionamento a motor, que tem a finalidade da comutação de tap’s, sob
carga.
Os fabricantes de reguladores de tensão utilizados nos transformadores WEG são: AVR da Tree Tech,
TAPCON da MR, e SEL 2414.
IMPORTANTE: O manual de instrução do fabricante do regulador de tensão utilizado neste
transformador está anexado a este manual.
7.7. INDICADOR DE FLUXO
O indicador de fluxo indica a vazão em circuitos de resfriamento de transformadores. Está presente em
transformadores com sistema de refrigeração ODAF, OFAF, ONAN/OFAN/ONAF/OFAF.
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7.7.1. Princípio de Funcionamento
Sistema com palheta fixa a um eixo transversal, fazendo girar uma haste e cujo movimento é regulado
por uma mola. O movimento do eixo ao ponteiro é transmitido por imãs permanentes, acoplados
magneticamente, através de uma parede que isola a parte inferior do tubo ao lado externo. O mecanismo externo
de indicação aloja também o(s) contato(s) elétrico(s).
Acionamento: Sinaliza a ausência de fluxo, sendo necessário uma vazão nominal, conforme tabela de
vazão nominal abaixo:
Ø da tubulação
Vazão nominal (a partir de) ±10%
2”
4m³/h
2½”
7,5m³/h
3”
11m³/h
4”
19m³/h
5”
28m³/h
6”
42m³/h
8”
70m³/h
Figura 16 – Indicador de fluxo
7.8. BOMBAS PARA CIRCULAÇÃO DE ÓLEO
As bombas estão presentes em transformadores com sistema de refrigeração ODAF, OFAF,
ONAN/OFAN/ONAF/OFAF.
7.8.1. Bombas Centrífugas
As bombas centrífugas desenvolvidas para recirculação de óleo de transformador, juntamente com
equipamento de resfriamento (trocador de calor). Operam em qualquer posição, devendo ser instaladas no lado
da entrada do trocador de calor, a fim de evitar a queda de pressão nos mesmos. Os diâmetros dos propulsores
e as diferentes velocidades dos motores, adaptam-se às mais diversas condições de operação, no que diz
respeito à vazão e altura manométrica.
Refrigeração e lubrificação pelo próprio óleo recalcado. As bombas são robustas, confiáveis e livres de
manutenção.
Figura 17 – Bomba para circulação de óleo
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7.9. TROCADORES DE CALOR
7.9.1. Aerotermo (Resfriador óleo-ar)
Em sistemas de refrigeração OFAF, o óleo é forçado a passar por um radiador através de uma bomba e
esse radiador é resfriado por ventiladores (aerotermo). Possui a vantagem de que torna o transformador menor
em termos de dimensão, largura e comprimento. Requerido para transformadores de grande porte, acima de
100MVA.
Figura 18 – Trocador de calor
7.9.2. Limites de potência em função dos trocadores e ventiladores em operação
Para os limites de potência em função dos números de trocadores e ventiladores em operação se
estabelece o abaixo especificado:
Esboço:
Trocadores de Calor
Ventiladores
Dados técnicos:
Legenda: T=trocador de calor;
Trocador individual
1T+2V
1T+1V
Operação no
transformador
1T com 2V + 1T com 2V
1T com 2V
1T com 1V
V=ventilador
Capacidade de
dissipação individual
170kW
100kW
Capacidade de
dissipação total
170kW+170kW=340kW
170kW+100kW=270kW
100kW+100kW=200kW
170kW=170kW
100kW
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Potência máxima do
transformador
25.0MVA
23.2MVA
20.0MVA
18.4MVA
14.1MVA
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7.9.3. Operação
Certifique-se de que o sistema esteja inteiramente limpo, antes do início da operação do equipamento.
As conexões de respiro deverão ser abertas. Após esta etapa operar o equipamento gradualmente. Quando a
desareação estiver completa, feche todos os respiros.
Após o equipamento alcançar as temperaturas de operação, apertar todas as fixações para impedir
falhas nas vedações. O procedimento de aperto deverá estar conforme esquema abaixo:
Figura 19 – Tubos
Sob nenhuma condição o trocador deverá ser operado sob condições fora do especificado na placa de
identificação ou projeto.
ATENÇÃO: Para uma troca térmica eficiente é necessário que não haja impurezas nos fluidos, a fim de
se evitar incrustações nas superfícies dos tubos.
8. COMUTADORES
8.1. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO SOB CARGA – ACIONAMENTO A MOTOR
O comutador derivação sob carga serve para posicionar o comutador, sob carga, no tap necessário.
O que realiza a manobra de comutação é um sistema de motor, redutor, contator, e sistema de
comando elétrico (contatores, chaves, etc.). O comando (manual ou automático) é enviado aos contatores que
realizam o processo de acionamento do motor. O motor por sua vez, em conjunto com o redutor, realiza o giro
necessário para a comutação do tap.
O comutador sob carga utilizado para este transformador é da MR do Brasil.
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Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
Figura 20 – Comutador Sob Carga MR
IMPORTANTE: O manual técnico do comutador sob carga utilizado neste transformador está
anexo a este manual.
8.2. COMUTADOR DE DERIVAÇÃO LINEAR SEM TENSÃO
Os comutadores lineares sem tensão permitem trocar a relação de tensão de um transformador
desenergizado por adição ou remoção de espiras sem precisar abrir o transformador. Este tipo de comutador é
constituído por duas réguas, uma contendo as escovas (placas de cobre) e outra, a engrenagem para fazer a
troca de posição e os pinos fixos de latão para a conexão dos cabos e com a escova. Cada manobra
corresponde uma posição, no entanto é recomendável que a cada mudança de tap, as escovas sejam levadas
até o fim para a limpeza de seus contatos.
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
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Figura 211 – Comutador Linear CAPT
IMPORTANTE: O manual técnico do comutador de derivação linear sem tensão utilizado neste
transformador está anexo a este manual.
9. ÓLEO MINERAL ISOLANTE
O óleo mineral é utilizado com o objetivo de suprir duas funções importantes nos transformadores de
potência: a refrigeração e a isolação elétrica interna do mesmo.
A refrigeração é facilitada através dos trocadores de calor no qual o óleo quando aquecido troca calor
com o meio ambiente e realiza um ciclo, onde o óleo quente sobe (topo do óleo) e escorre pelos tubos sendo
resfriado com um maior contato do ar soprado pelos ventiladores, chegando ao fundo do tanque do
transformador e assim recomeça este processo novamente.
A isolação da parte ativa do transformador é de suma importância, visto que, no seu interior as mesmas
estão muito próximas e sujeitas a arcos elétricos, podendo assim comprometer o seu perfeito funcionamento.
Existem dois tipos de óleo mineral isolante: o Naftênico (Tipo A) e o Parafínico (Tipo B).
a) Naftênico: trata-se de óleo isolante, de base naftênica, importado “in-natura”, que é submetido a
cuidadoso processo de secagem para enquadrá-lo na Resolução CNP 06/85 e Regulamento Técnico CNP 18/85.
Esse produto é fornecido em tambores revestidos de resina epóxi e a granel. Apresenta um desempenho que o
situa dentro dos mais elevados padrões internacionais para esse tipo de produto, podendo por isso ser
recomendado sem restrições para transformadores de elevada tensão e disjuntores que empregam óleo mineral
isolante, este óleo é aprovado por grandes fabricantes de transformadores.
b) Parafínico: este óleo é fornecido “in-natura” tanto a granel como em tambores. Trata-se de base
parafínico que, mediante secagem e tratamento físico-químico adequado (contato com argila), podendo ser
usado em transformadores. Por ser um produto que requer prévio tratamento para ser usado como óleo isolante,
o seu desempenho não é garantido pela distribuidora. A Resolução de CNP09/88 e Regulamento Técnico CNP
06/79 refere-se à aplicação do óleo isolante parafínico em transformadores de tensão até 145kV.
Tabela 7 – Características Do Óleo Mineral Isolante Tipo A (Para Tensão Máxima Do Equipamento Superior A
145kv)
Método de
Valores Garantidos
Características (A)
Unidade
Ensaio
Mínimo
Máximo
o
Densidade, 20/4 C
(B)
NBR 7148
0,861
0,900
a 20oC
25,0
2
o
Viscosidade cinemática
(C)
NBR 10441
mm /s
a 40 C
11,0
o
a 100 C
3,0
o
Ponto de fulgor
(B)
NBR 11341
C
140
o
Ponto de fluidez
(B)
NBR 11349
C
-39
Índice de neutralização
(B)
ASTM D 974
mgKOH/g
0,03
o
Tensão interfacial a 25 C
(B) (G)
NBR 6234
mN/m
40
-
24
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Cor ASTM
Teor de água
(B) (D)
Cloretos e sulfatos
Enxofre corrosivo
Ponto de anilina
(B)
Índice de refração a 20oC
Rigidez dielétrica
(B) (D)
Fator de perdas dielétricas (D)(E)(G)
ou
Fator de dissipação
ASTM D 1500
NBR 5755
NBR 5779
NBR 10505
NBR 11343
NBR 5778
NBR 6869
o
a 100 C
o
a 90 C
mg/kg
o
C
kV
Ausentes
Ausente
63
1,485
30
ASTM D 924
84
1,500
0,50
%
IEC 247
1,0
35
-
0,40
Teor de inibidor de oxidação DBPC/DBP
ASTM D 2668
% massa
0,08
Porcentagem de carbonos
ASTM D 2140
%
Anotar
Estabilidade à oxidação:
(F)
mgKOH/g
0,4
. índice de neutralização
IEC 74
%massa
0,10
. borra
%
20
o
. fator de dissipação, a 90 C(IEC247)
(A) Antes de se iniciar a inspeção, o fornecedor deve apresentar ao inspetor certificado com os valores de todas
as características do produto oferecido contidas nesta Tabela.
(B) Estes ensaios devem ser efetuados pelo fornecedor, na presença do inspetor, em amostra retirada dos
tambores ou tanques bem como os demais ensaios, se julgado necessário.
(C) O ensaio de viscosidade cinemática deve ser realizado em duas temperaturas entre as citadas.
(D) Os ensaios de teor de água e rigidez dielétrica não se aplicam a produtos transportados em navios ou
caminhões-tanques, ou estocados em tanques, em que possa ocorrer absorção de umidade. Neste caso, deve
ser processado tratamento físico adequado para que se restabeleçam os valores especificados no presente
regulamento técnico.
(E) Esta especificação requer que o óleo isolante atenda ao limite de fator de potência a 100°C pelo método
ASTM D 924, ou ao fator de dissipação a 90°C pelo método IEC 247. Esta especificação não exige que o óleo
isolante atenda aos limites medidos por ambos os métodos.
(F) O ensaio do fator de dissipação a 90°C, do óleo oxidado pelo método IEC 74, é realizado conforme método
IEC 247 e após a preparação desse óleo feita de acordo com o item 10.4.1 do método de ensaio IEC 10A
(Central Office) 56.
(G) Estes itens não são válidos para refinarias que, entretanto, devem entregar o produto em condições tais que,
mediante tratamento convencional de absorção com argila, por parte das distribuidoras, seja enquadrado nos
valores especificados.
Nota: Os dados desta Tabela estão de acordo com a Resolução CNP 06/85 e com o Regulamento Técnico
correspondente, CNP 18/85.
9.1. TRANSFORMADOR PROVIDO DE GÁS SECO E CONSERVADOR RESISTENTE A VÁCUO
a) Após o processo de vácuo (conforme ANEXO C), proceder ao enchimento do transformador com óleo
sob vácuo (sistema termovácuo) por uma das válvulas do tanque (superior ou inferior);
b) Efetuar o enchimento até o nível adequado no conservador compatível com a temperatura do óleo
(detectável pelo indicador de nível);
c)
Desligar a bomba de vácuo;
d) Quebrar o vácuo entre o nível de óleo no conservador e o topo do conservador, com gás seco;
e) Desconectar a mangueira de vácuo;
f)
Fechar o flange;
g) Instalar secador de ar;
h) Verificar o correto funcionamento do sistema de preservação de óleo (bolsa ou membrana de borracha),
caso aplicável.
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Figura 222 – Transformador Provido De Gás Seco E Conservador Resistente A Vácuo
9.2. CONSIDERAÇÕES GERAIS
No caso de drenagem do tanque é necessário efetuar novo processo de vácuo conforme ANEXO C.
Após colocação de óleo isolante, retirar amostra e efetuar ensaio de rigidez dielétrica e se possível teor de água
e fator de potência. Caso os resultados não sejam satisfatórios, circular óleo conforme descrito a seguir (FIGURA
22):

