PROCEDIMENTOS PARA OPERAÇÃO DO SISTEMA

Transcrição

INSTRUÇÃO NORMATIVA DA DISTRIBUIÇÃO
Nº 001.13 – GRNT
PROCEDIMENTOS PARA OPERAÇÃO DO
SISTEMA SUBTERRÂNEO 13,8/0,380-0,220 kV
1ª EDIÇÃO
ABRIL – 2013
DIRETORIA DE ENGENHARIA - DE
SUPERINTENDÊNCIA DE PLANEJAMENTO E PROJETOS - SPP
GERÊNCIA DE NORMATIZAÇÃO E TECNOLOGIA - GRNT
FICHA TÉCNICA
Coordenação: Celso Nogueira da Mota
Participantes : Aristófanes Dantas, Edilton Oliveira Guerreiro,
Francisco Sales de Sousa, João Alves Pereira ,
João Carlos dos Santos, José Cezar Nonato, Kamila
Franco Paiva, Luiz Fernando de Castro , Stefanos
Barbosa Nicolaidis
1ª Edição:
Colaboradores: Nivaldo José Franco das Chagas
GRNT - Gerência de Normatização e Tecnologia
FAX: 3465-9291
Fone: 3465-9290
IND- 001.13
SUBTERRÂNEO 13.8/0.380-0.220 kV
IND – 001.13
ABR/2013
SUBTERRÂNEO 13,8 / 0,380 - 0,220 kV
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SUMÁRIO
1.
OBJETIVO ...................................................................................................................................... 3
2.
PRÉ REQUISITOS MÍNIMOS ........................................................................................................ 3
3.
CONFIGURAÇÕES, ARRANJOS E COMPONENTES ELETRÍCOS DE OPERAÇÃO E
MANOBRAS DO SISTEMA SUBTERRANEO 13,8/0,380–0,220 kV ...................................................... 3
4.
CAIXA DE DERIVAÇÃO E MANOBRA - CDM ............................................................................... 4
5.
BASES E FUSÍVEIS – TIPO NH RETARDADO ............................................................................. 7
6.
CHAVES TRIPOLARES “SECAS” PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA ..................................... 10
7.
CHAVES TRIPOLARES A ÓLEO PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA ...................................... 13
8.
DISJUNTORES DE BAIXA TENSÃO ........................................................................................... 17
9.
PROTETOR DE REDE RETICULADA DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA OU PROTETOR
NETWORK OU PROTETOR ................................................................................................................. 20
10.
ACESSÓRIOS DESCONECTÁVEIS ............................................................................................ 29
11.
TRANSFORMADOR A ÓLEO (NTD-3.02) ................................................................................... 32
12.
TRANSFORMADOR A SECO COM OU SEM VENTILAÇÃO FORÇADA (NTD 3-45) ............... 33
13.
TRANSFORMADOR PEDESTAL (NTD-3.35) .............................................................................. 35
14.
CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 ( NTD-3.33 e NTD-3.46) ..................................... 38
15. CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 SUBMERSÍVEL COM TRANSFERÊNCIA
AUTOMÁTICA (NTD-3.48) .................................................................................................................... 40
16.
CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA ORMAZABAL (NTD 4.33) ................................. 41
17.
CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA G&W (NTD 4.32) ............................................... 48
18.
CONJUNTOS CBT (NTD-3.37) .................................................................................................... 50
19.
BARRAMENTO MÚLTIPLO ISOLADO – BMI ( NTD-4.21) .......................................................... 52
20.
ARRANJOS RADIAIS ................................................................................................................... 53
21.
ARRANJO RADIAL I ..................................................................................................................... 61
DESENHO 1 - ARRANJO RADIAL I .................................................................................................... 63
22.
ARRANJO RADIAL II .................................................................................................................... 63
DESENHO 2 - ARRANJO RADIAL II .................................................................................................... 65
23.
ARRANJO RADIAL III ................................................................................................................... 66
DESENHO 3 - ARRANJO RADIAL III ................................................................................................... 69
24. OPERAÇÃO PARA CONEXÃO E DESCONEXÃO DE REDE SUBTERRÂNEA DE AT
UTILIZANDO CDM E DESCONECTAVEIS .......................................................................................... 70
25.
ARRANJO SPOT NETWORK ...................................................................................................... 75
DESENHO 4
- ARRANJO SPOT NETWORK ................................................................................. 84
26. ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM RECURSO PELO
SECUNDÁRIO ....................................................................................................................................... 85
DESENHO 5 - ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM
RECUROS PELO SECUNDÁRIO ......................................................................................................... 95
27. ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA E COM RECURSO PELO
SECUNDÁRIO ....................................................................................................................................... 96
28.
CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO DO SISTEMA SUBTERRÂNEO ............................................... 108
29.
NOVA TECNOLOGIA X ATUALIZAÇÃO DO PRODIS 01.04 .................................................... 108
1.
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OBJETIVO
Esta norma tem por objetivo estabelecer e definir os procedimentos para a operação
do sistema subterrâneo de 13,8/0,380-0,220 kV, abrangendo a aplicação e as
principais características técnicas e operacionais detalhadas de cada um dos
componentes elétricos de operação e manobras, bem como de todas as
configurações elétricas instaladas no sistema subterrâneo da CEB-D.
2. PRÉ REQUISITOS MÍNIMOS
Para a aplicação e uso desse documento, faz necessário o atendimento das
condições mínimas abaixo indicadas:
2.1. o cumprimento da legislação de segurança e medicina do trabalho em especial
a NR10 e NR33;
2.2. os profissionais que vão fazer uso deste documento deverão estar capacitados
e autorizados, em cumprimento aos critérios definidos na NR10, e com
treinamento especifico para execução dessas atividades, com reciclagem
definida na legislação;
2.3. nenhuma nova tecnologia poderá ser implantada sem que haja o treinamento
especifico para todos os profissionais que farão uso dessa;
2.4. todos os equipamentos relacionados neste documento só poderão ser
operados com as manutenções em dia conforme recomendação do fabricante.
Esse registro de manutenção tem que estar expresso e disponível para o
operador (manobreiro) para consulta prévia antes da operação;
2.5. as condições ambientais onde os equipamentos estão instalados deverão estar
em condições que garantam a segurança dos operadores;
2.6. os operadores (manobreiros) só poderão fazer uso deste documento estando
os riscos das atividades executadas eliminados ou controlados.
3.
CONFIGURAÇÕES, ARRANJOS E COMPONENTES ELETRÍCOS DE
OPERAÇÃO E MANOBRAS DO SISTEMA SUBTERRANEO 13,8/0,380–0,220 kV
Estão relacionados a seguir as diversas configurações e arranjos elétricos
responsáveis pelo suprimento de energia às estações transformadoras de
13,8/0,380-0,220 kV, bem como os diversos componentes de operação e manobra
instalados no sistema subterrâneo da CEB-D:
3.1. Configurações e Arranjos:
arranjo radial simples;
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arranjo primário seletivo dedicado;
arranjo spot network.
3.2. Componentes Elétricos de Operação e Manobras:
caixa de derivação e manobra – CDM;
bases e fusíveis – tipo NH Retardado;
chaves tripolares secas para interrupção em carga classe 15,0 kV;
chaves tripolares a óleo para interrupção em carga classe 15,0 kV;
chaves tripolares a gás SF6 hexafluoreto de enxofre;
chaves seccionadoras em carga de baixa tensão;
disjuntores de baixa tensão;
protetores de rede reticulado de distribuição secundária; incluir os seguintes
protetores BEGUIM e ABB FUTURA;
acessórios desconectáveis classe 15,0 kV (200 A e 600 A);
conjunto de barramento de distribuição em baixa tensão CBT-CEB;
transformador pedestal;
barramento múltiplo isolado BMI;
limitador de corrente.
A descrição das principais características técnicas e operacionais de cada um dos
componentes elétricos de operação e manobra, bem como de todas as
configurações elétricas e arranjos instalados no sistema subterrâneo da CEB-D-D
são apresentados detalhadamente nos próximos capítulos
4.
CAIXA DE DERIVAÇÃO E MANOBRA - CDM
São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem
como a aplicação das caixas de derivação e manobra - CDM, utilizadas no sistema
subterrâneo de distribuição da CEB-D.
Caixa de derivação e manobra CDM
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Vista interna da caixa CDM
4.1. Definição - Caixa de Derivação e Manobra – CDM
É um equipamento utilizado para derivação e manobra em circuitos subterrâneos
primários, sendo instalado ao longo da rede subterrânea de média tensão. Sua
utilização permite além da ramificação do circuito primário, o seccionamento de um
trecho do circuito em caso de manobras para a realização de serviços na rede.
4.2. Características
4.2.1. Características técnicas e construtivas
A caixa de derivação e manobra - CDM é formada por uma caixa metálica em aço,
dimensionada para garantir as distâncias elétricas mínimas entre parte viva e
carcaça, à qual se conectam cabos subterrâneos primários através de muflas
terminais trifásicas acopladas a aberturas existentes na referida caixa. Internamente,
os cabeçotes das muflas terminais são interligados através de cordoalhas
condutoras de cobre estanhado denominadas "links", através dos quais são
garantidas as conexões elétricas. Existem dois comprimentos padronizados de links
que são 300 mm e 260 mm.
As aberturas para recebimento de muflas não utilizadas são sempre fechadas com
uma tampa (tampa cega) e aparafusadas.
A CDM é sempre fixada na parede da caixa subterrânea e possui uma tampa frontal
de acesso às suas partes internas, tampa esta que é aparafusada ao corpo da CDM.
Os links são dimensionados de acordo com a capacidade do cabo de maior bitola a
eles conectados.
A CDM utilizada na CEB-D não é um equipamento para operar sob coluna d’água.
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Nota: Por ser um equipamento antigo, por falta de peças de reposição, quando
existir a necessidade de qualquer manutenção nesse equipamento, deverá ser feita
a sua substituição por um conjunto de desconectável.
4.2.2. Componentes da CDM:
1) caixa metálica para abrigo interno das muflas;
2) tampa frontal da caixa metálica;
3) flange destinado à instalação das três muflas de cada circuito;
4) tampa-cega para substituição do flange;
5) link flexível de cobre estanhado para restabelecer as ligações retas e em U;
6) juntas de vedação das tampas frontal, cega e flanges;
7) mufla de porcelana para cabo tronco, seções de 95 mm² a 150 mm²;
8) mufla de porcelana para ramal, seções de 35 mm² a 50 mm².
4.2.3. Características operativas
Quando fechada ou aberta a CDM deve ser considerada como estando energizada.
Os links da CDM só podem ser acessados e retirados quando a CDM estiver
completamente desenergizada a manobra de desconexão (desligamento de um
cabo da CDM) é garantida pela retirada do link em cada uma das três fases.
4.3. Operação do Equipamento
Para a retirada/instalação de um link, o eletricista deve:
a) Utilizar os dez passos de segurança:
1) no local do serviço, Isolamento e sinalização da área com fitas, cones ou
outras barreiras;
2) planejamento da tarefa incluindo a conversa próximo a caixa ou no pátio da
estação transformadora com uso da APR – Análise Preliminar de Risco;
3) seleção e uso dos EPIs e EPCs, ferramental e materiais de serviço
adequados;
4) solicitação do bloqueio do religamento automático do circuito (Relé 79) ao
COD – Centro de Operação da Distribuição para o impedimento de
reenergização.(ITEM NÃO APLICADO A REDE SUBTERRÂNEA);
5) seccionamento do circuito, com o desacoplamento do disjuntor
(descontinuidade elétrica total);
6) constatação da ausência de tensão;
7) instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos
condutores dos circuitos;
8) proteção dos elementos energizados existentes na zona controlada – área
em torno da parte condutora energizada (obstáculos, anteparos e
isolamento das partes vivas);
9) instalação da sinalização de impedimento de reenergização (bandeirola,
cartão, etc.);
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10) impedimento físico de reenergização com aplicação de travamentos
mecânicos para manter o dispositivo de manobra fixo numa determinada
posição, de forma a impedir uma ação não autorizada (cadeados, travas,
retirada dos elos fusíveis, etc.).;
b) Confirmar a correta identificação do equipamento a ser manobrado,
confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo:
1) estar utilizando EPI´s e EPC´s adequados a atividade.
2) caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação
do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para
instalação e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33
trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de
segurança visando a implantação da NR33).
3) instalação dos aterramentos temporários na rede serão de
responsabilidade do executante do serviço, sendo o mesmo responsável
pela sua retirada, em conformidade com os procedimentos de trabalho.
4) desaparafusar e retirar a tampa frontal com cuidado, pois o teste de
ausência de tensão não foi ainda executado;
5) realizar o teste de ausência de tensão e posteriormente o aterramento da
CDM;
6) descarregar cargas estáticas existentes com bastão de teste e cordoalha
de aterramento;
7) identificar o circuito a ser desconectando percorrendo visualmente na caixa
e observando a direção do circuito nos dutos;
8) desaparafusar, retirar o link do cabo que se deseja desconectar, recolocar
os demais links e reapertar os parafusos de fixação dos mesmos no
cabeçote das muflas;
9) retirar o aterramento, recolocar a tampa frontal e aparafusá-la;
10) verificar se não deixaram nenhuma ferramenta, parafusos, porcas,
cordoalha de aterramento no interior da CDM;
11) deixar os links de ligação em cima da CDM, para posterior instalação.
5.
BASES E FUSÍVEIS – TIPO NH RETARDADO
como a aplicação dos fusíveis e bases tipo NH, utilizados nos armários / quadros
das estações transformadoras de distribuição de energia elétrica da CEB-D.
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Bases e fusíveis – Tipo NH Retardado
5.1. Definições
5.1.1. Fusíveis NH
São dispositivos próprios para proteção de circuitos, que em serviço, estão sujeitos a
sobrecargas ou curto-circuito.
5.1.2.
Bases NH
São dispositivos destinados ao acoplamento do fusível tipo NH. Uma vez retirado o
fusível, a base constitui um seccionamento visível dos circuitos, tornando
dispensável, em muitos casos, a utilização de um seccionamento adicional, ou seja,
interrupção do circuito de BT através do NH.
5.2.1.
Características técnicas e construtivas
5.2.1.1. Fusíveis NH
Existem três tipos: retardados, rápidos e ultrarrápidos. A CEB-D somente utiliza o
fusível retardado, pois os mesmos quando submetidos a sucessivas sobrecargas de
curta duração ou a sobrecargas pequenas de longa duração, são resistentes à
fadiga (envelhecimento).
São utilizados fusíveis dos tamanhos DIN 00, 1,2 e 3, tensão nominal de
funcionamento de 500V e corrente nominal variando desde 63 até 400A.
Nota: Em casos existentes, excepcionalmente poderá ser empregado o fusível NH
de 500A, 630A e 800A.
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As partes isolantes dos fusíveis são fabricadas em porcelana ou esteatita, para
garantia da estabilidade mecânica e térmica.
A maioria dos fusíveis tem os contatos (facas) prateados, o que proporciona perdas
muito reduzidas no ponto de ligação e evita o aquecimento indesejado, comum
neste tipo de conexão.
Geralmente os fusíveis têm um botão (pino) vermelho na face superior do corpo
isolante, para indicação de ruptura do mesmo.
5.2.1.2. Bases NH
São utilizadas na CEB-D apenas as bases NH tamanhos DIN 2 e 3. A base tamanho
2 suporta corrente nominal até 400 A, tensão nominal 500 V e a do tamanho 3 até
630 A, 500V.
As bases NH são unipolares e podem ser montadas individualmente ou três bases
unipolares sobre um único suporte.