Retirar garrafa de nitrogênio da tubulação de ar e instalar secador de ar;

Conectar mangueiras da termovácuo;

Recalque: válvula 3;

Sucção: válvula 4;

Abrir as válvulas 2, 3 e 4; fechar as válvulas 1, 5 e 8;

Fazer o óleo circular pelo menos três vezes o seu volume a temperatura de 55º  5º na saída da
máquina.
Após circulação, executar ensaios no óleo e verificar resultados, caso sejam insatisfatórios continuar até
estes atingirem valores conforme TABELA 8 e 9.
Realizar estanqueidade (vide FIGURA 22):

Fechar as válvulas 1, 3, 4 e 5 (8 aberta);

Abrir as válvulas 2 e 6;

Retirar vacuômetro de mercúrio da válvula 06 e instalar o manuvacuômetro;
2

Aplicar pressão de 0,5kgf/cm , com ar seco ou nitrogênio pela válvula 7;

Anote a temperatura do termômetro de óleo da unidade de pressão colocada;

Após 24 horas, anote a temperatura do óleo e pressão novamente;

De posse dos dados acima, analise se houve vazamento;

Caso a análise acuse queda de pressão, verificar vazamentos:
De óleo: ao longo de todos os cordões de solda da unidade, gaxetas, trocadores e conservadores
abaixo do nível de óleo;
De ar: ao longo das tabulações de gás dos secadores de ar, e outras partes acima do nível de óleo.
Depois de corrigido o defeito, continuar o ensaio reaplicando pressão de 0,5kg/cm 2 durante 24 horas com
anotações de temperatura;
26
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
Para retirar pressão da unidade, desconecte a garrafa de nitrogênio ou ar seco e abra a válvula 7 até
que a pressão fique a mesma da atmosférica.
Feita a estanqueidade, realizar a desaeração, que tem como objetivo retirar bolhas de ar do corpo da
unidade. Pontos de desaeração:

Trocadores de calor;

Relê de gás;

Buchas de AT condensivas;

Janelas de inspeção (tampa principal).
Como desaerar:

Desapertar os pontos de desaeração, reapertando os mesmos quando sair somente óleo;

Término da desaeração;

Instalar secadores de ar nas tubulações próprias e desconectar equipamentos auxiliares das válvulas 1,
3 e 4.
As válvulas 2 deverão permanecer abertas, e as válvulas 1, 3, 4, 5 e 8 deverão ficar fechadas e
tampadas. Regular nível de óleo:
Para ajustar o nível de óleo, observar o GRÁFICO 3. Para verificação da temperatura do óleo, utilizar
termômetro de óleo do transformador. Para drenagem do óleo observar atentamente o nível de óleo até que este
fique regulado conforme GRÁFICO 3. Drenagem do tanque, abrir válvula 4.
Figura 23 - Esquema De Vácuo E Enchimento De Óleo
Gráfico 3
9.3. FILTRAGEM DO ÓLEO
A filtragem do óleo deverá ser executada enquanto o transformador não estiver em funcionamento,
sendo ao ar livre, em dia seco previamente escolhido. Na retirada do óleo do transformador, através do
Manual 10001590780
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termovácuo para reenchê-lo posteriormente, é aconselhável montar o secador de ar para evitar entrada de
umidade e pressão, devido à pressão no tanque do transformador.
A conexão do termovácuo com o transformador é feita nas válvulas mostradas na FIGURA 23. O óleo
no conservador é particularmente poluído e contém mais água. Deste modo, seria filtrado separadamente do
óleo no tanque principal. O óleo no conservador é retirado na válvula B, com a válvula C fechada, e depois da
filtragem, e recolocado através da válvula A.
Após concluído o tratamento de óleo no conservador, para efetuar o tratamento do óleo no tanque
principal, é retirado na válvula E para filtragem é recolocado através da válvula D com a válvula C mantida
aberta.
No conservador, às vezes, acontece que sedimentos ou água juntam-se no fundo, onde a válvula B é
fixada. Por esta razão abra a válvula B e retire uma pequena quantidade de óleo, o suficiente para limpar o fundo
ante de iniciar a filtragem do óleo.
NOTA: O conservador, tipo de construção selado, selado com membrana e selado com gás óleo, auxilia
a conservar as características do óleo, praticamente impede a entrada de água no tanque principal.
Consequentemente, a filtragem do óleo durante a vida do equipamento, tendo estes tipos de construção
de preservação do óleo, não é provável ser necessário sob condições de operação normal.
Figura 234 – Filtragem do óleo
9.4. DRENAGEM DO ÓLEO
Drenagem do óleo do conservador unicamente:

Feche a válvula C, mostrada na FIGURA 23, abra a válvula A e retire o óleo através da válvula B.
Drenagem do óleo do tanque do transformador e o conservador:

Abra a válvula A, enquanto mantenha a válvula C aberta, e retire o óleo através da válvula E. Quando o
óleo é para ser drenado somente do tanque principal, feche a válvula C, abra a válvula de ventilação do relê
buchholz e retire o óleo através da válvula E.
10. SANGRIA
Após a montagem completa, deverá ser feito a sangria nos seguintes acessórios:

Buchas AT: os três canecos estão conectados no tubo de entrada do relê de buchholz. Portanto, efetuar
a sangria no relê de Buchholz, automaticamente evitando acúmulo de gás nos canecos de alta tensão.