As bases NH têm seu corpo construído em material isolante e resistente. As garras
são confeccionadas em cobre eletrolítico com cobertura prateada, para garantir o
contato perfeito, ótima condutibilidade.
Para melhor fixação do fusível, a pressão das garras é garantida através de molas
de aço.
5.2.2.
Características operativas
As principais características operativas das bases e fusíveis NH são:
os fusíveis são dimensionados para interromperem eletricamente o circuito
sempre que um valor pré - determinado de corrente é ultrapassado;
os fusíveis NH não foram projetados para manobra em carga, exceto quando
acoplados ao equipamento que permite operação sob carga;
destinam-se às instalações em ambientes abrigados e protegidos contra toque
acidental.
5.3.
Operação do Equipamento:
1) utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma;
2) estar utilizando EPI´s e EPC´s adequados a atividade;
3) proceder ao desligamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de
atendimento às unidades consumidoras envolvidas, observando que,
nos armários tipo CBT que existem câmaras de extinção de arco, a
operação de abertura e fechamento será simultânea nas três , não será
preciso retirar carga, porém no barramento convencional, deve-se antes
de retirar os fusíveis NH, que seja desligada a chave secundária CS da
4)
5)
6)
7)
6.
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ET que alimenta o circuito para retirar os fusíveis individualmente
utilizando o punho saca fusíveis. Retirar a carga desligando o dispositivo
de proteção na chegada da UC;
em caso de suspeita de curto-circuito, seguir os procedimentos (passoa-passo) de substituição de fusíveis NH estabelecidos pela Gerência de
Serviços;
os fusíveis NH não foram projetados para manobra em carga, exceto
quando acoplados a equipamentos que permitem operação sob carga;
a instalação e a retirada de fusíveis nas bases NH deve ser realizada,
obrigatoriamente, com a utilização de punhos de manobra, ferramenta
específica para a operação de fusíveis NH. Os punhos são
confeccionados em material isolante e resistente. Possuem um encaixe
na parte inferior, que proporciona o acoplamento do fusível para
posterior retirada ou colocação do mesmo na base NH;
a operação de retirada de fusíveis NH, quando existirem outros ramais
de circuitos que permitirão a continuação de circulação de corrente
(circuitos paralelos), não é considerada como abertura do circuito em
carga.
CHAVES TRIPOLARES “SECAS” PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA
São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais,
bem como a aplicação das chaves tripolares “secas” para interrupção em carga,
utilizadas na CEB-D.
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Chaves tripolares “secas” para interrupção em carga
6.1.
Definição
É um equipamento para abertura em carga de circuitos subterrâneos primários, de
acionamento manual, sendo instaladas antes do primário de transformadores
subterrâneos para permitir o seccionamento do restante do circuito.
As chaves secas utilizadas na CEB-D possuem as seguintes características
técnicas:
modelo Mini-Rupter fabricação S & C Electric Company;
corrente nominal - 600 A;
tensão nominal – 14,4 kV;
frequência - 60 Hz;
capacidade de interrupção - 800 A;
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cabos isolados dos circuitos subterrâneos são conectados ao corpo da
chave através de terminais desconectáveis. O cabo de entrada é conectado
na parte superior da chave e o cabo de saída para o transformador é
conectado na parte inferior. Como a conexão é feita pela utilização de
desconectáveis, existem instalações onde na parte superior da chave tem-se
uma derivação do circuito para outro ponto, ao mesmo tempo em que o
circuito é conectado a chave; e
a chave seca utilizada na CEB-D possui uma única alavanca de manobra
localizada na lateral esquerda da chave, a qual possui duas posições de
descanso nas quais está alavanca pode ser travada. Estas duas posições de
Fechado (ligado) ou Aberto (desligado) correspondem a situações
operativas nas quais os cabos conectados à chave estão ligados ou
separados eletricamente, respectivamente.
As principais características operativas das chaves “secas” são:
operação tripolar a plena carga;
operação manual através de alavanca de manobra específica para esta
finalidade. Existe na alavanca de manobra, uma indicação de sua posição
operativa OPEN (aberta) e CLOSE (fechada);
esta chave não possui a posição operacional “aterrada”.
a velocidade de operação da chave independe da ação do operador. O
esforço para girar a alavanca de comando por parte do operador é utilizado
para carregar uma mola, a qual é responsável pelo movimento;
a isolação interna entre partes vivas e carcaça são garantidas unicamente
pelo ar existente no interior da chave;
a chave possui câmaras de extinção de arco-voltaico para garantir a
operação de abertura da chave;
pode ser instalada em ambiente interno e externo;
após abertura da chave, deverá ser conferido teste de ausência de tensão
na baixa do transformador, para constatar possível tensão de retorno.
NOTA: Por falta de peças de reposição, quando existir a necessidade de
manutenção corretiva nesse equipamento, deverá ser feita a sua substituição por
uma chave a SF6.
Para a operação segura de chaves secas o eletricista deve:
1) utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma;
2) confirmar a correta identificação do equipamento a ser operado,
confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo;
4) caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do
resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação
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e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em
espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança
visando a implantação da NR33).
5) verificar se a porta de acesso ao interior da chave está fechada;
6) girar a alavanca de comando para a posição desejada. Ao carregar a mola
esta dispara a operação da chave, permitindo que a alavanca atinja o final
de seu curso na posição de descanso;
7) em caso de liberação para trabalho, e, dependendo da finalidade da
manobra é obrigatória a instalação de um cadeado ("cadeado dos
manobreiros") para impedir o fechamento casual da chave; e
8) em hipótese alguma, a chave deve ser fechada quando houver suspeita de
existência de curto circuito no trecho a ser energizado.
7.
CHAVES TRIPOLARES A ÓLEO PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA
como a aplicação das chaves tripolares a óleo para interrupção em carga, utilizadas
na CEB-D.
7.1. Definição
É um equipamento para abertura em carga de circuitos subterrâneos primários, de
acionamento manual, sendo instaladas antes do primário de transformadores
subterrâneos para permitir seu seccionamento do restante do circuito ou ainda
aplicadas em diversos arranjos de sistemas aéreos e subterrâneos como chaves de
manobra e de transferência de carga.
NOTA: Quando se tratar de chave a óleo de propriedade do consumidor, na classe
de tensão de 15 kV, não deverá ser operada sob carga e sempre que possível sem
tens.
As chaves a óleo utilizadas na CEB-D possuem as seguintes características
técnicas:
modelo COB-N, fabricação Hitachi;
corrente nominal - 400 A;
tensão nominal - 15 kV;
frequência - 50/60 Hz;
capacidade de interrupção com fator de potência superior a 0,8 sob tensão
nominal. - 400 A; e
cabos isolados dos circuitos subterrâneos são conectados ao corpo da
chave através de muflas terminais. Uma mufla recebe um cabo tripolar ou
três cabos singelos de média tensão.
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7.2.2. Tipos de chaves utilizadas na CEB-D
Tipo M-1014
Chave seccionadora Hitachi – “C1”
são as mais comumente utilizadas na CEB-D;
possui duas muflas terminais para conexão dos cabos isolados;
a única alavanca de manobra das chaves M-1014 possui duas posições de
operação nas quais está alavanca pode ser travada. Estas duas posições de
LIGADO ou DESLIGADO correspondem a situações operativas nas quais
os cabos conectados à chave pelas muflas terminais estão interligados ou
separados eletricamente, respectivamente.
Tipo K-1214
Chave reversora Hitachi – “CR”
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possui três muflas terminais para conexão dos cabos isolados;
a única alavanca de manobra das chaves k-1214 possui três posições de
operação nas quais está alavanca pode ser travada. As três posições são:
ligado para o cabo da esquerda; ligado para o cabo da direita; desligado,
com a alavanca posicionada na parte central. Essas posições são as
operativas, nas quais o cabo conectado na mufla central da chave está
eletricamente interligado ao cabo da mufla da esquerda, ou ao cabo da
mufla da direita ou ainda separado eletricamente dos dois primeiros cabos
(da direita e da esquerda);
essas chaves são denominadas de "chave reversora" na CEB-D.
Tipo C-0314 e C-0414
C0314 – Chave de transferência – C3. Duas fontes, 1 saída.
K1214 – Chave de transferência 4 vias
possui três e quatro muflas terminais para conexão dos cabos isolados,
respectivamente;
as alavancas de manobras destas chaves, três e quatro, respectivamente,
possuem duas posições de operação nas quais podem ser travadas. Estas
duas posições de LIGADO ou DESLIGADO correspondem a situações
operativas nas quais o cabo conectado correspondente àquela alavanca
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está interligado ou separado eletricamente de um barramento interno da
chave. Em outras palavras, cada alavanca serve para interligar o cabo
isolado correspondente a um barramento interno da chave. Assim, para que
se tenha circulação de corrente por uma chave deste tipo faz-se necessário
que se tenha pelo menos duas alavancas na posição ligada; e
estas chaves são chamadas na CEB-D de “chave a óleo de três alavancas”
e de “chave a óleo de quatro alavancas”, conforme o número de alavancas
que possuem.
As principais características operativas das chaves a óleo são:
operação tripolar a plena carga;
finalidade. Existe na alavanca de manobra, um ressalto que indica a sua
posição operativa (DESLIGADO e LIGADO);
a isolação interna entre partes vivas e carcaça e ainda a extinção do arcovoltaico na operação de abertura da chave, são garantidos pelo óleo isolante
mineral com que a chave é preenchida; e
pode ser instalada em ambientes externo e interno;
Para a operação segura de chaves a óleo o eletricista deve:
utilizar os dez passos de segurança, descrito no item 4.3 desta norma;
caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do
confirmar a correta identificação do equipamento a ser operado,
estar utilizando EPI´s e EPC´s adequados a atividade.
verificar o nível de óleo. As chaves não podem ser operadas com nível de
óleo abaixo do mostrado no indicador de nível, uma vez que a operação
nesta situação pode provocar a explosão da chave;
recomenda-se à retirada de gás (ar na chave) antes da operação através da
válvula de alivio localizada na tampa superior da chave;
retirar o pino de trava da alavanca de comando e após a operação da chave
é obrigatória à recolocação deste pino de trava. Em caso de liberação para
trabalho, e, dependendo da finalidade da manobra é obrigatória a instalação
de um cadeado ("cadeado dos manobreiros") impedindo a retirada do pino
de trava da alavanca;
realizar a movimentação da alavanca de manobra de forma rápida, segura e
firme, sabendo que tal operação não tem volta; e
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em hipótese alguma, a chave deve ser fechada quando houver suspeita de
existência de curto circuito no trecho a ser energizado;
deverá ser conferido teste de ausência de tensão na baixa do transformador;
deverá ser conferido faseamento no protetor, disjuntor e antes da bucha do
transformador.
NOTA: Por falta de peças de reposição, quando existir a necessidade de
manutenção corretiva nesse equipamento, deverá ser feita a sua substituição por
uma chave a SF6.
7.4. Características da manutenção
7.4.1.
Manutenção preditiva:
inspeção visual na caixa externa;
condições de limpeza;
verificação do nível de óleo;
retirada de gás pela válvula de alivio de pressão;
verificação de vazamentos;
condições da Identificação posição operacional;
condições da Identificação dos alimentadores;
inspeção visual nas muflas de entrada e saída.
7.4.2.
Manutenção preventiva:
limpeza externa;
nível baixo de óleo é completado até o nível indicado;
retirada de gás pela válvula de alivio de pressão;
remarcação da identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou
de difícil visualização;
remarcação da identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de
difícil visualização;
substituição programada do equipamento por chave seccionadora ou de
transferência à SF-06,
caso o mesmo apresente vazamentos no
equipamento ou muflas.
7.4.3.
Manutenção corretiva:
Consiste na substituição do equipamento por chave seccionadora ou de
transferência a SF-06, caso o mesmo apresente vazamentos no equipamento ou
muflas.
8.
DISJUNTORES DE BAIXA TENSÃO
como a aplicação dos disjuntores de baixa tensão, utilizados nas subestações do
Sistema subterrâneo da CEB-D.
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Disjuntor de baixa tensão
8.1. Definição
É um equipamento para abertura em carga de circuitos de baixa tensão, de
acionamento manual e automático, sendo instalados nas Estações Transformadoras
do Sistema Subterrâneo da CEB-D, para permitir a interrupção de correntes do
transformador para o Armário de BT. É sensibilizado por correntes superiores às
nominais, interrompendo a passagem das mesmas.
O disjuntor é sempre instalado entre o secundário do transformador de distribuição e
o Armário de BT.
O disjuntor é constituído basicamente pelos seus contatos principais e câmara de
extinção de arco, alavanca de comando, sensores térmicos (bimetálicos) e
eletromagnéticos e bobina de desligamento para acionamento externo.
Na presença de sobrecorrentes de baixa
intensidade (curto-circuito), os sensores
sensibilizados, respectivamente e acionam
sensores, dependendo do fabricante, podem
atuação ou não.
intensidade (sobrecarga) e de alta
térmicos e eletromagnéticos são
o desligamento do disjuntor. Estes
ter valores ajustados de correntes de
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O disjuntor é projetado para ser capaz de interromper correntes de carga e de curto
circuito e para tal possui câmaras de extinção de arco.
O disjuntor é construído em caixa moldada, o que permite sua instalação externa a
quadros de distribuição, porém devem ser instalados em locais abrigados.
O disjuntor é equipado com uma bobina de desligamento externo acionada pelo relé
de gás ou termômetro do transformador associado.
As principais características operativas dos disjuntores de BT são:
o disjuntor é um equipamento projetado para interrupção em carga, inclusive
de correntes de curto-circuito, possuindo para este fim câmaras de extinção
de arco. Pode ser operado manualmente através de um operador, ou
automaticamente por um comando elétrico externo ou ainda por um
comando interno através de seus sensores de sobrecorrente;
finalidade. Através da alavanca de manobra tem-se a indicação se o
disjuntor está aberto ou fechado (Desligado ou Ligado);
quando desligado por comando automático interno (sensores de
sobrecorrente), há necessidade de armar o disjuntor para conseguir o seu
fechamento, ou seja, movimentar a alavanca de manobra no sentido
contrário ao sentido do fechamento para depois movimentá-la no sentido do
fechamento.
Para a operação segura de disjuntores de baixa tensão o eletricista deve:
utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma;
caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do
visando a implantação da NR33);
confirmar a correta identificação do equipamento a ser operado,
estar utilizando EPI´s e EPC´s adequados a atividade.;
devido às correntes de magnetização elevadas, ocorre algumas vezes que o
disjuntor abre logo após ser fechado. Quando isto ocorrer, faz-se necessário
retirar parte da carga para realizar a operação de fechamento. Para retirada
da carga deve-se sempre procurar operar outro equipamento adequado para
fechamento em carga;
quando da abertura automática do disjuntor, deve-se identificar a causa da
abertura, procurando por possíveis defeitos, antes de realizar a tentativa de
fechamento;
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sempre que se executar serviços que envolvam possibilidade de inversão de
fase, a confirmação do perfeito faseamento deve ser realizada antes de se
manobrar o disjuntor;
realizar a movimentação da alavanca de manobra de forma rápida, segura e
firme.
8.4.1.
condições de Identificação da posição operacional;
condições de Identificação dos alimentadores;
inspeção visual nos pontos de conexões;
inspeção visual no isolamento dos pontos de conexões;
medições instantâneas de tensão e corrente;
inspeção termográfica.
8.4.2.
limpeza externa;
remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou
remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de
teste operacional, liga/desliga;
reaperto/substituição dos conectores;
conferencia de faseamento;
recomposição do isolamento dos pontos de conexões;
substituição programada do equipamento por outro similar.
8.4.3.
Consiste na substituição do equipamento por outro similar.
9.