Buchas BT e neutro: para ausência de bolhas de ar, deve-se afrouxar a porca do terminal em uma volta.
(Obs.: Os isoladores suportam 100kgf de flexão)

Radiadores e tampa de inspeção: para radiadores e a tampa de inspeção possuírem ausência de
bolhas de ar deve-se afrouxar o bujão até que saia somente óleo.
11. VERIFICAÇÃO DO ESTADO DE CONSERVAÇÃO DO TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA
ANTES DO FUNCIONAMENTO
Recomenda-se que se faça a verificação do estado de conservação do transformador, desde o seu
recebimento até o início do funcionamento, para se evitar danos e acidentes.
28
Manual 10001590780
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Os itens a serem verificados dependem da atmosfera e do meio ambiente do local da instalação.
Explicamos a seguir os itens a serem verificados em transformadores com líquido isolante. Cada tipo de
transformador requer um planejamento para verificação do estado de conservação, tomando como base este
manual de instrução.
Verificar as pontos de inspeção semanal nas tabelas a seguir e fazer os ensaios (item 11.1) antes de
iniciar o funcionamento do transformador. Somente após certificar-se de que não existem anormalidades, iniciar
o funcionamento.
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Rev 01 – 07/2012
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Tabela 8 – Inspeção Semanal
PONTO DE
INSPEÇÃO
ITEM DE INSPEÇÃO
DESCRIÇÃO / PROCEDIMENTO
Dispositivo de
resfriamento.
Vazamento de
óleo
Acúmulo de
pó.
Verificar se há vazamento nas válvulas, bomba de
óleo e radiadores.
01 – Quando o óleo estiver escapando por uma gaxeta,
reaperte-a. Caso ainda persistir o vazamento, comunicar
com a WEG T&D .
02 – Quando o óleo estiver escapando em pontos de
solda, comunicar com a WEG T&D.
No caso de alguma avaria, favor comunicar com a WEG
T&D. Verificar principalmente as peças sobressalentes.
Retirar a oxidação e efetuar os retoques de pintura
necessários.
Se houver vazamento de óleo, favor comunicar com a
WEG T&D.
Muito pó depositado no radiador.
Retirar o pó depositado.
Sistema de
preservação
do óleo.
Secador de ar
a sílica gel.
Verificar se os cristais de sílica gel estão úmidos
usando um indicador.
Quando o indicador adquirir uma cor rosa retire os cristais
de sílica gel, secando-os.
Temperatura do óleo
Nível do óleo
Vazamento do óleo
Verificar a temperatura e o nível do óleo inspeção
visual.
Avarias
Verificar se há marcas de pancadas.
Oxidação (ferrugem)
Verificar se há oxidação
Corpo do trafo
Acessórios
CRITÉRIO DE AVALIAÇÃO
01 – Verificar a existência de trincas, quebra e
Se houver vazamento, anormalidade do nível de óleo,
sujeira na porcelana.
Buchas
parte quebrada, trinca ou outros defeitos, comunicar com a
02 – Verificar o nível de óleo e se há vazamento
WEG T&D.
de óleo.
Comutador sob carga.
De acordo com o respectivo manual de instrução.
NOTA: Inspeção temporária: Caso haja um período muito grande entre a instalação e o início de funcionamento do transformador, além da inspeção semanal, deve-se
realizar a inspeção temporária conforme itens da páginas seguintes.
30
WEG Equipam entos Elétricos S/A - T&D
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Tabela 9 – Inspeção Temporária
PONTO DE
INSPEÇÃO
ITEM DE INSPEÇÃO
PERÍODO
01 – Verificar se há ou não gás
dentro do relê Buchholz.
02 – Verificar se na unidade do
transformador e seus acessórios
existem:
Corpo do trafo
Enrolamento
Óleo isolante
Inspeção detalhada da
parte externa.
2 - 3 anos
Medição da resistência
de isolamento (incluindo
buchas).
2 - 3 anos
Rigidez Dielétrica
2 - 3 anos
Índice de Neutralização.
Teor de Água.
Fator de potência
Ponto de fulgor
Densidade
Acidez
2 - 3 anos
1 ano
a) Vazamento do óleo.
b) Oxidação, deterioração do
revestimento, pintura descascando.
03 – Verificar se os comp.,
dispositivos e outras partes tais
como: fios de terra, terminais, tubos,
etc., estão frouxos.
Use um medidor de isolamento
2,5kV.
Meça a resistência através dos
enrolamentos. e a terra.
De acordo com o procedimentos e
os dispositivos previstos na norma
NBR 6869.
Fazer ensaio conforme NBR 14248
Fazer ensaio conforme NBR 10710.
Fazer ensaio conforme MB 101
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Se for encontrado gás no interior do relê buchholz, comunicar a WEG
T&D , ou realizar sangria e verificar em 6 (seis) meses.
Verificar existência de umidade no líquido isolante. apertar parafusos,
verificar gaxetas. se for constatado vazamento em soldas, avisar a
WEG T&D .
Verificar a extensão do problema. Aplicar o procedimento constate no
processo de pintura para retoques de pintura de transformadores.
Reapertá-los. Fazer nova verificação em 6 (seis) meses ou antes de
energizar.
De acordo com o ensaio de referência antes da energização.
30kV/2,5 mm ou mais - aceitável. Se inferior, retire as impurezas
filtrando o óleo.
Menor que 0,03mgKOH/g – aceitável. Acima de 0,2mg KOH/g..
Máximo 25ppm
Máximo 0,9%
Mínimo 140°C
> 0,861g/cm³ para o óleo naftênico e < 0,86g/cm³ para o óleo parafínico
Máximo 0,03mgkoh/g
continua
31
continuação
PONTO DE
INSPEÇÃO
ITEM DE INSPEÇÃO
Acessórios
1 ano
Verificar se os parafusos e as porcas se
afrouxaram.
Reaperte-os se for necessário.
NOTA: Ao retirar parte da tubulação com
vazamento, remova a gaxeta, e troque-a.
Tipo bolsa
neopreme.
1 ano
Verificar se existem defeitos no secador de ar ou no
indicador de nível de óleo, verificar a relação entre
o nível indicado de óleo e a temperatura.
Se houver anormalidade comunicar com a WEG
T&D.
Tipo
selado
com
nitrogênio.
2 - 3 anos
Meça a pureza do nitrogênio.
Mais de 97% - aceitável.
Ao tocar os
cristais de
sílica gel
01 – Verificação da construção.
02 – Entupimento causado por poeira
No caso de sujeira ou entupimento retirá-la para
limpeza. Fazer a montagem com atenção.
1 ano
03 – Verificar a ação de respiração.
04 – Nível de óleo na cuba de purificação.
O nível de óleo deve chegar até a linha vermelha.
A extremidade inferior do cilindro de respiração
deve estar submersa em óleo.
6 meses
01 – Verificar se há vibração anormal durante 1
hora de funcionamento dos ventiladores.
02 – Verificar a resistência de isolamento.
No caso de anormalidade, comunicar a WEG
T&D.
Resistência de isolamento: mais de 2M.
Gaxeta
Sistema de
preservação
do óleo.
PERÍODO
Secador de ar
Ventilador
para radiador
(se existir).
Resfriador
Trocador de
calor entre
óleo e ar. (se
existir).
32
6 meses
1 ano
Idem ao item ventilador para radiador 01 e 02.
Verificar os tubos dos trocadores analisando se não
há poluição em sua superfície.
3 anos
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Limpe o fundo dos tubos dos trocadores usando
água quente.
Idem anterior, dando nova demão de tinta
continua
continuação
PONTO DE
INSPEÇÃO
ITEM DE INSPEÇÃO
Circuito de Controle
PERÍODO
2 - 3 anos
Acessórios
Bucha
Geral
Válvula de alívio de
pressão.
01 – Testes de funcionamento de relês: pressão, fluxo de óleo, nível
de óleo, dispositivo de alívio da pressão, termômetro de óleo, fonte
de alimentação dos trocadores, etc.
02 – Testes de partida. Parada dos ventiladores dos trocadores e
da bomba. Verificação da seqüência de controle. Verificação do
funcionamento do contator do solenóide dos disjuntores.
03 – Medição da resistência de isolamento dos cabos.
04 – Visualmente inspecione detalhadamente os cabos.
2 - 3 anos
01 – Trincas e quebra na porcelana.
02 – Sujeira
03 – Vazamento de óleo.
04 – Formação de êxido.
05 – Resistência de isolamento (quando separada do enrolamento).
1 ano
01 – Verificar a aparência externa.
02 – Vazamento do óleo.
03 – Alongamento do pino de segurança (atuação)
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01 – Caso haja anormalidade tais como:
quebra, trincas ou vazamentos, comunicar
com a WEG T&D
02 – Quando a sujeira for excessiva, limpe
com um pano que contenha amônia, ou
tetracloreto de carbono e neutralize com um
neutralizador. Depois disto, lave em água
doce e segue-a com um pano seco.
Rearme manual do pino indicador. Caso
haja anormalidade, comunicar com a WEG
T&D
continua
33
continuação
PONTO DE
INSPEÇÃO
ITEM DE INSPEÇÃO
Relê de proteção mecânica
PERÍODO
2 - 3 anos
1 ano
Cabo de resistência térmica
3 anos
1 ano
Termômetro de óleo
3 anos
1 ano
Acessórios
Indicador de nível de óleo
Termômetro de mercúrio ou álcool
3 anos
1 ano
1 ano
Equipamento para a temperatura do
enrolamento
Manômetro (para tipo de tanque selado
com nitrogênio)
Interior da
unidade
principal
34
3 anos ou
quando se
notar erro na
indicação do
termômetro.
1 ano
3 anos
Testes de funcionamento do relê Buchholz.
01 – Inspeção visual da parte externa.
02 – Verificar as conexões dos cabos.
03 – Verificar as características abaixo:

Temperatura indicada.