PROTETOR DE REDE RETICULADA DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA OU
PROTETOR NETWORK OU PROTETOR
como a aplicação e operação dos protetores de rede reticulado de distribuição
secundária utilizados na CEB-D.
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WH/EATON
GE
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GE
BEGHIM
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9.1. Definição
É um equipamento que executa o seccionamento automático entre o secundário do
transformador de distribuição e o sistema reticulado de distribuição (no caso CEB-D,
Armário de BT), em resposta a pré-determinadas condições elétricas existentes (no
circuito primário ou transformador), bem como interliga o transformador ao sistema
reticulado secundário (quadro/ armário de distribuição de carga) através de comando
manual ou automático.
O protetor é sempre instalado entre o secundário do transformador de distribuição e
o Armário de BT.
A CEB-D não possui o sistema reticulado de distribuição, utilizando como alternativa
ao mesmo o sistema tipo “SPOT” – ESTAÇÃO TRANSFORMADORA DEDICADA
se caracteriza pela instalação de dois ou três transformadores, de alimentadores
diferentes, conectados a um mesmo armário de BT do qual derivam os diversos
circuitos responsáveis pela alimentação das cargas.
O protetor é um equipamento constituído basicamente por um disjuntor e circuitos,
composto conforme abaixo:
caixa metálica protetora;
circuito principal, constituído pelo barramento, disjuntor, buchas e fusíveis;
circuito de controle, constituído pelas placas de ligação com o disjuntor, relé
mestre, relé de fase, transformadores de corrente e auto-transformadores de
potencial.
Os protetores existentes na CEB-D são de fabricação GENERAL ELECTRIC (GE),
WESTINGHOUSE/EATON (WH), FUTURA (ABB) e BEGHIM e foram projetados e
construídos para operar em altitude de até 1000m acima do nível do mar,
temperatura ambiente máxima de 40ºC e média diária não superior à 35ºC e é do
tipo não submersível.
O Relé Direcional de Potência Trifásica ou Relé MASTER ou Relé MESTRE é um
componente do circuito de controle do protetor e suas características principais são:
comandar o fechamento do protetor, interligando o transformador ao
quadro/armário de distribuição de cargas, em condições corretas e adequadas
do fornecimento de energia; e
garantir a abertura automática do protetor quando da existência de fluxo inverso
de potência (sentido da rede para o transformador).
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O Relé de Fase é um componente do circuito de controle do protetor que opera em
conjunto com o relé mestre, porém atuando de maneira independente. Sua
característica é garantir que o protetor somente seja ligado quando o transformador
estiver em condições corretas e adequadas de fornecimento de energia ao conjunto
de manobra. Assim, este relé tem a responsabilidade de evitar operações
intermitentes (liga - desliga) do protetor. Este relé só atua durante a operação de
fechamento do protetor.
A seguir são apresentadas as características técnicas dos protetores existentes na
CEB-D:
PROTETOR NETWORK
FABRI
CANTE
Modelo
GE
GE
MG9
MG9I
WESTINGHOUSE/EATON BEGHIM
Corrente
1200 /
1875
Nominal
800
(A)
Tensão
380/220 380/220
Nominal
(V)
Tensão
380/220 380/220
Máxima
de
Operação
(V)
Capacida
30
30
de de
Interrupç
ão
Simétrica
(kA)
Freqüênc
60
60
ia (Hz)
Fusíveis NF3/NF5 NF3/NF
5
Número
3
3
de fases
CMD 1875
FUTURA (ABB)
NET PRO
1875
1600
1600
380/220
380/220
380/220
380/220
380/220
380/220
30
30
30
60
60
60
NPL -18 A
DCA1600
3
DCA-1600
3
3
O protetor é um equipamento projetado para interrupção em carga, inclusive de
correntes de curto-circuito, possuindo para este fim câmaras de extinção de arco.
Pode ser operado manualmente através de um operador, ou automaticamente por
um comando elétrico externo ou ainda por um comando interno através de seus
relés.
Todos os protetores são equipados com uma alavanca de comando, que possuem
três posições de descanso, que são: OPEN (aberto), CLOSE (fechado) e
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AUTOMATIC (automático). A localização desta alavanca encontra-se conforme a
seguir:
protetor GE – situa-se na lateral do protetor, podendo ser externa ou interna
à caixa protetora;
protetor WH/EATON – situa-se externamente e na porta frontal do protetor;
protetor Beghim – situa-se na lateral externa do protetor;
protetor Futura - situa-se na lateral externa do protetor;
A unidade disjuntora (circuito principal e de comando, incluindo disjuntor, relés, TC,
auto-transformadores, etc.) pode ser extraída da caixa metálica protetora,
possibilitando a confirmação do desacoplamento do protetor e também
desenergização para a substituição de qualquer componente.
O protetor GE possui “BOTÕES” que uma vez desatarraxados e retirados
desconectam eletricamente o circuito de controle do mesmo.
O protetor é equipado com fusíveis internos, responsáveis pela interrupção da
corrente em caso de sobrecarga ou curto-circuito. É importante salientar que nos
protetores antigos, mesmo elevadas correntes não sensibilizam o relé mestre caso
estejam no sentido direto (fluxo normal de potência). Os protetores recém adquiridos
possuem relés micro-processados que podem ser ajustados para perceber estas
correntes de fluxo direto.
Os protetores Beghim e Futura possuem relés de corrente para proteção de
sobrecarga (função 50-51-F). Quando atuado a proteção de sobrecorrente atua a
bobina de trip do disjuntor impedindo o rearme automático do protetor.
O protetor é equipado com motores, os quais permitem seu fechamento automático.
Existe diferença entre os protetores GE, WH/EATON, Beghim e Futura no tocante ao
fechamento comandado pela alavanca na posição CLOSE e AUTOMATIC a seguir
relatadas:
ao se movimentar a alavanca para a posição CLOSE, consegue-se o
fechamento do protetor GE sem acionar o motor, ou seja, a energia
necessária para a ação de fechamento do protetor depende do esforço firme
e contínuo do operador. No caso do protetor WH/EATON, ao movimentar-se
a alavanca para a posição CLOSE (ABERTO), o motor do protetor é
acionado que carrega uma mola e está provoca o fechamento do protetor,
utilizando energia elétrica para realizar esta ação;
ao se movimentar a alavanca para a posição AUTOMATIC, ambos os
protetores GE, WH/EATON, Beghim e Futura têm o mesmo comportamento,
ou seja, o motor é acionado e fecha os contatos do protetor. Este
acionamento do motor só é possível caso os contatos dos relés estejam
fechados na existência de condições favoráveis;
no caso dos protetores Beghim e Futura, quando da ausência dos relés de
proteção, permite-se o fechamento dos contatos mesmo na hipótese de
algum problema no circuito elétrico. Mediante essa característica técnica,
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fica terminantemente proibida a retirada do relé de proteção e/ou colocação
do mesmo em operação;
no caso do protetor WH/EATON, com a porta de acesso aberta, pode-se
carregar manualmente a mola, através de manivela até obter-se o
fechamento do protetor.
no caso do protetor GE é vedado realizar a operação manual. Esta ação
aplica-se exclusivamente para os manobreiros;
as portas dos protetores WH/EATON/Eaton, Beghim e Futura precisam estar
perfeitamente fechadas para garantir sua operação manual ou automática de
fechamento, pois nesta condição são fechados contatos do circuito de
comando de fechamento;
os protetores Beghim e Futura, são providos de dispositivos de proteção que
ao realizar a abertura da porta provocará o desligamento do equipamento.
Portanto é vedado colocar e retirar o equipamento em operação, com a porta
aberta.
9.2.3. Operação automática (fechamento e abertura)
9.2.3.1. Fechamento automático
O fechamento automático dos contatos principais de um protetor é conseguido
quando a alavanca de comando é colocada na posição AUTOMATIC e os contatos
de “Close” do relé mestre e do relé de fase estão fechados. Estes contatos estarão
fechados quando a tensão do lado do transformador for um pouco maior (1,5 Volts
maior) e estiver adiantada em relação à tensão do lado da carga. Nos protetores
adquiridos nos últimos anos, os relés eletromecânicos foram substituídos por relés
estáticos ou micro processados, os quais garantem estas funcionalidades;
9.2.3.2. Abertura automática
A abertura automática da unidade disjuntora de um protetor é realizada em duas
situações distintas:
pelo fechamento do contato de “trip” do relé mestre, quando na presença de
fluxo de potência reverso. Uma falta no circuito primário (13,8 kV) ou no
transformador associado é isolada pela abertura automática do disjuntor na
SE e de todos os protetores ligados ao circuito defeituoso e desta forma é
garantida o fornecimento de energia sem interrupção;
pelo fechamento dos contatos do termômetro quando a temperatura do
transformador atingir a temperatura de desligamento, e do relé de gás
quanto o nível de óleo do transformador estiver abaixo do nível de
funcionamento, nos protetores WH/EATON e GE acenderá um botão
sinalizador vermelho indicando a atuação dessas proteções. Nos protetores
Beghim e Futura, é sinalizado no painel frontal no display do relé;
pela queima de fusíveis, neste caso, deverá ser substituído fusível para
rearme do equipamento;
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pela atuação do relé de sobrecorrente, nos protetores Beghim e Futura, que
atuam na bobina de trip impedindo o rearme do equipamento. Neste caso
deverá haver o reset da bobina de trip para energização do equipamento;
pela atuação do relé do protetor, nos protetores Beghim e Futura, por falta
de fase ou desbalanço de corrente;
pela atuação do relé do protetor, nos protetores Beghim e Futura, por falta
de neutro, atuando a proteção de desequilíbrio de tensão, devendo o
operador abrir CDI para manutenção.
9.3. Operação do Equipamento:
utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma;
estar utilizando EPI´s e EPC´s adequados a atividade.
confirmar a correta identificação do equipamento (posição operacional), a
ser operado, confrontando informações recebidas do COD com a realidade
no campo;
quando em operação normal, o protetor deve estar sempre com a alavanca
na posição AUTOMATIC;
após cada operação realizada, é necessário confirmar no indicador a
posição mostrada confirmando a correta operação realizada. O indicador
apresenta as posições de OPEN (aberto) e CLOSE (fechado).
9.3.1. Abertura de protetor:
para a operação de abertura de protetor, o operador deve girar a alavanca
de manobra posicionando-a na posição OPEN (ABERTO). Assim, serão
abertos os contatos do protetor através de uma mola de comando que estará
previamente carregada. Deve-se confirmar a abertura pelo indicador de
posição, o qual deverá passar de CLOSE (FECHADO) para OPEN
(ABERTO).
9.3.2. Fechamento de protetor:
inicialmente deve-se confirmar o correto fechamento da porta do protetor
WH/EATON e o aperto dos botões do protetor GE, pois problemas nestes
quesitos poderão impedir o fechamento. Estando o protetor aberto e com
tensão em seus terminais (ambos os lados), para seu fechamento é
necessário posicionar a alavanca na posição AUTOMATIC. Após o
posicionamento da alavanca o protetor fechará seus contatos principais
desde que seus relés permitam este fechamento. Há normalmente
necessidade de existência de carga na barra para que o relé permita o
fechamento automático;
sempre que se executar serviços que envolvam possibilidade de inversão de
faseamento, a confirmação do faseamento deve ser realizada antes de se
manobrar os protetores;
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caso o fechamento através da alavanca na posição AUTOMATIC não seja
conseguido, deve-se acionar o pessoal de manutenção ATRAVÉS DE CDI
(Comunicação de Defeito e Irregularidade).
9.3.3. Realização da extração de protetor:
protetor GE – desparafusar e retirar as conexões que conectam a unidade
disjuntora às barras principais do mesmo e puxar a unidade disjuntora sobre
o trilho de extração;
protetor WH/EATON – gira-se a manivela no sentido anti-horário que
desacopla a unidade disjuntora da caixa protetora, possibilitando sua
posterior retirada sobre o trilho de extração;
é importante observar que as unidades disjuntoras só podem ser extraídas
depois de confirmada a abertura dos protetores.
9.3.4. Instalação ou retirada de botões do protetor GE
Com o protetor na posição aberto (OPEN), e também com a alavanca de comando
na posição OPEN, colocar e atarraxar os botões (instalação) ou desatarraxar e
retirar os botões (retirada). Esse item é de uso exclusivo da equipe de manutenção.
9.3.5. Substituição de fusíveis
Com o protetor na posição aberto (OPEN) e a alavanca na posição OPEN,
desatarraxar os parafusos dos fusíveis. No caso do protetor GE faz-se necessário
utilizar chave “T” isolada específica para tal e escada de fibra isolada tesoura duplo
acesso É importante observar que na maior parte dos protetores instalados no
sistema CEB-D o fusível estará energizado, porém sem passagem de corrente, pois,
o protetor está aberto. Todo cuidado deve ser tomado para que os parafusos e
arruelas não caiam sobre partes energizadas do protetor.
NOTA: Na substituição de fusiveis em protetores devera ser inspecionado o cabo
neutro do transformador;
9.4. Características da manutenção:
9.4.1.
medições instantâneas de Tensão e Corrente;
inspeção Termográfica.
9.4.2.
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limpeza externa;
teste operacional, liga/desliga;
inspeção Termográfica;
9.4.3.
10. ACESSÓRIOS DESCONECTÁVEIS
TBB
BTX
como a aplicação dos terminais desconectáveis utilizados nas redes de distribuição
da CEB-D.
10.1. Definição
Os terminais desconectáveis são acessórios submersíveis, destinados à derivação
ou ramificação dos circuitos subterrâneos de média tensão (13,8 KV). São
concebidos a partir do sistema plug-tomada, permitindo a fácil conexão e
desconexão de cabos de potência, equipamentos, derivações e emendas.
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Construtivamente os terminais desconectáveis são acessórios responsáveis pela
ligação de dois ou mais pontos de entroncamento, ramificação ou simples extensão
de um circuito. Permitem a interligação entre cabos, e também entre cabos e
equipamentos e barramentos, apresentando excelentes características condutoras.
Os terminais apresentam isolação contínua e compatibilidade como o sistema ao
qual está conectado. Possuem alças e portas de apoio, os quais permitem o perfeito
acoplamento entre as peças.
São projetados em dois modelos básicos no tocante a capacidade de condução de
correntes que são o modelo de 200 A e o modelo de 600 A.
Os principais acessórios de terminais desconectáveis utilizados pela CEB-D são os
seguintes:
TDC (Terminal Desconectável Cotovelo) de 200 A, com formato em L;
TDR (Terminal Desconectável Reto) de 200 A, com formato linear;
BTX (Barramento triplex) de 200 A, para acoplamento dos desconectáveis;
TBB (Terminal Básico Blindado) de 600 A;
AC (Adaptador de Cabo) 600 A;
PIB (Plug Isolante Básico), para blindar o TDC ou TDR;
PAT (Plug para Aterramento);
DAT (Dispositivo para Aterramento);
RIB (Receptáculo Isolante Blindado), para isolação de pontos do
barramento;
PBI-F (Plug Básico Isolante – Fêmea) – 600 A;
PBI-M (Plug Básico Isolante – Macho) - 600 A;
PC (Plug de Conexão) – 600 A;
PR (Plug de Redução) – 600/200 A;
BLE (Bucha de Ligação de Equipamento) – Chave de gancho.
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Tensão de Isolamento
Corrente Nominal (Valor Eficaz)
CLASSE DE 200 A
15/25 kV
200 A
CLASSE DE 600 A
15/25 kV
600 A
10.2.2. Características operacionais:
deve ser operado (conectado ou desconectado) exclusivamente
desenergizado;
os terminais possuem um ponto de teste de tesão para verificação da
energização do acessório;
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o terminal deve ser operado com todas as conexões de aterramento em
perfeitas condições;
apresentam conectores RIB/PIB/PBI para isolação de pontos do
barramento. Nenhum barramento pode ser energizado se estiver tampado
por TDC ou RIB totalmente.