Valor da resistência.

Resistência de isolamento.
01 – Verificar a aparência externa
03 – Verificar o funcionamento e resistência de
isolamento.
02 – Verificar:

Funcionamento e a resistência de
isolamento.

Funcionamento do microswatch.

Verificar o funcionamento da bóia e do
ponteiro.
02 – Teste de tolerância: compare com
termômetro normal.
02 – Verificar o funcionamento e a resistência de
isolamento.

Indicador do termômetro

Transformador de corrente.

Corte de fio do aquecedor ou resistor.

Resistência de isolamento.
02 – Verificar o erro de indicação.
Não há necessidade de se fazer inspeção na
parte interna quando os dados dos ensaios do
óleo não apresentarem anormalidade.
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ATENÇÃO: De acordo com o respectivo
livro de instruções.
Comparar a temperatura do óleo
(termômetro com escala).
Resistência de isolamento: mais 2M.
Se notar um erro excessivo troque o
termômetro.
Comparar com termômetro de óleo. Se
acontecer alguma anormalidade na parte
interna do trafo, verificar também o TC.
Resistência de isolamento: mais 2M
Ao inspecionar a parte externa, observar se
existem anormalidade, caso exista,
comunicar com a WEG T&D.
11.1. ENSAIOS DE INSPEÇÃO NO TRANSFORMADOR ANTES DE INICIAR O FUNCIONAMENTO
Para se iniciar o funcionamento do transformador, deverão ser feitos os ensaios e as inspeções
relacionadas abaixo:
a) Análise do líquido isolante (físico-químico):

Rigidez dielétrica;

Teor de água;

Fator de potência;

Tensão interfacial;

Ponto de fulgor;

Densidade;

Acidez.
b) Análise cromatográfica;
c)
Medição do fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância das buchas, se
providas de derivações capacitivas;
d) Medição da relação de transformação em todos as fases e posições do comutador de derivações sem
tensão. Para o comutador de derivação em carga, deve haver medição, pelo menos das posições extremas e
centrais de todas as fases;
e) Medição da resistência de isolamento do transformador e da fiação de painéis e acionamento(s)
motorizado(s);
f)
Medição da relação de transformação, saturação e polaridade dos TC´s. Curto-circuitar e aterrar todos
os secundários dos TC´s que não tiverem previsão de uso;
g) Medição da resistência elétrica em todos os enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador
de derivações em carga ou vazio;
h) Simulação da atuação de todos os dispositivos de supervisão, proteção e sinalização, verificação do
ajuste e/ou calibração dos termômetros e imagens térmicas;
i)
Verificar as tensões e isolação dos circuitos auxiliares antes de sua energização;
j)
Após energização dos painéis e acionamentos motorizados, verificar sentido de rotação dos motores
dos ventiladores e das bombas de circulação de óleo, sentido de rotação do motor de acionamentos
motorizados, chaves fim-de-curso elétricas, indicadores remotos de posição, comando a distância do comutador
de derivações em carga, iluminação e aquecimentos das caixas.
12. ENERGIZAÇÃO
a) Antes de sua energização, é recomendada uma nova desaeração das buchas, relê de gás, cabeçote do
comutador de derivações em carga, radiadores, entre outros;
b) Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador;
c)
É importante observar que o transformador deve ser energizado após decorridos, pelo menos, 24 horas
da conclusão de enchimento com óleo;
d) Ajustar e travar a posição do comutador manual conforme recomendado pela operação do sistema;
e) Todo o período de montagem, ensaios e energização, deve ser acompanhado por um supervisor do
fabricante;
f)
Transformador deve ser energizado inicialmente em vazio. Se o transformador for provido de comutador
em carga deve ser acionado em todos as derivações;
g) Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do óleo isolante, antes da energização (referência), 24 a
36 horas após a energização e 10 e 30 dias após a energização para detecção de defeitos incipientes (utilizar o
diagnóstico conforme NBR 7274).
ATENÇÃO!
Antes de colocar o equipamento em operação reapertar todos os parafusos e conexões da
caixa de comando e controle.
ATENÇÃO!
Antes de colocar o equipamento em operação reapertar todos os parafusos de buchas,
tampas de inspeção e conexões flangeadas que possuem contato com o óleo isolante.
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
35
13. MANUTENÇÃO
Atualmente transformadores de potência estão quase livre da incômoda manutenção e das tarefas de
inspeção, mas recomenda-se efetuar a manutenção e as inspeções preventivas para impedir defeitos no
transformador, que é equipamento fundamental para o fornecimento de energia elétrica.
O período para realizar a inspeção depende da importância do transformador no sistema, do meio
ambiente, do clima ou do local de instalação.
O ANEXO E estabelece as verificações mínimas a serem feitas semestralmente e cada três anos.
IMPORTANTE: Para os transformadores individuais, planeje a manutenção e a inspeção tomando como
referência este manual e tendo como base seus anos de experiência.
13.1. PROBLEMAS EMERGENCIAIS E SOLUÇÕES
Ocorrências que exigem desligamento imediato, pois colocam o equipamento e as instalações em risco
iminente:

Ruído interno anormal;

Vazamento significativo de óleo;

Aquecimento excessivo nos conectores, observando os critérios estabelecidos para termovisão;

Relê de gás atuado;

Sobreaquecimento de óleo ou dos enrolamentos detectados através dos termômetros/imagens
térmicas.
Ocorrências que exigem desligamento programado (que não oferecem riscos imediatos). Estes
desligamentos devem ser efetuados no menor prazo possível, dentro das condições operativas do sistema:

Vazamento de óleo que não ofereça risco imediato de abaixamento perigoso do nível;

Aquecimento nos conectores, observando os critérios estabelecidos pela termovisão;

Desnivelamento da base;

Anormalidades constatadas nos ensaios de óleo, obedecendo aos limites fixados na NBR 10576;

Irregularidade no funcionamento do comutador de derivações em carga. Neste caso, bloquear a
operação do comutador;

Trinca ou quebra do diafragma de válvula de segurança (tubo de explosão);

Defeitos nos acessórios de proteção e sinalização.
36
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
ANEXO A. TERMO DE GARANTIA PRODUTOS SERIADOS E ENGENHEIRADOS
A WEG oferece garantia contra defeitos de fabricação e/ou de materiais, para seus produtos, pelo
período discriminado na nota fiscal fatura correspondente a aquisição, desde que satisfeitos os seguintes
requisitos:

Transporte, manuseio e armazenamento adequados;

Instalação correta e em condições ambientais especificadas e sem presença de agentes agressivos;

Operação dentro dos limites de suas capacidades;

Realização periódica das devidas manutenções preventivas;

Realização de reparos e/ou modificações somente por técnicos autorizados por escrito pela WEG;

Na ocorrência de uma anomalia, o produto deve ser disponibilizado para a WEG por um período mínimo
necessário para a identificação da causa do defeito e seus devidos reparos;

Aviso imediato, por parte do comprador, dos defeitos ocorridos e que os mesmos sejam posteriormente
comprovados pela WEG como defeitos de fabricação.

Recebimento, instalação e manutenção dos transformadores deverão atender as seguintes normas:
NBR 7036 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de distribuição imersos em
líquido isolante,
NBR 7037 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em óleo isolante
mineral,
NBR 5416 – Aplicação de cargas em transformadores de potência.
A garantia não inclui serviços de desmontagem nas instalações do comprador, custos de transporte dos
produtos e despesas de locomoção, hospedagem e alimentação dos técnicos designados pela WEG, quando
solicitado pelo Cliente. Os serviços em garantia serão prestados exclusivamente em oficinas de Assistência
Técnica autorizadas WEG ou na própria fábrica.
Excluem-se desta garantia os componentes cuja vida útil, em condições normais de operação, seja
menor que o período de garantia.
O reparo e/ou substituição de peças ou componentes, a critério da WEG, durante o período de garantia,
não prorrogará o prazo de garantia original.
A presente garantia se limita ao produto fornecido, não se responsabilizando a WEG por danos a
pessoas, a terceiros, a outros equipamentos ou instalações, lucros cessantes ou quaisquer outros emergentes
ou conseqüentes.
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ANEXO B. PRESSURIZAÇÃO DO TRANSFORMADOR, QUANDO APLICÁVEL
O sistema de pressurização é constituído basicamente pelo regulador automático de pressão e cilindro
de nitrogênio. Estes asseguram que o interior do tanque do transformador seja mantido com uma sobrepressão
em relação à pressão atmosférica, impedindo assim que o ar e a umidade entrem em contado com o óleo
durante o funcionamento do transformador, e ainda preservando a secagem dos materiais isolantes, durante o
período de transporte e armazenagem.
Métodos e materiais necessários:

01 Cilindro de nitrogênio, especificado de acordo com o parágrafo 6.6.3 da IEEE C57.12.00-1993:
Deve estar de acordo com ASTM D1933-1991, Tipo III, com ponto de orvalho de -59°C;
3
Capacidade do cilindro: 5,66m ;
Pressão de enchimento: 150bar a 25°C;
Fabricante: White Martins ou similar.

01 Regulador automático de pressão.

Conectar a serpentina do regulador de pressão (1) no cilindro de nitrogênio, com a válvula “A” fechada;

Abrir a válvula “A” com a válvula do manômetro (5) totalmente fechada e verificar a pressão do cilindro
através do manômetro de alta pressão (2), caso a pressão estiver abaixo de 50bar, o cilindro deverá ser
substituído;

Conectar a mangueira do regulador de pressão na válvula “B” do transformador;

Abrir lentamente a válvula manômetro (5) até que a pressão interna do tanque do transformador
regularize em 0,2bar, verificar através do manômetro de baixa pressão (4);

O pressurizador é automático, não sendo necessário nenhum tipo de ajuste;

Quando a pressão interna do tanque do transformador atingir 0,3bar, a válvula de segurança (10) do
manômetro de baixa pressão é acionada e a pressão é aliviada;

Quando a pressão interna cai, chegando a 0,1bar o dispositivo regulador de baixa pressão (6) é
acionado e recoloca a pressão de 0,2bar.
100
150
200
250
50
0
300
bar 315
x 100kPa
0,40,50,6
0,3
0,7
0,2
0,8
0,1
0,9
0 bar 1,0
x 100kPa
Figura 245 – Método Para Pressurização Do Transformador
38
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Onde:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
Serpentina com adaptador para cilindro de nitrogênio da White Martins
Manômetro 64mm escala 0 – 3150bar
Aparelho regulador de alta para baixa pressão
Manômetro 110mm escala 0 – 1,0bar
Válvula do manômetro
Aparelho regulador de baixa pressão de saída 0,1bar
Base de alumínio 8x330x580
Válvula de segurança com rosca ¼” BSP ajustada para atuar com 0,3bar ou 0,7 bar
Lacre do regulador
Lacre da válvula de segurança
Pode-se usar o regulador automático de pressão da FIGURA 25, que possui a mesma função do anterior.
Figura 256 – Regulador Automático De Pressão
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ANEXO C. SERVIÇO DE VÁCUO
A mangueira de vácuo, deve estar o quanto possível com o comprimento reduzido. Observando a
FIGURA 25, proceder da seguinte forma:

Conectar a mangueira de vácuo na válvula 1 após ter verificado o sentido correto de giro do motor da
bomba;

Conectar manovacuômetro na válvula 6;

Fechar a válvula 1 e fazer vácuo na mangueira verificando a existência de vazamento e nas conexões;

Abrir as válvulas “borboletas” dos radiadores e as válvulas 2 e 6;

Fechar as válvulas “borboletas” inferiores dos radiadores e as válvulas 3, 4, 5 e 7.

Abrir lentamente a válvula 1, iniciando o processo de vácuo;

Quando o nível de vácuo atingir valor indicado na TABELA 11, feche a válvula 1 e verifique a existência
de vazamento;

Eliminando os vazamentos, abrir a válvula 1 reiniciando o processo de vácuo;

Nível de vácuo ocorre quando o processo atinge o valor indicado na TABELA 11;