10.3. Operação do Equipamento:
estar utilizando EPI´s e EPC´s adequados a atividade;
confirmar a correta identificação do equipamento, de acordo com os
procedimentos planejados junto à gerência de operação;
retirar o capuz de proteção do compartimento de teste de tensão;
realizar o teste de presença de tensão com o sensor de tensão sem contato
(tipo caneta) de 50-1000VAC;
todos os pontos de contato eventualmente não utilizados nos barramentos
devem ser obrigatoriamente isolados através dos conectores. RIB, PIB e/ou
PBI;
para conectar ou desconectar os TDC, TDR e RIB faz-se necessário soltar
os grampos de fixação;
para conectar os desconectores os acessórios de 600 A faz-se necessário a
utilização de chaves de boca e chaves de gancho. O torque aplicado
garantirá boa conexão elétrica.
10.4.1. Manutenção preditiva:
condições de limpeza dos mesmos e do local onde estão instalados;
condições de identificação da posição operacional;
condições de identificação dos alimentadores;
condições de acomodação;
10.4.2. Manutenção preventiva:
limpeza externa;
realizar o teste de presença de tensão com o sensor de tensão;
10.4.3.
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11. TRANSFORMADOR A ÓLEO (NTD-3.02)
como a aplicação dos transformadores a óleo utilizados nas redes de distribuição da
CEB-D.
11.1. Definição
Os transformadores a óleo são equipamentos com características elétricas e
mecânicas destinadas ao rebaixamento da classe de tensão 15 kV para 380/220 V
no sistema de distribuição de energia da CEB-D Distribuição. Estes transformadores
são trifásicos, para uso abrigado ou ao tempo, montados sobre base de concreto.
Nota: Em casos excepcionais existem transformadores com tensão secundária de
220/127 V.
11.2.1. Características técnicas
Os valores padronizados das potências nominais, de transformadores trifásicos a
óleo, utilizados pela CEB-D, são os seguintes:
300, 500, 750 e 1000 kVA.
tensão primária – 15 kV;
derivações –13,8/13,5/13,2/12,9 kV;
 14,4/14,1/13,8/13,5 kV;
ligação do enrolamento primário – Triângulo;
tensão secundária – 380/220 V;
ligação do enrolamento secundário – Estrela;
frequência – 60 Hz.
11.3. Características operativas:
Este equipamento não requer ação do operador de campo.
inspeção Visual;
inspeção visual da carcaça e de conexões;
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limpeza externa;
caso não substituição programada do equipamento por outro similar.
inspeção Termográfica
11.4.3. Manutenção corretiva:
12. TRANSFORMADOR A SECO COM OU SEM VENTILAÇÃO FORÇADA (NTD
3-45)
como a aplicação dos transformadores a seco utilizados nas redes de distribuição da
CEB-D.
12.1. Definição
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Os transformadores a seco são equipamentos com características elétricas e
mecânicas destinadas ao rebaixamento de tensões nas Estações Transformadoras
(ET’s) abrigadas de classe de tensão 15 kV da CEB-D Distribuição.
Estes transformadores são trifásicos com isolação a seco, em epóxi ou resina, com
enrolamento constituído de fios ou fitas de cobre ou alumínio e resfriamento forçado.
Este equipamento quando em operação deverá obrigatoriamente estar protegido por
tela (devidamente aterrada), devido sua carcaça energizada.
12.2.1.1. Características técnicas
potência nominal – 500/1000 kVA;
derivações –14,4/14,1/13,8/13,5/13,2/12,9 kV;
freqüência – 60 Hz;
impedância percentual a 115 C, referida à potência AN (a 75 C) – 5,5 %.
12.3. Características operativas
Qualquer ação de energização do transformador obrigatoriamente deverá ter a
grade de proteção devidamente fechada
inspeção Visual;
inspeção visual da grade de proteção;
medições instantâneas de Tensão e Corrente;
inspeção Termográfica.
limpeza externa;
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substituição programada do equipamento por outro similar
13. TRANSFORMADOR PEDESTAL (NTD-3.35)
como a aplicação dos transformadores pedestais utilizados nas redes de distribuição
da CEB-D.
Transformador Pedestal
13.1. Definição
Os Transformadores Pedestais são equipamentos com características elétricas e
mecânicas destinadas ao rebaixamento da tensão de 15 kV para 380/220 V no
sistema de distribuição de energia da CEB-D Distribuição. Estes transformadores
são trifásicos, selados para uso ao tempo, montados sobre base de concreto, com
compartimentos blindados para conexões da média e da baixa tensão.
NOTA: Este “transformador de distribuição em pedestal" também é conhecido como
pad-mounted
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13.2.1. Características técnicas
Os valores padronizados das potências nominais, de transformadores trifásicos
pedestais (pad-mounted), utilizados pela CEB-D, são os seguintes:
75, 150, 300, 500 e 1000 kVA
derivações –13,8/13,2/12,6 kV;
freqüência – 60 Hz;
NOTA: Encontra-se instalados no sistema elétrico da CEB-D transformadores
doados com as seguintes potências: 15, 30, 45, 75, 112,5, 150, 225, 300, 500, 750 e
1000 kVA
Este transformador internamente tem um fusível tipo baioneta. A troca do mesmo, só
poderá ser feito com transformador completamente desenergizado.
No primário deste transformador tem dois conjuntos de entrada interligados
internamente. Ele pode ser utilizado para dar continuidade ao circuito. No caso da
CEB-D está sendo utilizado para conectar para raio de AT neste bucha conforme
foto abaixo.
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inspeção visual;
inspeção visual da carcaça e armário de conexão e derivação;
condições da identificação dos alimentadores;
limpeza externa;
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remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja
apagada ou de difícil visualização;
remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou
verificação condições fusível tipo baioneta;
caso de queima do fusivel efetuar teste TTR, caso relação
transformação estiver ok, substituí-lo;
caso não substituição programada do equipamento por outro similar.
inspeção termográfica
14. CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 ( NTD-3.33 e NTD-3.46)
como a aplicação da chave Seccionadora tripolar a SF6 utilizados nas redes de
distribuição da CEB-D.
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14.1. Definição
A Chave Seccionadora Tripolar a SF6 é um equipamento com características
elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga, a serem utilizadas
no seccionamento e manobra de transformadores em redes primárias de 15 kV, no
sistema Subterrâneo de distribuição de energia da CEB-D Distribuição.
14.2.1. Características Técnicas
Esta chave é tripolar para operação em carga, com operação manual não
dependente, de duas vias (fonte e carga) e três posições (aberta, fechada e
aterrada).
Tem como meio de isolamento o gás SF6 (hexafluoreto de enxofre) e de interrupção
o SF6 ou vácuo. O gás é incolor, não tóxico, quimicamente inerte, estável, não
inflamável, inodoro e isento de umidade e impurezas
A mesma possui dispositivo que possibilita a instalação de unidade terminal remota
(UTR) destinada à transmissão de sinais relativos às grandezas elétricas da rede,
sinalização da posição dos contatos, sinalização de baixa pressão do gás, bem
como viabilizar a sua operação remotamente.
Esta chave tem três posições: Fechado, aberto e aterrada. Porém para não limitar a
possibilidade da equipe de manutenção de utilizar o hipot, a equipe de manobreiro
não deve colocar a chave posição aterrada. Somente a equipe de manutenção,
quando da necessidade que vai solicitar para colocar a chave na posição aterrada.
Em caso de liberação para trabalho, e, dependendo da finalidade da manobra é
obrigatória a instalação de um cadeado ("cadeado dos manobreiros") impedindo a
retirada do pino de trava da alavanca;
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verificação do nível de gás SF-06;
limpeza externa;
substituição programada do equipamento por chave similar.
transferência a SF-06 similar caso o mesmo apresente baixo nível de gás no
equipamento ou ponto quentes nos desconectáveis;
15. CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR
TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA (NTD-3.48)
A
SF6
SUBMERSÍVEL
COM
como a aplicação da chave Seccionadora tripolar a SF6 submersível com
transferência automática utilizados nas redes de distribuição da CEB-D.
15.1. Definição
A Chave Seccionadora Tripolar a SF6 submersível com transferência automática, é
um equipamento com características elétricas e mecânicas destinadas a operação
manual em carga, a serem utilizadas no seccionamento e manobra de circuitos em
redes primárias de 15 kV, no sistema Subterrâneo de distribuição de energia da
CEB-D Distribuição.
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Esta chave é tripolar para operação em carga, 60 Hz, instalações externas,
submersíveis ou pedestal em tensão máxima de 15 kV e corrente nominal de 600 A.,
com 3,4 ou 5 vias, podendo ter acionamento manual mecânico ou automatizado.
Tem como meio de isolamento o gás SF6 (hexafluoreto de enxofre) e de interrupção
o SF6 ou vácuo. O gás é incolor, não tóxico, quimicamente inerte, estável, não
inflamável, inodoro e isento de umidade e impurezas.
Chave ainda não foi adquirida pela CEB-D aguardando aquisição.
verificação de presença de água na caixa;
limpeza externa;
transferência a SF-06 similar caso o mesmo apresente baixo nível de gás no
16.
CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA ORMAZABAL (NTD 4.33)
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como a aplicação da chave de transferência automática ORMAZABAL utilizados nas
redes de distribuição da CEB-D Distribuição.
16.1. Definição
A Chave de transferência automática Ormazabal é um equipamento com
características elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga
através de dispositivo de comando externo ou eletricamente por comando local ou
remoto, a serem utilizadas em manobra de circuitos em redes primárias de 15 kV, no
sistema de distribuição de energia da CEB-D.
A Distribuição adquiriu dois modelos desta chave que apresentam bastante
similaridade em seu modo de atuação. Ambos possuem entradas para dois circuitos
de alimentação em 15 kV, que serão chamados de “circuitos fonte”, sendo que a
principal diferença entre elas está na quantidade de circuitos de saída para a
alimentação das cargas, chamados de “circuitos “carga”.
Modelo I - Chave com dois circuitos de entrada e um de saída;
Modelo II - Chave com dois circuitos de entrada e dois de saída.
As principais características desta chave de transferência são:
operação trifásica, sob carga, podendo ser operadas:
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manualmente, através de dispositivo de comando externo;
elétricamente, por comando local e por comando remoto.
transferir a alimentação de um circuito para o outro no caso de
indisponibilidade do circuito que vinha executando essa função;
podem ser programadas para retornar a alimentação ao “circuito fonte”
preferencial quando de sua regularização, ou permanecer alimentadas pelo
“circuito fonte” alternativo; (checar com fornecedor)
são chaves de manobra e automação, possuindo funções de proteção nos
circuitos de saída (“circuitos carga”);
a abertura e fechamento dos contatos internos ocorrem dentro de câmaras
seladas contendo gás sf6, e a extinção de correntes de curto-circuito é
realizada em câmaras a vácuo;
é necessário que apresentem a pressão do gás SF6 dentro de determinados
limites para poder realizar as operações com segurança;
Instalada em conjunto com painéis de comando que atuam sobre os
“circuitos fonte”, e um painel de comando para cada um dos (“circuitos
carga”);
não devem ser instaladas ao tempo e em locais sujeitos à inundações, pois
apesar dos terminais das chaves de abertura e fechamento dos circuitos
estarem em cuba hermeticamente fechada, os terminais dos cabos de 15 kV
não contam com essa proteção.
O gás isolante SF6 (Hexafluoreto de Enxofre) tem como principais características:
ótima atuação como isolante e na extinção de arcos elétricos;
é transparente, não inflamável;
embora o SF6 seja um gás não tóxico, a formação e extinção de arcos
dentro das câmaras com SF6 podem provocar o aparecimento de produtos
potencialmente tóxicos, tanto na forma gasosa quanto na forma de finas
partículas. Portanto, para todos os efeitos considerar o SF6 como um
componente tóxico, principalmente se for manuseado em um ambiente
fechado;
é mais pesado que o ar, e os trabalhos com o mesmo em ambientes
fechados exigem cuidados especiais, pois uma grande concentração do gás
pode expulsar o oxigênio do local, causando sufocamento;
se liberado na atmosfera, contribui para o aquecimento global, sendo
recomendável o seu reaproveitamento.
chave em módulos, podendo ser utilizada como seccionadora simples
com a instalação de um módulo ou podendo ser utilizada como chave de
transferência instalando módulos em paralelo;
Quando da utilização dessa chave como seccionadora de transferência
automática a posição da entrada de alimentação e a saída ficam
invertidas, com isso, quando a mesma estiver na posição aterrada ela
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estará aterrando o tronco do circuito de AT. Por isso, somente a equipe
de manutenção poderá colocar a chave nesta posição;
Na saída da chave de transferência automática, existe um disjuntor de
AT juntamente com uma chave secionadora que tem a posição operativa
aberta e outra aterrada;
16.3.1. Sequência de operação para aterramento da saída:
- Para operar este disjuntor, existe uma botoeira que liga e desliga o disjuntor, neste
caso, deverá abrir o disjuntor. Depois operar a seccionadora para a posição aberta,
muda a alavanca de posição e colocar a seccionador na posição aterrada. Logo
após deverá colocar o disjuntor para a posição fechada.
16.3.2. Descrição da Lógica de Transferência do Relé EKORCCP.
16.3.2.1. Transferência automática de linhas:
A transferência automática de linhas é responsável por manter a carga alimentada
em caso de perda de tensão de uma linha. Esta carga pode ser uma subestação,
rede de distribuição, etc.
16.3.2.2. Configuração inicial
Inicia-se com uma configuração, chamada normal, em que o interruptor da linha de
fornecimento preferencial está fechado e o interruptor da linha reserva está aberto e
existe presença de tensão nas duas linhas.
No painel, há uma botão seletor para determinar o modo de operação da chave de
transferência, se opera no modo automático ou manual.
16.3.2.3. Operação em modo Automático
O automatismo funciona monitorando-se instantaneamente as tensões das linhas de
entrada. No caso de falta de tensão na linha preferencial e presença de tensão na
linha reserva, ocorre a abertura do interruptor da linha preferencial e, após a
confirmação da abertura, ocorre o fechamento da linha reserva.
16.3.2.4. Manobra de Transferência: PREFERENCIAL → RESERVA
Com base na configuração normal, na falta de tensão na linha preferencial durante
um tempo ajustado “TEMPO FALTA DE TENSÃO”, e houver presença de tensão na
linha RESERVA se abre o interruptor da linha PREFERENCIAL, e após aberto,
fecha-se o interruptor da linha RESERVA.
16.3.2.5. Voltar
à
configuração
Duas são as possibilidades:
1ª Possibilidade.
inicial:
RESERVA
→
PREFERENCIAL
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Após retorno da tensão da linha PREFERENCIAL, se comprova a
estabilidade da mesma durante o tempo ajustado “ VOLTA DE TENSÃO
NORMAL”. Se durante este tempo a tensão permaneceu estável, se abre o
interruptor da linha RESERVA e, após aberta, fecha-se o interruptor da linha
PREFERENCIAL, estabelecendo a condição normal de operação.
2ª Possibilidade.
Após retorno de tensão na linha PREFERENCIAL, e durante o tempo de
comprovação de estabilidade “VOLTA DE TENSÃO NORMAL” falta tensão
na linha RESERVA durante o tempo “TEMPO FALTA DE TENSÃO”, Se
abre o interruptor da linha RESERVA e, após aberto, fecha-se o interruptor
da linha PREFERENCIAL, estabelecendo a condição normal de operação.