Antes de iniciar o enchimento do óleo, o vácuo deve ser mantido por pelo menos o período indicado na
TABELA 11.
Tabela 11
SERVIÇO DE VÁCUO
NÍVEL DE VÁCUO
TEMPO DE VÁCUO
40
>138kV
0,98kgf/cm²
ou
960mbar
24 horas
CLASSE DE TENSÃO
72,5kV a 36,2kV
0,98kgf/cm²
ou
960mbar
12 horas
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<24,2kV
0,98kgf/cm²
ou
960mbar
6 horas
ANEXO D. COLETA DE AMOSTRAS DE LÍQUIDOS ISOLANTES PARA TRANSFORMADORES
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.
Os líquidos isolantes são os fluidos com características dielétricas, a base de óleos minerais ou
produtos sintéticos, utilizados em transformadores com a finalidade dielétrica e a de promover a remoção do
calor gerado nas bobinas do equipamento. A verificação e acompanhamento de suas características físicoquímicas, desde a energização do transformador, é fundamental para a segurança e vida útil do equipamento.
Portanto, apresentamos a seguir alguns cuidados a serem observados.
D-1. EQUIPAMENTOS PARA AMOSTRAGEM
Usar os seguintes componentes para amostragem:
a) Frasco para amostragem: os frascos para acondicionamento das amostras devem ser de vidro escuro,
com capacidade para 1 litro, limpos de acordo com o procedimento descrito no item D.2;
b) Dispositivos de amostragem: dispositivo (niple) e mangueira.
D-2. LIMPEZA DOS FRASCOS DE AMOSTRAGEM
Os frascos devem ser limpos de acordo com o seguinte procedimento:
a) Retirar eventual conteúdo dos frascos;
b) Lavar os frascos e as tampas com detergente neutro;
c)
Enxaguá-los com bastante água corrente comum;
d) Deixar escorrer a água comum e enxaguar com água destilada;
e) Secá-los na estufa, em posição vertical, a uma temperatura de 102 ± 2°C, por um tempo mínimo de
doze horas;
f)
deixar os frascos esfriarem em temperatura ambiente, fechando-os em seguida, tomando cuidado para
não tocar com a mão a borda do frasco ou parte interna da tampa que entrará em contato com o óleo.
NOTA: No lugar da água comum pode ser utilizado solução sulfocrômica diluída em água, nas
proporções indicadas pelos fabricantes.
D-3. PROCEDIMENTO PARA COLETA DA AMOSTRA
A coleta das amostras deve ser feita preferencialmente em tempo seco, evitando, assim, possível
contaminação externa. Se o tempo estiver chuvoso devem ser tomadas as seguintes precauções:
a) Se possível, o líquido deve estar, no mínimo, a mesma temperatura do ar ambiente;
b) Quando o equipamento estiver em operação, a temperatura do líquido na hora da amostragem deve ser
anotada. Este requisito é particularmente necessário quando o conteúdo de água ou as características
dependentes deste devem ser verificadas.
IMPORTANTE: Para transformadores com conservador de óleo (tanque de expansão) que estejam
energizados, o operador deverá estar habilitado para respeitar as normas de segurança quando da coleta de
amostras de óleo. Porém, para transformadores selados (sem conservador), as amostras de óleo devem ser
retiradas com os mesmos desenergizados.
Para retirada da amostra:
a) Remover a proteção do orifício de drenagem;
b) Nota: No caso de o transformador não possuir o orifício de drenagem, a amostra poderá ser coletada
através da válvula inferior ou da válvula superior ou de enchimento. Ou então, para coleta de amostragem em
equipamentos abertos para inspeção, poderá ser utilizado mangueira, introduzindo-a no transformador;
c)
Remover toda a sujeira e poeira visível da válvula com um tecido limpo e sem fiapos;
d) Adaptar o dispositivo de amostragem no registro;
e) Abrir a válvula e deixar fluir, vigorosamente, no mínimo três vezes o volume da tubulação.
f)
Nota: Este procedimento não se aplica a equipamento com pequeno volume de óleo. Para estes casos,
o volume a retirar deve levar em consideração o nível de óleo do equipamento;
g) Colocar o frasco embaixo do dispositivo de amostragem;
h) Encher o frasco desprezando, no mínimo, um volume de líquido igual a capacidade do recipiente.
Recomenda-se encher os frascos o máximo possível, levando-se em conta as variações de volume decorrentes
de possíveis alterações de temperatura;
i)
Após enchidos os frascos, selá-los conforme descreve o item “i”;
j)
Enviá-los ao laboratório de análises, identificados conforme item 4.2.4;
k)
Terminada a amostragem, tampar os frascos tomando cuidado para não tocar na área da tampa que
ficará em contato com o líquido. Envolver a parte do gargalo com filme de plástico (cortado em círculo), apertá-lo
firmemente, fixando-o com fita crepe.
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D-4. IDENTIFICAÇÃO DAS AMOSTRAS
a)
b)
c)
d)
e)
Os frascos com as amostras deverão conter, no mínimo, as seguintes informações:
Numeração de série do transformador;
Potência;
Classe de tensão;
Tipo de óleo coletado;
Cliente (no caso de prestação de serviço).
Figura 267 – Dispositivo Tipo Sangria Para Retirada De Amostras Em Tanques Providos De Registro
Onde:
1. Conexão para o registro do equipamento
2. Frasco de 1000ml
3. Seringa de 50ml para ensaio cromatográfico
4. Tubo e tampa de cobre ou de politetrafluoretileno
(Teflon)
5. Tampa para frasco de 1000ml
6. Mangueira de plástico
NOTA: Dispositivo de amostragem para coleta de óleo de ensaio físico-químico e cromatográfico
Figura 278 – Dispositivo Tipo Imersão (Pipeta) Para Retirada De Amostras Em Tambores
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Resultados típicos
Ensaios
Tabela 12 – Características Do Óleo Isolante
Valores – Limites
Óleo usado
Satisfatório
A recondicionar
A regenerar
Até 230kV
Acima
Até 230kV
Acima
> 30
> 35
25 - 30
25 - 35
> 60
> 70
50 - 60
50 - 70
> 24
> 27
20 - 24
20 - 27
> 48
> 54
40 - 40
40 - 54
-
Óleo
novo
Óleo
usado
Óleo
novo
Rigidez
dielétrica
[kV]
50
65
70
> 40
> 70
> 58
> 40
> 60
> 32
> 64
Conteúdo de
água
[ppm]
10
15
< 10
< 25
< 15
0,03
0,1 - 0,2
0,05
< 0,3
< 0,1
0,045
0,02 - 0,03
> 0,04
0,5
1 - 1,5
< 1,0
Acidez de óleo
[mgKOH/g]
Tensão
interfacial
[N/m]
Cor
25 - 40
15 - 40
> 40
Após tratamento
Até 230KV
Acima
> 33
> 38
> 66
> 76
> 25
> 30
> 50
> 60
< 20
< 15
-
> 0,4
< 0,1
> 0,025
0,02 - 0,025
> 0,020
> 0,03
<3
3-4
>4
<2
> 1,5
-
< 0,1
-
0,01
0,1 - 0,3
< 0,05
0,5
0,5 - 1,5
< 0,05
0,07
< 0,3
0,1
NOTA: As colunas “Óleo novo” refere-se a óleo novo tratado para colocação em transformadores.
Fator de
potência
[%]
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Método de ensaio
ASTM D-877
NBR 6869
ASTM D-1816 (004”)
ASTM D-1816 (008”)
Método Karl Fischer ASTM D-1533 e
PMB-818
ASTM D-974
MB-101
ASTM D-664
MB-494
ASTM D-971
NBR 6234
ASTM D-2285
ASTM D-1500
MB-351
º
20 C ASTM D-974
º
25 C ASTM D-974
º
100 C ASTM D-974
90ºC VDE-370
43
ANEXO E. INSPEÇÕES PERIÓDICAS SEMESTRAIS E TRIENAIS
Este anexo estabelece as verificações mínimas a serem feitas semestralmente (S) e cada três anos (T).
E-1. Buchas
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Vazamentos (S);
Nível do óleo isolante (S);
Trincas ou partes quebradas, inclusive no visor do óleo (T);
Fixação (T);
Condições e alinhamento dos centelhadores (T);
Conectores, cabos e barramentos (T);
Limpeza das porcelanas (T).
E-2. Tanque
a) Vibração do tanque e das aletas dos radiadores (S) ;
b) Vazamentos na tampa, nos radiadores, no comutador de derivações, nos registros e nos bujões de
drenagem (S);
c)
Estado da pintura, anotando 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);
g) Posição das válvulas dos radiadores (S).
E-3. Conservador
a)
b)
c)
d)
Vazamento (S);
Registros entre conservador e tanque, se estão totalmente abertos (T);
Fixação do conservador (T);
Nível do óleo isolante (S).
E-4. Termômetros de óleo e/ou enrolamento
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Funcionamento dos indicadores de temperatura (S);
Valores de temperatura encontrados (anotar) (S);
Estado dos tubos capilares dos termômetros (T);
Pintura e oxidação (S);
Calibração e aferição (T);
Nível de óleo na bolsa (T).
E-5. Sistema de ventilação forçada
a)
b)
c)
d)
Ventiladores quanto a aquecimento, vibração, ruído, vedação a intempéries, fixação, pintura e oxidação (S);
Acionamento manual (S);
Circuitos de alimentação (S);
Pás e grades de proteção (S).
E-6. Sistema de circulação de óleo
a)
b)
c)
d)
Bomba de circulação forçada de óleo quanto a aquecimento, ruído, vibrações e vazamento (S);
Circuitos de comando, controle e alimentação (S);
Indicador de fluxo (S);
Pressostato (S).
E-7. Secador de ar
a)
b)
c)
44
Estado de conservação (S);
Limpeza e nível de óleo da cuba (S);
Estado das juntas e vedação (S);
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d)
Condições da sílica gel (S).
E-8. Dispositivo de alívio de pressão
a) Tipo tubular: verificar a integridade da membrana (T);
b) Tipo válvula: verificar funcionamento do micro-interruptor (T);
c)
NOTA: Para verificação do funcionamento físico da válvula, esta deve ser desmontada e ensaiada em
dispositivo apropriado.
E-9. Relê de gás tipo Buchholz
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Presença de gás no visor (S);
Limpeza do visor (T);
Vazamento de óleo (S);
Juntas (S);
Fiação (T);
Atuação (alarme e desligamento) (T).
E-10. Relê de pressão súbita
a)
b)
c)
d)
Vazamento (S);
Juntas (S);
Contatores tipo plugue (T);
Fiação (T).
E-11. Comutadores de derivações
a) Tipo a vazio: estado geral e condições de funcionamento (T);
b) Tipo sob carga:

Nível de óleo do compartimento do comutador (S);

Condições da caixa do acionamento motorizado quanto a limpeza, umidade, juntas de vedação, trincos e
maçanetas, aquecimento interno etc. (S);

Motor e circuito de alimentação (S);

Fiação (S).
NOTA: As inspeções por tempo de operação ou número de comutações devem ser realizadas conforme
estabelecido no manual do fabricante do comutador.
E-12. Caixa de terminais da fiação de controle e proteção
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Limpeza, estado da fiação e blocos terminais (S);
Juntas de vedação, trincos e maçanetas da caixa (S);
Resistor de aquecimento e iluminação interna (S);
Fixação, corrosão e orifícios para aeração (S);
Contatores, fusíveis, relês e chaves (T);
Isolação da fiação (T);
Aterramento do secundário dos TC, régua de bornes, identificação da fiação e componentes (T).
E-13. Ligações externas
a)
b)
Aterramento (T);
Circuitos de alimentação externos (S).
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45
ANEXO F. RECOMENDAÇÕES
Tabela 13
Tg a 90ºC [%] ou
FP a 100ºC [%]
(Fator de perdas
dielétricas a 90 ou
a 100ºC)
Rigidez
Atende
Teor de
água
Acidez
Atende
Atende
Não atende
Não atende
-
Atende
Não atende
Atende
Não atende
-
Atende
Atende
Atende
Não
atende
TIF > 20 mN/m a
25°C
Atende
Atende
Não atende
Não atende
Não atende
-
Recomendações
Nenhuma
Regeneração ou troca do óleo
e limpeza da parte ativa
Filtragem do óleo
Regeneração ou troca de óleo
Regeneração ou troca de óleo
Secagem da parte ativa e do
óleo
Secagem da parte ativa e
regeneração ou troca do óleo
Secagem da parte ativa e
regeneração ou troca do óleo
Não atende
Notas:

Regeneração ou troca do óleo (o que for mais econômico);