Pode-se também determinar um período de retorno para preferencial, no menu
PARÂMETROS→TEMPOS→PERÍODO DE RETORNO
Onde definimos o horário de início em fim de retorno para preferencial.
16.3.3. Sistema de Apoio:
O sistema de apoio permite minimizar os efeitos sobre o sistema elétrico de uma
falha permanente na carga, devido a um defeito na instalação que não foi
devidamente isolado por qualquer dos seguintes motivos:
1) Não foi possível detectar a falta por falha no Sistema de Proteção:
falha na seletividade do relé de proteção, causando queda no alimentador à
montante;
equipamento com defeito ou relé fora de serviço.
2) Interruptor de proteção não atuou corretamente por falta de alimentação ou
defeito interno :
este defeito causa o desligamento do alimentador a montante, que, pela falta
de tensão na linha PREFERENCIAL, irá realizar a transferência automática,
desde que haja tensão na linha RESERVA. Como o defeito permanece,
causará o desligamento também do alimentador a montante da linha
RESERVA, e, se houve o religamento do circuito PREFERENCIAL, o
sistema entrará em um ciclo de comutações;
para evitar esta situação, o sistema de apoio monitora a tensão da linha para
qual foi transferida a alimentação da carga durante o tempo ajustável “tempo
de falta não detectada”.Se falta tensão de alimentação durante este intervalo
de tempo, entende-se que existe uma falha na instalação, como descrito
anteriormente, e o sistema abre o interruptor de alimentação, bloqueia o
automatismo e emite alarme de “FALTA NÃO DETECTADA”;
para restabelecer o automatismo, deve-se primeiro repor o alarme de falta
não detectada.
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3) Bloqueio Automático de Transferência : - A Transferência Automática é
bloqueada ou vai a Modo Manual, nos seguintes casos:
a) acionando modo Manual (local ou remoto);
o interruptor manualmente estando o sistema em modo
b) manobrar
automático, o sistema emite alarme de "Manobra Exterior.";
c) se as duas linhas, PREFERENCIAL e RESERVA forem colocadas em
paralelo manualmente, o sistema também emite alarme de “acoplo de
linhas”;
d) a falha de um dos dois interruptores;
e) bateria com baixa tensão;
f) por falta não detectada (sistema de apoio);
g) por atuação da proteção (50/51, 50/51n) de um dos dois interruptores de
saída.
4) Intertravamento dos interruptores “PREFERENCIAL” E “RESERVA” : - As
manobras de transferência automática sempre são efetuadas abrindo-se o
interruptor que está fechado e, após comprovação de estado de interruptor
aberto, será fechado o interruptor que estava aberto. Normalmente, existem
intertravamentos por contato de sinalização de estado e na lógica do sistema
de transferência.
5) paralelismo dos interruptores “PREFERENCIAL” E “RESERVA”:
em uma situação em que os dois alimentadores “PREFERENCIAL” E
“RESERVA” estejam operando normalmente e por interesse / necessidade
do COD em fazer uma transferência de carga do circuito preferencial para o
circuito reserva, sem provocar uma interrupção na carga, poderá colocar
momentaneamente os dois circuitos em paralelo para que seja feito a
transferência;
esta manobra só poderá ser feita manualmente utilizando as alavancas das
chaves do circuito preferencial e reserva para executar a manobra. Este
procedimento de paralelismo não poderá ser realizado através do comando
devido ao fato do bloqueio elétrico que impede o paralelismo;
recomenda-se que o paralelismo seja executado quando somente os dois
ramais dos circuitos “preferencial e reserva” estejam derivando diretamente
de chave faca, seccionadora tripolar em rede aérea ou os referidos
alimentadores forem subterrâneo. Caso este circuitos estejam derivando de
uma chave fusível, em função da manobra, os elos fusíveis poderá não
suportar a corrente circulante.
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Obs.: Existe um conflito nas botoeiras para comando elétrico de abertura
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limpeza externa;
transferência a SF-06 similar caso o mesmo apresente baixo nível de gas no
17. CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA G&W (NTD 4.32)
como a aplicação da chave de transferência automática G&W utilizados nas redes
de distribuição da CEB-D.
Modelo 66T / 908A
Modelo 66TTT / 908C
17.1. Definição
A Chave de transferência automática G&W é um equipamento com características
elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga através de
dispositivo de comando externo ou eletricamente por comando local ou remoto, a
serem utilizadas em manobra de circuitos em redes primárias de 15 kV, no sistema
de distribuição de energia da CEB-D.
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A CEB-D adquiriu dois modelos desta chave que apresentam bastante similaridade
em seu modo de atuação. Ambos possuem entradas para dois circuitos de
alimentação em 15 kV, que serão chamados de “circuitos fonte”, sendo que a
principal diferença entre elas está na quantidade de circuitos de saída para a
alimentação das cargas, chamados de “circuitos “carga”.
Modelo 66T / 908A - Chave com dois circuitos de entrada e um de saída;
Modelo 66TT / 908B - Chave com dois circuitos de entrada e duas de saídas;
Modelo 66TTT / 908C - Chave com dois circuitos de entrada e três de saídas.
As principais características desta chave de transferência são:
Operação trifásica, sob carga;
Podem ser operadas:
Manualmente, através de dispositivo de comando externo;
Eletricamente, por comando local e por comando remoto.
Transferir a alimentação de um circuito para o outro no caso de
indisponibilidade do circuito que vinha executando essa função;
Podem ser programadas para retornar a alimentação ao “circuito fonte”
preferencial quando de sua regularização, ou permanecer alimentadas pelo
“circuito fonte” alternativo;
São chaves de manobra e automação, possuindo funções de proteção nos
circuitos de saída (“circuitos carga”);
A abertura e fechamento dos contatos internos ocorrem dentro de câmaras
seladas contendo gás SF6, e a extinção de correntes de curto-circuito é
realizada em câmaras a vácuo;
É necessário que apresentem a pressão do gás SF6 dentro de determinados
limites para poder realizar as operações com segurança;
Instalada em conjunto com painéis de comando que atuam sobre os
“circuitos fonte”, e um painel de comando para cada um dos (“circuitos
carga”);
Não devem ser instaladas em locais sujeitos à inundações, pois apesar dos
terminais das chaves de abertura e fechamento dos circuitos estarem em
cuba hermeticamente fechada, os terminais dos cabos de 15 kV não contam
com essa proteção.
O gás isolante SF6 (Hexafluoreto de Enxofre) tem como principais características:
Ótima atuação como isolante e na extinção de arcos elétricos;
É transparente, não inflamável;
Embora o SF6 seja um gás não tóxico, a formação e extinção de arcos
dentro das câmaras com SF6 podem provocar o aparecimento de produtos
potencialmente tóxicos, tanto na forma gasosa quanto na forma de finas
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partículas. Portanto, para todos os efeitos considerar o SF6 como um
componente tóxico, principalmente se for manuseado em um ambiente
fechado,
É mais pesado que o ar, e os trabalhos com o mesmo em ambientes
fechados exigem cuidados especiais, pois uma grande concentração do gás
pode expulsar o oxigênio do local, causando sufocamento;
Se liberado na atmosfera, contribui para o aquecimento global, sendo
recomendável o seu reaproveitamento.
Não existe, no âmbito da Empresa nenhuma chave energizada. Deve-se aguardar
no agendamento da obra, o melhor momento para discussão com o representante
da chave o treinamento de uso em campo.
Não tendo nenhuma em operação, faz-se necessário elaboração de procedimentos
para manutenção (além de instalação e operação).
É possível. Inicialmente, utilizar os procedimentos adotados para demais chaves até
conclusão ou elaboração do manual de procedimentos de manutenção !
18. CONJUNTOS CBT (NTD-3.37)
como a aplicação do conjunto de Barramento de distribuição em baixa tensão - CBT
utilizados nas redes de BT subterrânea da CEB-D Distribuição.
18.1. Definição
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O Conjunto de Barramento de Distribuição - CBT é um quadro de distribuição de
baixa tensão com funções elétricas combinadas. Sua função principal é de proteção
e distribuição de saída dos alimentadores de baixa tensão do(s) transformador(es)
das estações transformadoras, para atendimento às unidades consumidoras - UC.
Os CBT’s são providos de no mínimo 08 chaves tripolares tipo NH na saída,
abertura simultânea em carga, nas dimensões máximas de 940 X 1250 X 500 mm,
com sinalização luminosa em todas as fases indicando a queima do fusível.
tensão nominal – 380/220V;
tensão de projeto – 500V;
corrente nominal – 1800A;
corrente de Curta Duração 1 Seg – 30kA;
corrente de Crista – 52kA;
freqüência aplicada – 60hz.
permite a abertura de fusível NH com carga;
abertura é trifásica; e
permite verificar através de sinalização a queima de fusível NH.
condições de Identificação dos alimentadores de bt;
inspeção visual led´s sinalizadores dos fusíveis NH;
indicação para área de serviço caso identificação de fusível aberto para
substituição;
limpeza externa;
remarcação de identificação dos circuitos de bt;
substituição conectores;
substituição de conjunto de base caso de ponto carbonizado;
substituição programada do equipamento por similar.
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Consiste na substituição do equipamento por similar.
19.
BARRAMENTO MÚLTIPLO ISOLADO – BMI ( NTD-4.21)
como a aplicação do conjunto de Barramento Múltiplo Isolado – BMI, utilizados nas
redes de BT subterrânea da CEB-D.
BMI
19.1. Definição
O Conjunto de Barramento Múltiplo Isolado – BMI é um dispositivo para conexão nas
redes de BT, do sistema subterrâneo da CEB, isolado, preenchido com gel, para
aplicações submersíveis na tensão 0,6/1 kV.
tensão Nominal de Operação – 0,6/1(kV);
corrente Nominal – 525(A);
freqüência Nominal – 60(Hz);
tipo de Condutor – Cobre ou Alumínio;
faixa de Utilização de Cabos – 4 a 185 (mm²).
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Para conexão junto ao BMI, será necessário destravar a tampa de acesso ao
parafuso da derivação, utilizando chave allen apropriada, desatarraxar o parafuso,
inserir o cabo na derivação, executar o reaperto do parafuso e fechar a tampa de
acesso ao parafuso.
19.4. Características da Manutenção
Trata-se de um dispositivo de derivação (conexão) de BT, para tanto, é necessário
inspeção preditiva, localizando ponto quente ou ponto de carbonização, deverá
planejar sua substituição imediata.
20.
ARRANJOS RADIAIS
20.1. Definição
É utilizado pela CEB-D no atendimento a unidades consumidoras, em tensão
secundária de distribuição, em áreas de fornecimento pelo sistema aéreo, mas que
por conveniência técnica, questões estéticas ou de ordem ambiental, a rede aérea
se torna inviável.
Pode ainda ser utilizado para atender unidades consumidoras, em tensão
secundária, em edificações com elevadas demandas, situadas em regiões supridas
pelo sistema aéreo. Enquadram-se neste contexto os centros comerciais e shopping
centers.
É composto basicamente de ramal primário subterrâneo, derivado de rede de
distribuição aérea, estação transformadora e rede de BT. No caso de shopping
centers ou outras cargas de maior porte, que requeiram contingência superior
àquela proporcionada pela rede aérea radial, as instalações podem ser alimentadas
a partir de duas fontes distintas formadas por dois circuitos aéreos provenientes de
uma mesma fonte supridora ou de fontes supridoras diferentes; nestes casos, um
dos lados da alimentação deve permanecer normalmente aberto, mediante chave
reversora com intertravamento mecânico.
20.2. Configurações dos Arranjos Radiais
São apresentadas a seguir as diversas configurações dos arranjos radiais de
estações transformadoras instaladas no sistema elétrico da CEB-D:
a) Arranjo radial I: operação de SE com alimentação radial de AT através de
rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kVA, sem recurso de
manobra através da BT;
b) Arranjo radial II: operação de SE com alimentação radial de AT através de
rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kVA, com recurso de
manobra através da BT;
c) Arranjo radial III: operação de SE com alimentação radial de AT através de
rede subterrânea com um transformador de 500 ou 1000 kVA, com recurso
de manobra através da BT.
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20.3. Componentes Elétricos para os Três Arranjos
São apresentados a seguir os diversos componentes elétricos dos arranjos radiais
de estações transformadoras instaladas no sistema subterrâneo da CEB-D:
a) Arranjo radial I : Ramal subterrâneo de 13,8 kV, derivando de um
circuito de rede aérea para atender uma estação transformadora.
01 chave fusível instalada na rede aérea de AT;
01 ramal de AT em rede subterrânea;
01 chave seccionadora sob carga de AT;
01 transformador (500 ou 1000) kVA;
01 disjuntor de BT;
01 chave seccionadora sob carga de BT;
01 armário de BT (composto de bases, fusíveis e ramais de ligação de BT);
bases e fusíveis de BT;
ramais de ligação de BT.
b) Arranjo radial II: Ramal subterrâneo de 13,8 kV, derivando de um
circuito de rede aérea para atender uma estação transformadora, porem
com recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente.
(Ex: QI’s do GUARÁ I)
01 chave fusível instalada na rede aérea de AT;
01 disjuntor de BT;
01 armário de BT (composto de bases, fusíveis e ramais de ligação de BT),
interligado aos conjuntos de manobras das SE’s adjacentes
c) arranjo radial III: Ramal subterrâneo de 13,8 kV, derivando de um
circuito de rede subterrânea para atender uma estação transformadora,
porém com recurso pela BT em anel, proveniente de estação
transformadora adjacente. (Ex: Quadras da 715 a 702 e 516 a 502 sul
PARALELOS)
01 disjuntor de BT;
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01 armário de BT (composto de bases, fusíveis e ramais de ligação de BT),
interligado aos conjuntos de manobras das SE’s adjacentes
bases e fusíveis de BT (circuitos paralelos);
Armário de BT
20.4. Manobras Similares que se Aplicam aos Arranjos Radiais
São apresentadas a seguir as diversas manobras que são similares e aplicam-se
aos arranjos radiais de estações transformadoras instaladas no sistema subterrâneo
da CEB-D:
20.4.1. Manobras similares que se aplicam aos arranjos radiais I, II e III
20.4.1.1. Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais
consumidor, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora
As manobras têm que ser realizadas conforme ordenadas a seguir:
2) verificar o número de circuitos de BT que compõem o ramal de ligação, na
alimentação da UC (unidade consumidora) que se quer desligar;
3) comunicar ao consumidor o desligamento;
4) confirmar e anotar no QGD (quadro geral de distribuição) de entrada da
unidade consumidora, a sequência de fases, se horário ou anti-horário;
5) proceder ao desligamento da carga pelo lado do cliente. Se necessário,
desligar as cargas dos quadros parciais da UC, para redução do
carregamento no QGD;
6) utilizar multímetro;
7) operar (retirar) no Armário de BT, os fusíveis NH do ramal de ligação da UC;
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8) sinalizar os pontos de manobra, primeiramente na carga e posteriormente na
fonte. Utilizar plaqueta de sinalização “NÃO OPERE”.
20.4.1.2. Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais
2) comunicar ao consumidor que ele será religado;
3) instalar fusíveis NH, primeiro no lado da fonte;
4) se tratar de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase,
proceder ao faseamento no lado da carga;
5) confirmar sequência de fases, adequando-a a condição original, e confirmar
grandezas elétricas;
6) verificar as condições dos quadros parciais da UC e se necessário religá-los;
7) retirar a sinalização no lado da carga e no lado da fonte, depois de
concluídas as operações anteriormente descritas.
20.4.2. Manobras similares que se aplicam aos arranjos radiais II e III
20.4.2.1. Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais
consumidor, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT,
proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada
com o cabo tronco energizado)
2) identificar na caixa subterrânea o ramal de ligação que deriva para a UC e
que se quer isolar;
3) para serviços em caixa subterrânea, proceder a instalação do resgate
subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e
retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em
5) se tratar de ramal de ligação trifásico, confirmar a sequência de fases no
QGD (quadro geral de distribuição) de entrada da UC, e anotar no armário
do QGD;
6) operar (retirar fusível ou desligar disjuntor) no QGD de entrada da UC;
7) sinalizar adequadamente o QGD;
8) na caixa subterrânea, proceder a desconexão do ramal de ligação do cabo
tronco e recompor a isolação do cabo tronco;
9) sinalizar adequadamente o ramal que foi desligado.
10) utilizar plaqueta de sinalização “NÃO OPERE”
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20.4.2.2. Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais
consumidor, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT,
3) confirmar que as bases NH ou o disjuntor do QGD da UC encontra-se
desligado e sinalizado;
4) para serviços em caixa subterrânea, proceder a instalação do resgate
subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e
retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço
confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a
implantação da NR33).
5) na caixa subterrânea que deriva para a UC, proceder as conexões ao cabo
tronco de BT;
6) no QGD da UC, verificar a sequência de fases adequando-a a condição
original, conforme anotado quando do desligamento;
7) religar a UC e confirmar as grandezas elétricas;
8) retirar a sinalização nos lados da carga e da fonte.
20.4.2.3. Operação para isolar o tronco subterrâneo de BT que serve de
recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente (circuitos
paralelos)
1) estando com a PRM em mãos com todas as Estação Transformadoras que
passam os circuitos que serão manobrados sob a coordenação do COD.
3) verificar o número de unidades consumidoras ligadas diretamente ao tronco
subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT, proveniente de estação
transformadora adjacente;
4) comunicar aos consumidores, que serão atingidos, o desligamento;
5) confirmar, em uma unidade consumidora qualquer, alimentada pelo tronco
subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT(circuito paralelo) e que
será isolado, a sequência de fases original;
atendimento às unidades consumidoras envolvidas. Caso, no momento do
desligamento, a carga suprida esteja situada em valores que comprometam
a segurança do operador, reduzir o carregamento do circuito tronco de BT
operando o desligamento de algumas unidades consumidoras, a partir da
proteção geral de entrada de cada uma delas;
atendimento às unidades consumidoras envolvidas observando que Nos
armários tipo CBT que existe câmara de extinção a operação de abertura e
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fechamento será simultânea das três fases não é preciso retirar carga,
porém no barramento convencional Deve-se antes de retirar os fusíveis NH,
que seja desligado o disjuntor CS da ET que alimenta o circuito paralelo para
retirar os fusíveis individual utilizando o punho saca fusíveis.
8) sinalizar com plaqueta de sinalização “NÃO OPERE” na estação
transformadora em que foi desligado o tronco subterrâneo de BT.
Posteriormente, sinalizar com plaqueta de sinalização “NÃO OPERE”, na
estação transformadora adjacente (NA), para que não ocorra energização
acidental;
20.4.2.4. Operação para religar o tronco subterrâneo de BT que serve de
recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente
1) na estação transformadora que alimenta, como recurso, o tronco
subterrâneo que se quer religar (NA) retirar a sinalização e religar os
condutores de BT;
2) na estação transformadora, que alimenta preferencialmente o tronco
subterrâneo de BT, verificar o correto faseamento entre uma e outra fonte,
com a tensão de retorno pela estação transformadora adjacente, conforme
item anterior;
3) confirmado o faseamento, fechar o circuito pela estação transformadora que
alimenta preferencialmente o tronco subterrâneo que se quer religar;
4) proceder ao religamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de
atendimento às unidades consumidoras envolvidas observando que Nos
armários tipo CBT que existe câmara de extinção a operação de abertura e
fechamento será simultânea das três fases não é preciso retirar carga,
porém no barramento convencional Deve-se antes de colocar os fusíveis
NH, que seja desligado o disjuntor CS da ET que alimenta o circuito paralelo
para colocar os fusíveis individual utilizando o punho saca fusíveis.
5) na estação transformadora adjacente que opera NA com o tronco
subterrâneo de BT que se quer religar, desligar os condutores envolvidos,
operação inversa ao descrito no item 1;
6) na unidade consumidora em que foi registrada a seqüência de fases (item
20.4.2.3.) verificar a sequência de fases, confrontando-a com o registro
anterior. Verificar também o sentido de rotação em outras unidades
consumidoras, onde os serviços realizados assim o exijam;
7) proceder à religação das unidades consumidoras, caso algumas delas
tenham sido desligadas para possibilitar a manobra no tronco subterrâneo
de BT, conforme descrito em 20.4.2.3).
20.4.2.5. Operação para isolar o armário de BT
1) equipar com EPI´s e EPC´s adequados a atividade
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passam os circuitos que serão manobrados sob a coordenação do COD.
3) transferir as cargas ligadas aos cabos-troncos que tem fornecimento
preferencial pela estação transformadora cujo conjunto de manobra se quer
isolar, para as estações transformadoras adjacentes. Para tal, obedecer a
sequência:
4) verificar se ha tensão nos dois polos da base NH,fazer o teste de
continuidade no fusivél tipo NH,e fazer o faseamento entres os dois polos.
Em seguida fazer o fechamento dos fusiveis interligando a BT com a
estação transformadoras adjacente.
5) e em seguida desligar o paralelo na estação transformadora cujo conjunto
de manobra se quer isolar;
6) abrir o disjuntor de BT correspondente ao conjunto de manobra se quer
isolar;
7) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação
transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou abrir a chave
seccionadora que alimenta a estação transformadora (procedimento para o
arranjo radial III), cujo transformador se quer isolar;
8) sinalizar a chave seccionadora no radial II colocar bandeirola de
sinalização e no radial III colocar cadeado do manobreiro
9) isolar os pontos vivos dos cabos troncos provenientes das estações
transformadoras adjacentes conectadas as bases NH, cujas cargas foram
transferidas para as estações transformadoras adjacentes;
10) testar a ausência de tensão nos diversos pontos do conjunto de manobra, e
liberar para equipe que ira trabalhar através de cartão ou LPT aterrar e
sinalizar.
20.4.2.6. Operação para religar o Armário de BT
passam os circuitos que serão manobrados sob a coordenação do COD;
3) Sinalizar a chave seccionadora dos arranjos radiais I e II, colocar
bandeirola de sinalização e no arranjo radial III, colocar cadeado de
manobra;
4) retirar aterramento do conjunto de manobra que se quer religar;
5) retirar a proteção isolante dos pontos vivos dos cabos troncos que
interligam com as estações transformadoras adjacentes;
6) fechar a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação
transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou fechar a chave
arranjo radial III);
7) verificar se ha tensão nos dois polos da base NH,fazer o teste de
continuidade no fusivél tipo NH,e fazer o faseamento entres os dois polos.
8)
9)
10)
11)
12)
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Em seguida fazer o fechamento dos fusiveis interligando a BT com a
estação transformadoras adjacente.
fechar o disjuntor de proteção do conjunto de manobra que se quer religar;
verificar as grandezas elétricas (tensão e corrente) do conjunto de
manobra;
verificar faseamento entre o conjunto de manobra religado e as chegadas
dos cabos troncos provenientes das estações transformadoras adjacentes;
retornar à configuração original para os cabos troncos, nas posições NA e
NF do conjunto de manobra que se quer religar. Para tal, obedecer a
sequência: primeiro religar os cabos troncos no barramento do conjunto de
manobra que se esta religando e em seguida, desligar a alimentação
provisória pelas estações transformadoras adjacentes, retornando a
configuração original;
retirar sinalização nos pontos que foram manobrados nas estações
transformadoras adjacentes.
20.4.2.7. Operação para isolar o transformador
1) transferir as cargas ligadas ao conjunto de manobra alimentado pelo
transformador que se quer isolar, incluindo as cargas ligadas aos cabos
troncos, para as estações transformadoras adjacentes;
2) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora cujo transformador se
quer isolar;
transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou abrir a chave
arranjo radial III) cujo transformador se quer isolar;
4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra, aterrar e sinalizar.
20.4.2.8. Operação para religar o transformador
1) retirar a sinalização e aterramento nos pontos de manobra;
transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou fechar a chave
arranjo radial III);
3) confirmar o faseamento no disjuntor de BT que protege o conjunto de
manobra alimentado pelo transformador que se quer religar, comparando a
tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de saída nos
bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de
alimentação do conjunto de manobra;
4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora;
5) retornar à configuração original para os cabos troncos, nas posições NA e
NF do conjunto de manobra que se quer religar. Obedecer à seguinte
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sequencia: primeiro religar os cabos troncos no barramento do conjunto de
manobra que esta sendo religado, em seguida, desligar a alimentação
provisória pelas estações transformadoras adjacentes, retornando à
configuração original.
21. ARRANJO RADIAL I
Operação de SE com alimentação radial de AT através de rede aérea com um
transformador de 500 ou 1000 kVA, sem recurso de manobra através da BT.
(Desenho 1)
21.1. Componentes Elétricos
Os componentes elétricos deste arranjo são os constantes no subitem 20.3._a).
21.2. Manobras
21.2.1. Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais
consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora
As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem 20.4.1.
21.2.2. Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais
As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem 20.4.1.2.
21.2.3. Operação para isolar o Armário de BT
1) abrir o disjuntor de BT da SE;
2) abrir a chave seccionadora de AT se houver;
transformadora;
4) testar a ausência de tensão e sinalizar o conjunto de manobra;
5) aterrar conjunto de manobra.
21.2.4. Operação para religar o Armário de BT
1) retirar o aterramento nos pontos de manobra e posteriormente a sinalização;
transformadora;
3) fechar a chave seccionadora de AT se houver;
4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora
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21.2.5. Operação para isolar o transformador
1) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora;
transformadora;
21.2.6. Operação para religar o transformador
1) retirar o aterramento nos pontos de manobra e posteriormente a sinalização;
transformadora;
4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora.
21.2.7. Operação para isolar o ramal subterrâneo de AT
1) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora;
transformadora;
4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra, sinalizar e aterrar.
21.2.8. Operação para religar o ramal subterrâneo de AT
1) retirar sinalização e aterramento nos pontos de manobra;
transformadora;
4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora.
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DESENHO 1 - ARRANJO RADIAL I
Estação transformadora com alimentação radial de AT através de rede aérea com
um transformador de 500 ou 1000 kVA, sem recurso de manobra através da BT
1 - Chave fusível em Rede Aérea
2 - Ramal de AT em Rede Subterrânea
3 - Chave seccionadora sob carga – AT
4 - Transformador de 500 ou 1000 KVA
5 - Disjuntor de BT
6 - Armário de BT
7 - Bases e fusíveis NH de BT
8 - Ramais de ligações de BT
22. ARRANJO RADIAL II
Operação de SE com alimentação radial de AT através de rede aérea com um
transformador de 500 ou 1000 kVA, com recurso de manobra através da BT.
(desenho 2)
22.1. Componentes Elétricos.
Os componentes elétricos deste arranjo são os constantes no subitem 20.3. b.
22.2. Manobras
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consumidores, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT,
22.2.5. Operação para isolar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso
pela BT proveniente de estação transformadora adjacente
22.2.6. Operação para religar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso
22.2.11. Operação para isolar o ramal subterrâneo de AT
1) transferir as cargas ligadas ao conjunto de manobra, alimentadas a partir do
ramal subterrâneo de AT que se quer isolar, incluindo as cargas ligadas
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diretamente aos cabos-troncos, para as estações transformadoras
adjacentes;
2) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora cujo ramal subterrâneo de
AT se quer isolar;
3) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a respectiva
estação transformadora;
2) fechar chave fusível de proteção do ramal de ligação, na rede aérea que
alimenta a estação transformadora;
3) checar o faseamento no disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra
alimentado a partir do ramal subterrâneo de AT que se quer religar,
comparando a tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de
saída dos bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de
4) Fechar disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra.
DESENHO 2 - ARRANJO RADIAL II
Estação transformadora com alimentação radial de AT através de rede aérea com
um transformador de 500 ou 1000 kva, com recurso de manobra através da BT.
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1 - Chave fusível em Rede Aérea
2 - Ramal de AT em Rede Subterrânea
3 - Chave seccionadora sob carga – AT
4 - Transformador de 500 ou 1000 KVA
5 - Disjuntor de BT
6 - Armário de BT interligado aos conjuntos de manobras das
Estações Transformadoras adjacentes
7 - Bases e fusíveis NH de BT
8 - Ramais de ligações de BT
9 - Recurso de BT das Estações Transformadoras adjacentes
23. ARRANJO RADIAL III
Operação de estação transformadora com alimentação radial de AT através de rede
subterrânea com um transformador de 500 ou 1000 kVA, com recurso de manobra
através da BT. (Desenho 3)
23.1. Componentes Elétricos
Os componentes elétricos deste arranjo são os constantes no subitem 20.3.
23.2. Manobras
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pela BT proveniente de estação transformadora adjacente.
23.2.11. Operação para isolar o ramal ou o circuito tronco subterrâneo de AT
1) transferir toda a carga secundaria que esta no circuito de AT correspondente
ao ramal primário que será desligado, para as estações transformadoras
adjacentes alimentadas através de outros circuitos. Procede-se ligando os
paralelos NA nas estações transformadoras adjacentes, que passam a
alimentar tanto as cargas ligadas aos troncos secundários, quanto às cargas
ligadas a partir dos conjuntos de manobra correspondentes ao circuito
primário cujo ramal se deseja isolar;
2) abrir, em primeiro lugar, os disjuntores de BT que protegem os conjuntos de
manobras alimentados a partir do circuito primário cujo ramal primário se
deseja isolar. Em seguida à abertura de cada disjuntor desligado, procedese à abertura da chave seccionadora primária correspondente, até completar
a operação em todas as estações transformadoras envolvidas na manobra;
3) desligar e desacoplar o disjuntor de AT do circuito de AT correspondente ao
ramal subterrâneo que será isolado;
4) verificar ausência de tensão no ponto de derivação do tronco para o ramal
que será isolado, de acordo com os seguintes procedimentos:
derivação através de CDM: proceder conforme item 24.1.1;
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derivação através de componentes desconectáveis, classe 200 Ampères:
proceder conforme item 24.3.1;
derivação através de componentes desconectáveis, classe 600 Ampères:
proceder conforme item 24.5.1;
5) recomenda-se o aterramento do circuito primário em pelo menos 02 pontos:
no primeiro ponto acessível, após o cubículo de saída do circuito
alimentador;
em um ponto intermediário, a ser definido pela equipe responsável pela
intervenção na rede.
Observação: caso o ramal primário isolado vá permanecer inoperante por um longo
período de tempo, o tronco primário poderá ser religado, bem como as subestações
a ele conectadas, excetuando aquela correspondente ao ramal que foi isolado.
Neste caso, deverão ser adotados os procedimentos necessários para a religação
do tronco primário.
23.2.12. Operação para religar o ramal ou o circuito tronco subterrâneo de AT
1) retirar sinalização e aterramento na SE de Transmissão (saída de 13.8 kV),
e ainda as caixas subterrâneas a jusante e a montante do local de trabalho,
caso o tronco tenha permanecido inoperante durante o tempo em que o
ramal primário permaneceu desligado;
2) acoplar e religar o disjuntor de AT do circuito correspondente ao ramal
subterrâneo que se quer religar;
3) retirar travamento e sinalização das chaves a óleo, dos conjuntos de
manobras e dos disjuntores de BT de todas as SE’s do circuito desligado e
fechar, nesta ordem, todos os disjuntores de BT e chaves a óleo de todas as
estações transformadoras;
4) transferir toda a carga secundaria que estava energizada através das
estações transformadoras adjacentes para a estação transformadora que se
quer religar, obedecida a configuração original NA e NF dos recursos, pelo
secundário.