Regeneração = tratamento com terra Fuller = tratamento químico com meio básico (por exemplo,
metassilicatos) e/ou tratamento com meio absorvente sólido (por exemplo, argilas, bauxita ou carvão ativado). O óleo
assim tratado deve ser aditivado com 0,3% em massa de DBPC (dibutil terciário paracresol).
46
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ANEXO G. PLANILHA DE VERIFICAÇÃO DE PRESSÃO DO GÁS
TRANSPORTADORA:
MEDIÇÕES DO PRESSURIZADOR
Medições de pressão:
(1) Antes do transporte rodoviário
(2) A cada 4 horas durante o transporte rodoviário
(3) Recebimento do equipamento após o transporte rodoviário
(4) Após o posicionamento do equipamento para transporte marítimo
(5) Recebimento do equipamento após o transporte marítimo
Data / Hora
Opção de medição:
(1) (2) (3) (4) (5)
Pressão no tanque
2
(kgf/cm )
Pressão no cilindro
2
(kgf/cm )
Confirmo o recebimento de treinamento para execução do transporte do equipamento supracitado.
Limites de velocidade recomendados:
Condições da estrada
Estradas com bom estado de conservação
Estradas com estado de conservação ruim
Nome Legível:
Veículo Normal
70 km/h
50 km/h
Veículo Rebaixado
40 km/h
20 km/h
Data:
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47
ANEXO H. CHECK LIST PRÉ-ENERGIZAÇÃO PARA SUBESTAÇÕES MÓVEIS WEG
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ANEXO I. PRÉ-REQUISITOS PARA A OPERAÇÃO ADEQUADA DO EQUIPAMENTO E MANUTENÇÃO DA SUA
VIDA ÚTIL
Embora os transformadores móveis e subestações móveis tenham seu projeto e construção concebidos de
forma diferenciada, e uma das peculiaridades seja o dimensionamento voltado à necessidade da movimentação
permanente, é necessário ter em conta que as exigências próprias do transporte podem gerar resultantes internas e
externas no equipamento que precisam ser objeto de constante acompanhamento. A presença de materiais
maleáveis (papel, papelão) e do fluido isolante (independentemente se mineral ou vegetal), somados às exigências
termodinâmicas da operação e as vibrações e impactos do transporte implicam em acomodações internas que
devem ser objeto de atenção para a manutenção da longevidade do equipamento. Isto significa que
permanentemente, observadas as situações explicitadas a seguir, estes equipamentos devem ser submetidos a uma
série de atividades de verificação da sua integridade. Considera-se também o fato de que estes equipamentos são
direcionados muito frequentemente para o atendimento a situações emergenciais, que requerem o máximo de
rapidez possível nas atividades que antecedem sua entrada em operação. Contemplando esta questão do tempo
restrito para a execução das operações que vão anteceder à energização de um transformador móvel ou de uma
subestação móvel, e tendo em conta a orientação para a busca da máxima segurança e preservação destes
equipamentos em perfeitas condições, abaixo são relacionados os ensaios e verificações a serem executados
sempre que houver a necessidade de energizar estes equipamentos, independentemente do fato de terem sido
transportados, ou de se encontrarem parados no local de operação já há algum tempo.
I. Ensaios/verificações preliminares MÍNIMOS à energização de transformadores e subestações
móveis.
1. Se o equipamento foi movimentado previamente à energização devem ser coletadas as informações
do registrador de impacto para averiguar se houve alguma ocorrência passível de impactar a parte interna e/ou a
parte externa do transformador. Após a análise inicial dos dados do registrador, se os resultados estiverem fora do
padrão, deve ser contatado imediatamente o fabricante e a subestação ou transformador móvel não pode ser
energizada antes da autorização por escrito do mesmo;
2. Relação de transformação no tap no qual o equipamento será energizado;
3. Resistência ôhmica de todos os enrolamentos na combinação de tensão na qual o equipamento será
energizado;
4. Resistência do isolamento dos enrolamentos dos transformadores;
5. Resistência do isolamento do núcleo dos transformadores;
6. Verificar as condições e funcionamento dos demais equipamentos (disjuntores, chaves seccionadoras,
TP’s, pararraios, transformadores auxiliares, relés de proteção, etc...);
7. Coletar uma amostra para análise físico-química e cromatográfica previamente à energização;
8.
Complementarmente, após a entrada do transformador/ subestação móvel em operação, devem ser
coletadas amostras para análise cromatográfica com os seguintes intervalos de tempo:
a)
24 horas após a energização;
b)
c)
168 horas (1 semana) após a energização.
NOTA: Para a realização das verificações solicitadas no item I, estima-se um período de 2 (duas) horas,
envolvendo 2 (duas) pessoas devidamente capacitadas e munidas de todos os equipamentos de medição
necessários.
Anualmente, em caráter obrigatório, ou se o equipamento estiver sendo deslocado para uma entrada em
operação programada, com maior disponibilidade de tempo para as operações que antecedem a sua posta em
marcha, devem ser realizados os ensaios e verificações relacionados:
II. Ensaios/ verificações preliminares COMPLETOS à energização de transformadores e subestações
móveis (bateria obrigatória a ser realizada anualmente):
1. Se o equipamento foi movimentado previamente à energização devem ser coletadas as informações
do registrador de impacto para averiguar se houve alguma ocorrência passível de impactar a parte interna e/ou a
parte externa do transformador. Após a análise inicial dos dados do registrador, se os resultados estiverem fora do
padrão, deve ser contatado imediatamente o fabricante e a subestação ou transformador móvel não pode ser
energizada antes da autorização por escrito do mesmo;
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2. Resistência ôhmica de todos os enrolamentos (para enrolamento com comutadores sob carga
previamente comissionados, a verificação pode ser restringida aos taps extremos e central, e àquele no qual o
transformador vai operar se for diferente dos mencionados);
3. Relação de transformação em todos os taps;
4. Resistência do isolamento dos enrolamentos dos transformadores;
5. Resistência do isolamento do núcleo dos transformadores;
6. Resistência de isolamento de toda a fiação do painel de controle;
7. Ensaio de corrente de excitação do transformador;
8. Relação de corrente dos TC’s;
9. Polaridade dos TC’s;
10. Resistência de isolamento dos TC’s;
11. Fator de potência do transformador;
12. Fator de potência das buchas;
13. Programação dos monitores de temperatura (se aplicável);
14. Verificar as condições e funcionamento dos demais equipamentos (disjuntores, chaves seccionadoras,
TP’s, pararraios, transformadores auxiliares, relés de proteção, etc...)
15. Efetuar a simulação de todos os dispositivos de proteção dos transformadores;
16. Coletar uma amostra para análise físico-química e cromatográfica previamente à energização;
17. Complementarmente, após a entrada do transformador/ subestação móvel em operação, devem ser
coletadas amostras para análise cromatográfica com os seguintes intervalos de tempo:
a)
b)
c)
168 horas (1 semana) após a energização.
Os registros dos ensaios e verificações (itens I e II) devem ser datados e assinados pelo responsável pela
sua execução, sem o que não serão considerados válidos pelo fabricante ou seu preposto. Todos os registros devem
ser arquivados, e se necessário, devem ser disponibilizados para o fabricante para consulta e verificação.
III. Condições adicionais de verificação para transformadores e subestações móveis, aplicáveis
obrigatoriamente para as condições I e II anteriormente descritas.

Se o equipamento dispõe de dispositivos de proteção mecânica da bucha, deve ser documentado
através de registros fotográficos o estado externo (proteção e respectivos suportes) no qual se encontrava o conjunto
antes da retirada destas proteções mecânicas. Deve ser mostrada em detalhes a condição dos elementos de
travamento mecânico que impedem a vibração do conjunto conforme manual do equipamento. Depois de retiradas
as proteções, deve ser realizada uma inspeção visual detalhada da condição dos isoladores, e novamente devem ser
feitos registros fotográficos que permitam verificar claramente o estado em que se encontram esses componentes.
As ferragens utilizadas para o travamento devem ser armazenadas em local apropriado conforme definido no manual
do equipamento.

Devem-se tomar todas as precauções para garantir que os terminais da subestação móvel ou
transformador móvel tenham suficiente distanciamento de qualquer objeto (cercas, postes, árvores, etc...), de
maneira a evitar a ocorrência de arcos de qualquer natureza. As distâncias mínimas devem ser respeitadas,
conforme limites estabelecidos no manual do equipamento.

A carreta deve estar perfeitamente nivelada e ancorada através dos dispositivos específicos para
este fim instalados na mesma (patolas), ponto este que deve ser criteriosamente verificado e corrigido caso
apresente características não condizentes com as ideais. Após a finalização do nivelamento com a utilização dos
medidores aplicáveis, deve ser registrada fotograficamente a condição do dos indicadores de nível de maneira que
permita a identificação do referido componente e sua situação previamente à entrada em operação do transformador.
A variação do nível deve estar dentro dos limites estabelecidos no manual do equipamento.

A carreta deve estar totalmente travada, evitando assim eventuais movimentações acidentais
durante o funcionamento do equipamento, o que pode resultar em danos severos ao mesmo e a rede ao qual esteja
conectado.

O transformador e a carreta devem estar devidamente aterrados, assim como deve ser verificado
se não há nenhum tipo de aterramento que não aqueles previstos pelo fabricante (vegetação alta, pedaços de
condutor, metais, objetos apoiados na carreta, etc...). Todo o cabeamento utilizado neste aterramento deve estar
rigidamente fixado, para evitar movimentações que venham a causar algum dano ao equipamento ou ao sistema ao
qual o mesmo esteja conectado.