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DESENHO 3 - ARRANJO RADIAL III
Estação transformadora alimentada por rede subterrânea de AT e com recurso de
manobra através da BT.
7
6
5
4
3
2
RS-1
1
RS-2
1- CDM ou Terminal Desconectavel classe 200 ou 600 A
2- Chave Primaria Seca ou a Óleo
3- Transformador 1000 ou 500 KVA
4- Disjuntor BT – 1000 ou 2000 A
5- Armário de BT interligado aos conjuntos de manobras
das Estações Transformadoras adjacentes
6- Bases e fusiveis NH de BT
7- Recurso de Manobra de BT
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24. OPERAÇÃO PARA CONEXÃO E DESCONEXÃO DE REDE SUBTERRÂNEA
DE AT UTILIZANDO CDM E DESCONECTAVEIS
São apresentadas a seguir diversas etapas de operação envolvendo a conexão e
desconexão da rede subterrânea de AT, utilizando CDM e Desconectáveis.
24.1. Operação para Isolar Circuito Alimentador e Ramal de Ligação
Conectado a uma CDM – Caixa de Derivação e Manobra
24.1.1. Operação para isolar trecho do circuito alimentador:
1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador,
providenciar a abertura da tampa frontal da caixa metálica;
2) providenciar o teste de ausência de tensão, mediante a utilização de bastão
com detector sonoro e luminoso. Descarregar eventuais cargas capacitivas
remanescentes nos condutores primários;
3) desconectar o link correspondente às muflas destinadas aos condutores do
circuito alimentador, isolando o trecho à montante ou à jusante, dependendo
da intervenção que será realizada;
4) permanecendo um ou mais pontos vivos no interior da caixa CDM após a
operação, recomenda-se a instalação de capuz isolante na ponta que
permanecerá desligada;
5) havendo conveniência operacional ou das equipes que intervêm no trecho
que permanecerá desligado, retirar o flange correspondente e instalar
tampa-cega no local;
6) conectar o link tipo reto ou U para garantir o fluxo de corrente nos pontos
que permanecerão ligados e instalar a tampa frontal da CDM.
24.1.2. Operação para isolar ramal de ligação conectado a uma CDM – caixa de
derivação e manobra:
3) desconectar os links correspondentes às muflas destinadas dos condutores
do ramal de ligação (ou dos ramais de ligação, caso sejam duas derivações
a serem isoladas), isolando o trecho à jusante;
4) instalar link reto ou tipo U, caso seja necessário dar continuidade ao circuito
primário;
5) permanecendo ligado o trecho de circuito primário durante a intervenção no
ramal de ligação, instalar capuz isolante nas pontas que permanecerem
desligadas;
6) havendo conveniência operacional ou das equipes que intervêm no trecho
que permanecerá desligado, retirar o flange correspondente e instalar
tampa-cega no local;
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7) instalar a tampa frontal da caixa CDM.
24.1.3. Componentes da CDM
Os componentes da CDM são os relacionados no item 4.
24.2. Operação para Religar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de
Ligação Conectado a uma CDM – Caixa de Derivação e Manobra
24.2.1. Operação para religar trecho do circuito alimentador conectado a uma
CDM – Caixa de Derivação e Manobra:
3) reinstalar link tipo reto ou U para dar continuidade ao circuito;
4) fechar tampa frontal da caixa CDM.
24.2.2. Operação para religar o ramal de ligação conectado a uma CDM – Caixa
de Derivação e Manobra:
3) reinstalar link tipo reto ou U para dar continuidade ao circuito;
4) fechar tampa frontal da caixa CDM.
24.3. Operação para Isolar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de
Ligação Conectado a um Componente Desconectável da Classe 200 Ampères
24.3.1. Operação para isolar trecho do circuito alimentador conectado a um
acessório desconectável da classe 200 Ampères:
providenciar o teste de ausência de tensão a partir do divisor capacitivo
existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo – TDC.
Essa operação deverá ser feita com um simples teste néon. Recomenda-se
que o teste seja feito no TDC proveniente da fonte;
2) desconectar o terminal desconectável cotovelo – TDC do barramento isolado
- BTX no ponto à jusante ou à montante, dependendo do trecho que será
submetido a uma determinada intervenção;
3) no trecho que permanecerá isolado, providenciar a instalação de um plug de
aterramento – PAT, em cada uma das três fases;
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4) no trecho que voltará a ser energizado, no caso o BTX, instalar um
receptáculo isolante blindado – RIB;
5) caso o barramento triplex BTX venha a permanecer isolado e o
desconectável tipo cotovelo – TDC, volte a ser religado, este deverá receber
a instalação de um plug isolante blindado – PIB.
24.3.2. Operação para isolar um ramal de ligação conectado a um acessório
desconectável da classe 200 Ampères:
2) identificar e desconectar o terminal desconectável cotovelo – TDC do
barramento isolado – BTX, no ponto correspondente ao ramal de ligação que
se deseja isolar;
3) instalar em cada uma das três fases do ramal de ligação isolado, um plug de
aterramento – PAT;
4) instalar no barramento triplex – BTX um receptáculo isolante blindado – RIB;
5) liberar o circuito primário para ser religado, se for o caso.
24.3.3. Componentes de um acessório desconectável da classe 200 Ampères
Os componentes de um desconectavel da classe de 200 amperes são os
relacionados no item 10
Ligação Conectado a um Componente Desconectável da classe 200 Ampères
24.4.1. Operação para religar trecho de circuito alimentador conectado a um
componente desconectável da classe 200 Ampères:
2) sacar o plug de aterramento – PAT do terminal desconectável cotovelo –
TDC que se quer religar;
3) sacar o receptáculo isolante blindado – RIB do barramento triplex – BTX;
4) instalar o TDC em sua posição original no BTX, observando a marcação
original das fases A, B e C;
5) liberar o circuito para ser religado.
24.4.2. Operação para religar um ramal de ligação conectado a um
componente desconectável da classe 200 Ampères:
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existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo – TDC
que se encontra conectado ao barramento triplex - BTX. Essa operação
deverá ser feita com um simples teste néon. Recomenda-se que o teste seja
feito no TDC proveniente da fonte;
2) sacar o receptáculo isolante blindado – RIB instalado no barramento triplex,
onde será conectado o TDC correspondente ao ramal primário que se quer
religar;
3) sacar o plug de aterramento – PAT conectado temporariamente ao TDC
correspondente ao ramal de ligação que se quer religar;
4) instalar o TDC no barramento BTX, observando a marcação original das
fases A, B e C;
5) liberar o circuito para religação.
24.5. Operação para Isolar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de
24.5.1. Operação para isolar trecho do circuito alimentador conectado a um
componente desconectável de 600 Ampères:
providenciar o teste de ausência de tensão. Duas condições podem ocorrer,
neste caso: na primeira, existindo derivação de ramal primário a partir do
conjunto desconectável, o teste pode ser feito a partir do divisor capacitivo
existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo – TDC
que se encontra acoplado ao terminal básico blindado - TBB. Na segunda
condição, o desconectável da classe 600 Ampères não possui derivação
para ramal. Daí, o teste deverá ser feito a partir do plug básico blindado –
PBI, utilizado para lacrar a peça principal deste tipo de acessório. Em ambas
as situações, a operação de teste é realizada com a utilização de um
simples teste néon;
2) feito o teste, deve ser identificado o trecho de cabo a ser isolado. O módulo
do TBB correspondente ao trecho de circuito primário a ser isolado deverá
ser desatarraxado, a partir do plug de conexão – PC, que o une a um ou dois
outros módulos TBB do conjunto;
3) feita a desconexão, o TBB correspondente ao trecho do circuito alimentador
que será isolado deverá ser lacrado, mediante a utilização de dois plug
básicos isolante – PBI, um macho e um plug fêmea;
4) o conjunto que poderá ser religado deverá receber o mesmo tratamento,
dependendo da configuração da derivação.
24.5.2. Operação para isolar um ramal de ligação conectado a um componente
desconectável de 600 Ampères:
1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador
correspondente ao ramal de ligação que se quer isolar, providenciar o teste
de ausência de tensão, a partir do divisor capacitivo existente na parte
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posterior do terminal desconectável tipo cotovelo – TDC, correspondente ao
ramal de ligação que se quer isolar;
2) feito o teste, desconectar o TDC do conjunto de acessórios da classe 600
ampères. O TDC, quando utilizado nos acessórios da classe 600 Ampères,
ele é conectado ao TBB, a partir da utilização de um plug de redução – PR,
no lugar do plug básico blindado – PBI;
3) concluída a retirada do TDC correspondente ao ramal de ligação que se
quer isolar, o mesmo deverá ser aterrado, mediante a utilização de um plug
de aterramento – PAT;
4) no conjunto de acessórios da classe 600 Ampéres, no lugar do TDC, deverá
ser instalado um receptáculo isolante blindado, componente que integra o
grupo de acessórios da classe 200 Ampères.
5) concluída esta última operação, o conjunto poderá ser liberado para
religação do circuito alimentador.
24.5.3. Componentes do acessório desconectável da classe 600 Ampères
Os componentes de um desconectável da classe de 600 amperes são os
relacionados no item 10
24.6.1. Operação para religar trecho do circuito alimentador a um componente
desconectável da classe 600 Ampéres:
1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador
correspondente ao trecho de circuito alimentador que se quer religar,
providenciar o teste de ausência de tensão. Existindo derivação de ramal
primário a partir do conjunto desconectável, o teste pode ser feito a partir do
divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo
cotovelo – TDC que se encontra acoplado ao terminal básico blindado - TBB.
Caso o desconectável da classe 600 ampères não possui derivação para
ramal, o teste deverá ser feito a partir do divisor capacitivo existente na parte
externa do PBI. A operação de teste é realizada com a utilização de um teste
néon;
2) concluído o teste, desatarraxar o conjunto desconectável, a partir do plug de
conexão – PC, para inserir o TBB correspondente ao trecho de circuito
alimentador que se quer religar;
3) recompostas todas as conexões necessárias, liberar o circuito para
religação.
24.6.2. Operação para religar o ramal de ligação a um componente
desconectável de 600 Ampères:
1) estando desenergizado e liberado o circuito primário correspondente ao
ramal de ligação que se quer religar, providenciar o teste de ausência de
tensão a ser realizado na extremidade oposta à da instalação do TDC
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correspondente ao ramal de ligação que se quer religar. O teste poderá ser
realizado a partir do PBI ou do TDC, caso exista um segundo ramal de
ligação conectado ao conjunto desconectável.
2) concluído o teste, sacar o receptáculo isolante blindado – RIB, instalado
temporariamente no conjunto;
3) sacar o plug de aterramento – PAT, instalado temporariamente no TDC do
ramal de ligação que se quer religar;
4) reinstalar o terminal desconectável tipo cotovelo – TDC e liberar o circuito
para religação.
25. ARRANJO SPOT NETWORK
É o arranjo reticulado dedicado, caracterizado como de alta confiabilidade, haja vista
a existência de redundância de alimentador e de transformador nas unidades
servidas por ele. Sua principal característica é a manutenção da continuidade do
serviço mesmo no desligamento de um dos alimentadores do conjunto ou de um dos
transformadores da estação transformadora, por falhas, defeitos e/ou conveniência
operacional. Sua adoção é recomendada no atendimento a edifícios ou grupo de
edifícios de elevada demanda individual.
25.1. Componentes elétricos:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
disjuntor primário de 13.8 kV da SE supridora;
circuito primário subterrâneo de 13.8 kV;
ramais do circuito primário subterrâneo de 13,8 kV;
caixa de Derivação e Manobra – CDM;
terminal Desconectável classe 200 e 600 Ampères;
chave seccionadora tripolar primaria para interrupção em carga;
transformador;
protetor de rede reticulada de distribuição secundaria – protetor network;
armário de BT;
25.2. Manobras
consumidor.
alimentação da unidade consumidora que se quer desligar;
3) confirmar e anotar no quadro geral de entrada da unidade consumidora, a
seqüência de fases, se horário ou anti-horário;
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desligar as cargas nos quadros parciais, para redução do carregamento no
quadro geral de distribuição;
5) operar (retirar), no Armário de BT, os fusíveis NH do ramal de ligação do
consumidor;
6) sinalizar os pontos de manobra primeiramente na carga e, posteriormente,
na fonte.
consumidor.
1)
2)
3)
4)
comunicar ao consumidor que a sua unidade consumidora será religada;
retirar a sinalização no lado da carga e no lado da fonte;
instalar fusíveis NH, primeiro no lado da fonte;
em se tratando de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase,
5) confirmar sequência de fases, adequando-a as condições originais, e
6) verificar as condições dos quadros parciais, se necessário religá-los.
1) operar todos os protetores network que estão interligados ao conjunto de
manobra a ser desligado, realizando a abertura dos mesmos posicionando
suas alavancas de manobra na posição aberto (OPEN);
2) operar todas as chaves seccionadoras tripolares primarias que atendem ao
conjunto de manobra a ser desligado, posicionando suas alavancas na
posição aberta e travá-las com cadeado;
3) testar a ausência de tensão e sinalizar os pontos de manobra;
1) retirar o aterramento no conjunto de manobra e a sinalização;
2) retirar o cadeado e fechar todas as chaves seccionadoras tripolares
primarias, que atendem ao conjunto de manobra a ser religado;
3) operar todos os protetores network que estão interligados ao conjunto de
manobra a ser religado, realizando o fechamento dos mesmos. Para
fechamento do primeiro protetor, acionar sua alavanca posicionando-a para
fechamento(CLOSE). Para os demais protetores, acionar suas alavancas
posicionando-as para fechamento na posição Automático (AUTOMATIC) e
verificar se esse entrou em operação, automaticamente:
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se positivo, considerar a tarefa como concluída;
se negativo, comunicar à mesa de operação e expedir CDI à área de
conformidade e, simultaneamente, monitorar a carga da estação
transformadora;
4) Proceder a leitura de grandezas elétricas.
1) operar o protetor network interligado ao transformador a ser desligado,
realizando a abertura do mesmo, posicionando sua alavanca de manobra na
posição aberto (OPEN);
2) operar a chave seccionadora tripolar primaria que atende ao transformador a
ser desligado, posicionando sua alavanca na posição aberta; travá-la com
cadeado;
3) em caso de protetor de fabricação WESTINGHOUSE, extrair o miolo do
mesmo (unidade disjuntora) na caixa protetora;
4) em caso de protetor GE, desatarraxar e retirar todos os botões;
5) testar a ausência de tensão e sinalizar.
1) retirar a sinalização;
2) no caso do protetor referente ao transformador a ser religado for de
fabricação WESTINGHOUSE, inserir o miolo do mesmo (unidade disjuntora)
na caixa protetora;
3) no caso do protetor referente ao transformador a ser religado for de
fabricação GE, colocar e atarraxar todos os botões;
4) retirar a sinalização, o cadeado e operar a chave seccionadora tripolar
primária que atende ao transformador a ser religado, posicionando sua
alavanca na posição fechada (close);
5) operar o protetor network interligado ao transformador a ser religado,
colocando sua alavanca na posição automática e verificar se esse entrou em
operação, automaticamente:
transformadora;
6) proceder a leitura de grandezas elétricas.