Após conectar a subestação ou transformador móvel à rede, devem ser tomados registros
fotográficos da interface entre a subestação e a rede, de maneira a demonstrar que estão feitos de forma correta e
não impõem nenhum esforço excessivo aos terminais do equipamento.
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
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
As válvulas do sistema de pressurização devem ser inspecionadas, e estar na condição correta
para permitir o perfeito funcionamento do equipamento, de acordo com a placa de válvulas presente no corpo do
transformador.

A combinação de posição dos múltiplos comutadores ou painéis de ligação (se aplicável), deve ser
aquela que garanta o acoplamento adequado de tensão à rede a qual o equipamento será conectado.

Os sistemas de proteção do transformador ou subestação móvel devem estar corretamente
ajustados para a condição de operação da subestação ou transformador móvel e conectados com o sistema de
proteção da subestação, para garantir que na ocorrência de algum evento no transformador, atuem em conjunto as
proteções da subestação e do transformador.

Devem ser verificadas as condições do isolamento dos cabos que vão ser conectados ao
equipamento, e estas devem garantir o perfeito funcionamento nas condições na qual a subestação ou transformador
móvel está instalada.

Todos os lacres presentes no transformador devem ser respeitados. Estes itens devem ser
periodicamente verificados, e, no caso do seu rompimento, o fabricante deve ser comunicado imediatamente.

Durante todo o funcionamento do transformador ou subestação móvel, as distâncias elétricas
devem ser mantidas dentro dos limites aceitáveis e a carreta deve se manter dentro dos limites de nivelamento
estabelecidos no manual do equipamento.
IV.Condições específicas para a realocação da subestação móvel
Previamente a realocação da subestação móvel devem ser tomadas as seguintes precauções e
providências:

Todo o sistema deve estar completamente desenergizado.

Assegurar-se da efetiva remoção de todos os cabos que estiverem conectados ao equipamento.

Todos os sistemas de fixação mecânica para transporte devem ser montado conforme manual de
instruções e deve ser feito o registro fotográfico que comprove o cumprimento dessa condição.

Todas as providências necessárias para permitir a movimentação do conjunto devem ser tomadas
conforme manual (fechamento/abertura de válvulas, ajuste de equipamento de proteção, condições da carreta, etc).

A movimentação da subestação ou transformador móvel deve ser feita sempre com veículo munido de
tacógrafo, e o disco do tacógrafo deve ser sempre assinado por pessoal autorizado pelo cliente no ato da partida e
depois da chegada. Estes discos devem ser arquivados.

No momento da chegada do transformador ou subestação móvel ao destino, deve ser realizado o
download dos dados do registrador de impacto e estes registros devem ser avaliados para verificar se o transporte
aconteceu sem qualquer incidente passível de afetar a integridade do transformador ou subestação móvel. Se os
dados do registrador indicarem a extrapolação dos níveis máximos estabelecidos no manual de operação, o
fabricante deve ser imediatamente acionado para emissão de parecer. Os dados do registrador referentes a qualquer
deslocamento do conjunto devem ser devidamente identificados, processados e arquivado para que, se necessário,
possam ser disponibilizados ao fabricante.
A observância de todas as condições supracitados é obrigatória e condição básica para a
manutenção da garantia contratual.
52
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
ASSISTENTES TÉCNICOS AUTORIZADOS WEG T&D
BRASIL
Estado
Cidade
Nome
BAHIA
Lauro de Freitas
Engenharia e Manutenção Geral Ltda AT
Camaçari
Tecnotrafo Transformadores Elétricos Ltda
GOIÁS
Anápolis
Centro Eletrico - Delmar Gomes da Silva AT
MINAS GERAIS
Sete Lagoas
Clarina Instal. Técnicas Ltda AT
Belo Horizonte
C.O . M. W. Teknotrafo transformad. Ltda AT
Belo Horizonte
M & W ENERGY LTDA AT
MATRO GROSSO DO SUL
Campo Grande
Servitc-serviços e comercio.ltda-epp-at
[email protected]
(67) 3398-410/4517
MATO GROSSO
Rondonópolis
Breda Eletrotécnica Ltda
[email protected]
(66) 3422-3832
PARÁ
Santarem
Eletromotores Ltda AT
[email protected]
(93) 3524-1660/3764
PARAÍBA
João Pessoa
Rildo Carmo Andrade ME
PERNAMBUCO
Jaboatão dos Grararapes
ENERGY SERVICE Ltda
PERNAMBUCO
Recife
J.M Comércio e Serviços Ltda AT
PIAUÍ
Teresina
Itamar Fernandes
PARANÁ
Curitiba
Elétro Fidalgo Ltda. AT
[email protected]
(41) 3333-8644/4885
Ponta Grossa
SS Motores Elétricos Ltda AT
[email protected]
(42) 3222-2166/222-2374
Rio de Janeiro
Elétrica Tempermar Ltda AT
Campos dos Goitaquases
Eletro Sossai Ltda
[email protected]
(22) 2732-4080/2723-2577
RIO GRANDE DO NORTE
Parnamirin
Eletromatec Ltda AT
[email protected]
(84) 3272-5033
RIO GRANDE DO SUL
Pelotas
Cem Construções Elétr. e Mec. Ltda
[email protected]
(53) 3225-8699
Santa Maria
Corfap Engenharia Elétrica Ltda AT
[email protected]
(55) 3222-3133
Rio Grande
Crizel Eletromecanica Ltda AT
[email protected]
(53) 3231-4044/4033
Porto Alegre
Jarzynski ELETRICA Ltda AT
[email protected]
Uruguaiana
Marjel Engenharia Elétrica Ltda AT
Caxias do Sul
Rombaldi e Cia Ltda
RIO DE JANEIRO
E-mail
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
[email protected]
[email protected]
Fone/Fax
(71) 3378-2804/0339
(71) 6210-4462
[email protected]
(62) 3314-1499/1267
Clarina @clarina.com.br
(31) 3773-4916/2271
[email protected]
(31) 3381-5052/ 3621-4089
[email protected]
(31) 3422-1896 / 3423-4961
[email protected]
(83) 3233-1871/3234-0204
[email protected] (81) 3476-1633-1616
[email protected] (81) 3428.1288/ 1669
[email protected]
(86) 3222-2550/3221-2392
[email protected] (21) 3890-4949/1500
[email protected]
[email protected]
(51) 3026-7000/3071-2133
(55) 3413-1016/1016
(54) 3222-2309/3228-5385
53
SANTA CATARINA
SÃO PAULO
Sto Antônio da Patrulha
Segmundo Hnszel & Cia Ltda
Luzerna
Automatic Industrias Equipamentos Ltda
Itajaí
Elétro Volt Comércio e Instalações Ltda AT
Içara
Fecoerusc
Rio do Sul
Fios e Cabos Transformadores LTDA
Tubarão
Larroyd Transformadores Ltda
Indaiatuba
Carotti Eletricidade Indústria Ltda AT
Guarulhos
Elétrica Vitale Ltda
São Paulo
Elétro Buscarioli Ltda AT
Baurú
Eletrotecnica CHIMBO Ltda
Cotia
Entel Construções Elétricas Ltda
Catanduva
Macias Elétrotécnica Ltda AT
São Carlos
Transformadores São Carlos Ltda
[email protected]
(51) 3662-1644
[email protected] (49) 3523-1033/1033
[email protected]
(47) 3241-2222
[email protected] (48) 3462-0581/3060
[email protected]
[email protected]
(47) 3521-2988
(48) 3626-1025/1801
[email protected]
(19) 3875-8282
[email protected]
(11) 6481-2495
[email protected] (11) 6618-3611/6692-3873
[email protected]
(14) 4009-1234/1200
[email protected]
(11) 4616-9700
[email protected]
(17) 3522-8421
[email protected] (16) 3371-9229/3372-9281
OUTROS PAÍSES
Uruguay
Montevideo
Motores Eletricos Ltda
-
(5982) 604-3806
Argentina
Cordoba
Servelec Sistema de energia
-
(54)(351) 452-2146/4510009
Chile
54
Santiago
Transformadores CW S/A
Manual 10001590780
Rev 01 – 07/2012
[email protected]
(56-2) 238-6571
WEG Equipamentos Elétricos S/A – Transformadores
Rua: Dr. Pedro Zimmermann, 6751
89068-001 – Blumenau – SC
www.weg.net
Tel.: (0xx47) 3337-1000
Fax: (0xx47) 3337-1090
Filial BANWEG
Av. Moema, 862 – Indianópolis
04077-023 – São Paulo – SP
Tel.: (0xx11) 5053-2300
Fax: (0xx11) 5052-4212
WEG Equipamentos Elétricos S/A - Transformadores
Rua Dr. Pedro Zimmermann, 6751 - 89068-001 - Blumenau - SC - Fone 0 xx 47 3337-1000 - Fax 0 xx 47 3337-1090 – www.weg.net

MANUAL DE INSTRUÇÕES Transformador Móvel

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