25.2.7. Operação para isolar a unidade disjuntora (miolo) do protetor
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1) operar o protetor network a ser desligado, realizando a abertura do mesmo,
posicionando sua alavanca de manobra na posição aberto (OPEN);
2) extrair a unidade disjuntora (miolo do protetor);
3) sinalizar. A sinalização deverá contemplar alerta de que o borne inferior e o
posterior da caixa do protetor permanecem energizados.
25.2.8. Operação para religar a unidade disjuntora (miolo) do protetor
1) retirar a sinalização;
2) inserir a unidade disjuntora (miolo do protetor);
3) operar a alavanca do protetor de network para a posição automática e
verificar se esse entrou em operação, automaticamente:
transformadora;
4) proceder à leitura de grandezas elétricas.
25.2.9. Operação para isolar todo o circuito primário subterrâneo
1) desligar, desacoplar e sinalizar o disjuntor e cubículo correspondente ao
circuito primário da SE supridora;
2) em cada uma das estações transformadoras atendidas pelo circuito que se
quer isolar, verificar a abertura automática do protetor network
correspondente ao circuito que se quer isolar.
3) atentar para as seguintes condições:
protetor abriu automaticamente – passar para o próximo passo da operação
(item 3);
protetor não abriu pelo automático – proceder à abertura manual, avisar a
mesa de operação e emitir CDI para a área de conformidade verificar o
problema, posteriormente;
4) posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (OPEN) e
sinalizar;
5) abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga, acopladas ao
circuito que se quer desligar. Travar as chaves na posição aberta, com
instalação de cadeados e sinalizá-las adequadamente;
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6) recomenda-se o aterramento do circuito primário em, pelo menos, dois
pontos: no primeiro ponto acessível, após o cubículo de saída do circuito
alimentador e em um ponto intermediário, a ser definido pela equipe
responsável pela intervenção na rede.
25.2.10. Operação para religar todo o circuito primário subterrâneo
1) retirar o aterramento, primeiro no ponto intermediário definido pela equipe
que trabalhou no circuito e, após, no ponto à montante do trecho trabalhado,
mais próximo do cubículo de saída do circuito alimentador;
2) retirar sinalização, acoplar e ligar o disjuntor primário da SE supridora;
3) retirar sinalização e destravar a chave seccionadora na primeira estação
transformadora alimentada, após o trecho trabalhado, e conferir o
faseamento a partir dos bornes de entrada e de saída do protetor
correspondente;
4) retirar sinalização e cadeados das demais chaves seccionadoras do circuito
que se quer religar e fechá-las;
5) simultaneamente ao fechamento de cada chave seccionadora primaria,
voltar o protetor de network correspondente à posição automática e verificar
se esse entrou em operação, automaticamente:
transformadora.
NOTA: Quando acontecer um desligamento de um circuito subterrâneo por atuação
de proteção com o circuito manobrado, e não encontrado o defeito com a utilização
de HIPOT , deverá ser feita uma manobra, fechando todas as chaves seccionadoras
primárias, permanecendo as chaves seccionadoras secundárias abertas, solicitando
ao COD para acoplar e religar o disjuntor.
25.2.11. Operação automática do protetor network
O protetor network tem sua operação normal realizada de forma automática,
devendo, portanto ser observado, conforme exposto anteriormente, o cumprimento
dessa condição. Caso confirmado a não abertura ou o não fechamento automático
do protetor network, o coordenador do COD deverá ser informado para que ele
acione o Núcleo responsável pela manutenção deste equipamento.
25.2.12. Operação para isolar trecho do circuito primário subterrâneo
Essa operação só deve ser realizada em condições especiais, quando não se pode
prescindir da inoperância do circuito alimentador como um todo, ou quando o trecho
a ser isolado permanecerá inoperante por um período de tempo superior a 24 horas.
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2) em cada uma das estações transformadoras atendidas pelo circuito que se
quer isolar, verificar a abertura automática do protetor network
correspondente ao circuito que se quer isolar;
(item 3);
4) posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (open) e sinalizar;
circuito que se quer desligar. Travar as chaves na posição aberta, com
instalação de cadeados;
6) verificar ausência de tensão na derivação, a partir da qual o trecho do tronco
será isolado, obedecendo aos seguintes procedimentos:
derivação através de CDM: proceder conforme subitem 24.1.1;
derivação através de componente desconectável, classe 200 Ampères:
proceder conforme subitem 24.3.1;
7) religar o circuito primário no trecho à montante do que foi isolado;
8) fechar as chaves seccionadoras das estações transformadoras existentes no
trecho correspondente ao tronco que foi religado. Concomitantemente à
religação de cada chave seccionadora, verificar a entrada automática do
protetor de network correspondente. Caso algum protetor não tenha aceitado
a religação automática, comunicar imediatamente a mesa de operação e
proceder a reabertura da chave correspondente.
25.2.13. Operação para religar trecho do circuito primário subterrâneo
2) em cada uma das estações transformadoras que permaneceram ligadas,
verificar a abertura automática dos respectivos protetores de network,
correspondentes ao circuito que se quer religar, plenamente;
4) protetor abriu automaticamente – passar para o próximo passo da
operação (item 3);
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5) protetor não abriu pelo automático – proceder à abertura manual, avisar a
6) nessas estações transformadoras, posicionar a alavanca dos protetores na
posição desligada (open) e sinalizar;
7) em seguida, abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga,
acopladas ao trecho do circuito que permaneceu ligado. Travar as chaves
na posição aberta, com instalação de cadeados;
8) verificar ausência de tensão na derivação, a partir da qual o trecho do
circuito primário será religado, obedecendo aos seguintes procedimentos:
derivação através de CDM: proceder conforme subitem 24.2.1
proceder conforme subitem 24.4.1
9) retirar aterramento, sinalização e religar o circuito;
10) fechar as chaves seccionadoras de todas as estações transformadoras
alimentadas pelo circuito.
11) concomitantemente à religação de cada chave seccionadora, posicionar a
alavanca dos protetores na posição automática (AUTOMATIC) e verificar a
entrada automática do protetor de network correspondente. Caso algum
protetor não tenha aceitado a religação automática, comunicar
imediatamente a mesa de operação e proceder a reabertura da chave
primária correspondente.
25.2.14. Operação para isolar ramal primário subterrâneo de uma estação
transformadora
2) em cada uma das estações transformadoras atendidas pelo circuito
correspondente ao ramal primário se quer isolar, verificar a abertura
automática do protetor network correspondente;
3) posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (open) e sinalizar;
(item 3);
circuito correspondente ao ramal primário se quer desligar. Travar as chaves
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na posição aberta, com instalação de cadeados e sinalizá-las
adequadamente;
6) isolado o circuito subterrâneo primário, passa-se à isolação do ramal
subterrâneo que se quer desligar. O mesmo poderá estar acoplado a uma
CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou 600 Ampères. Deverão
ser adotados os procedimentos a seguir:
quando acoplado a uma CDM: proceder conforme subitem 24.1.2;
quando acoplado ao desconectável de 200 ampéres: proceder conforme
subitem 24.3.2;
quando acoplado ao desconectável de 200 ampéres: proceder conforme
subitem 24.5.2;
7) religar o circuito obedecendo às sequências descritas no item 25.10,
excetuando a chave primária e o protetor correspondente ao ramal primário
que foi isolado.
25.2.15. Operação para religar ramal primário subterrâneo de uma estação
transformadora
circuito primário correspondente ao ramal primário que se quer religar, na SE
supridora;
2) verificar a abertura automática dos protetores network correspondentes a
esse circuito em todas as estações transformadoras alimentadas pelo
mesmo.
(item 3);
4) posicionar a alavanca de cada um dos protetores na posição desligada
(OPEN) e sinalizar;
circuito cujo ramal primário se quer religar. Travar as chaves na posição
aberta, com instalação de cadeados;
6) verificar ausência de tensão na derivação, a partir da qual o ramal primário
será religado, obedecendo aos seguintes procedimentos:
derivação através de CDM: proceder conforme subitem 24.2.2
derivação através de componente desconectável, classe 200 ampères:
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derivação através de componente desconectável, classe 600 ampères:
7) retirar aterramento, sinalização e religar o circuito;
8) fechar as chaves seccionadoras de todas as estações transformadoras
atendidas pelo circuito;
9) concomitantemente à religação de cada chave seccionadora, posicionar a
alavanca dos protetores na posição automática (AUTOMATIC) e verificar a
entrada automática do protetor de network correspondente. Caso algum
protetor não tenha aceitado a religação automática, comunicar
imediatamente a mesa de operação e proceder a reabertura da chave
correspondente. O protetor referente ao ramal a ser religado deverá ter a
unidade disjuntora inserida, em caso de protetor de fabricação
WESTINGHOUSE ou ter os botões recolocados e atarraxados em caso de
protetores de fabricação GE. Posicionar a alavanca do protetor na posição
automática (AUTOMATIC), objetivando seu fechamento.
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DESENHO 4 - ARRANJO SPOT NETWORK
ESTAÇÃO TRANSFORMADORA ALIMENTADA POR REDE SUBTERRÂNEA DE AT COM ARRANJO RETICULADO
DEDICADO
1 – CDM ou Terminal Desconectável classe 200 ou 600 A
2 – Chave Primária Seca ou a Óleo
3 – Transformador 500 ou 1000 KVA
4 – Protetor Network – 1200 ou 1875 A
5 – Conjunto de Manobra
6 – Base e fusível NH de BT.
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26. ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM
RECURSO PELO SECUNDÁRIO
Trata-se de arranjo subterrâneo do tipo radial onde cada estação transformadora de
uma determinada região é atendida por um circuito primário subterrâneo dentre dois
possíveis. O circuito que atende, em regime permanente, uma estação é
denominado preferencial; o segundo é denominado reserva. Uma característica
importante neste arranjo é a interrupção no fornecimento de energia elétrica às
unidades consumidoras servidas pela estação transformadora, no intervalo de tempo
em que é feita a reversão da chave primária entre os dois circuitos alimentadores.
Ainda que tal reversão se dá em um pequeno intervalo de tempo, o arranjo primário
seletivo com chave reversora, admite interrupção no fornecimento para a realização
de manobra, motivo pelo qual se recomenda prover recurso pela BT, de forma a
minorar ou eliminar tal interrupção.
26.1. Componentes Elétricos:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
chave reversora tripolar primária para manobra, sob carga, entre os dois
circuitos primários possíveis para atendimento a uma determinada carga;
transformador;
disjuntor termomagnético de BT;
Armário de BT;
26.2. Manobras
consumidores.
consumidor;
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6) Sinalizar os pontos de manobra primeiramente na carga e, posteriormente,
na fonte.
consumidor.
1) comunicar ao consumidor que sua UC será religada. Retirar a sinalização
no lado da carga e o lado da fonte;
3) em se tratando de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase,
4) confirmar seqüência de fases, adequando-a as condições originais, e
5) verificar as condições dos quadros parciais, se necessário religá-los.
1) operar o disjuntor de BT da estação transformadora;
2) operar a chave reversora de AT, posicionando a alavanca na posição aberta;
travá-la com cadeado e sinalizá-la;
3) testar a ausência de tensão e sinalizar os pontos de manobra;
1) retirar o aterramento no conjunto de manobra e a sinalização;
2) retirar a sinalização, o cadeado e fechar a chave reversora primária,
observando a posição de fechamento pelo circuito preferencial;
4) proceder a leitura de grandezas elétricas.
26.2.5. Operação para isolar o Transformador
1) operar o disjuntor de BT da estação transformadora;
2) operar a chave reversora de AT, posicionando a alavanca na posição aberta;
travá-la com cadeado e sinalizá-la;
3) testar a ausência de tensão e sinalizar;
26.2.6. Operação para religar o Transformador
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1) retirar o aterramento e sinalização, no conjunto de manobra;
2) retirar a sinalização, o cadeado e fechar a chave reversora primária,
observando a posição de fechamento, pelo circuito preferencial;
4) proceder à leitura de grandezas elétricas.
26.2.7. Operação para isolar o ramal primário preferencial de ligação de uma
estação transformadora
1) identificar todas as estações transformadoras atendidas pelo circuito
primário correspondente ao ramal de ligação primária que se quer isolar;
2) no conjunto de manobra correspondente ao ramal que se quer isolar,
verificar a seqüência de fases do barramento secundário;
3) nas estações transformadoras, proceder à reversão do circuito preferencial
para o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto
servido pelo arranjo primário seletivo;
4) concluídas as reversões, proceder à abertura do disjuntor primário de
proteção do circuito subterrâneo correspondente ao ramal primário de
ligação que se quer isolar, que deverá ser desacoplado e sinalizado;
5) isolado o circuito subterrâneo primário, passa-se à desconexão do ramal
subterrâneo que se quer isolar. O mesmo poderá estar acoplado a uma
CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou de 600 ampères. Proceder
da seguinte forma:
quando acoplado a um acessório desconectável de 200 ampères: proceder
conforme subitem 24.3.2;
quando acoplado a um acessório desconectável de 600 ampères: proceder
conforme subitem 24.5.2;
6) em caso de necessidade ou conveniência operacional, o circuito poderá ser
religado para assumir as cargas das demais estações transformadoras que
integram o conjunto.
26.2.8. Operação para religar o ramal primário preferencial de ligação de uma
1) no caso do circuito ter sido religado, conforme definido no item 26.7.,
proceder ao desligamento do circuito;
2) a partir do circuito primário correspondente ao ramal de AT que se quer
religar isolado, passa-se à conexão do ramal subterrâneo em questão. O
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mesmo poderá ser acoplado a uma CDM ou a um acessório desconectável
de 200 ou de 600 Ampères. Proceder na forma a seguir:
quando acoplado a um componente desconectável de 200 ampéres:
quando acoplado a um componente desconectável de 600 ampéres:
4) acoplar e ligar disjuntor geral de proteção do circuito primário
5) operar (fechar) chave reversora primária, correspondente ao ramal de
ligação primário que se quer religar, observando a posição original pelo
circuito preferencial. Na estação transformadora correspondente, confirmar a
seqüência de fases, antes de se energizar o barramento secundário;
6) proceder à reversão de todas as demais estações transformadoras que se
encontravam operando pelo circuito reserva, quando do desligamento do
circuito correspondente ao ramal de ligação submetido à operação. Esta
operação deverá ser feita em horário propício, de modo a não causar
maiores transtornos à população atingida pelas manobras.
26.2.9. Operação para isolar todo o circuito primário do arranjo
primário que se quer isolar;
2) em uma estação transformadora qualquer, localizada em trecho à jusante do
ponto onde o circuito primário será objeto de intervenção, e que seja
alimentada preferencialmente pelo circuito primário que se quer isolar,
verificar a seqüência de fases do barramento secundário do conjunto de
manobra correspondente;
3) em todas as estações transformadoras alimentadas preferencialmente pelo
circuito que se quer isolar, proceder à reversão do circuito preferencial para
o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto servido
pelo arranjo primário seletivo;
4) feitas as reversões, proceder à abertura do disjuntor primário de proteção do
circuito subterrâneo que se quer isolar, que deverá ser desacoplado e
sinalizado.
26.2.10. Operação para religar todo o circuito primário do arranjo
1) retirar sinalização, acoplar e religar disjuntor de proteção do circuito primário,
na subestação de transmissão;
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2) na mesma estação transformadora, reverter a ligação do circuito reserva
para o preferencial;
3) com o disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra aberto,
proceder a conferência da sequência de fases; posteriormente, fechar o
disjuntor para alimentação da carga;
4) identificar as demais estações transformadoras atendidas preferencialmente
pelo circuito que se está religando;
5) proceder ao fechamento das chaves reversoras da posição circuito reserva
para a posição circuito preferencial, em cada uma das estações
transformadoras identificadas, conforme item anterior.
Observação: Tais manobras devem ser realizadas, preferencialmente, em horário
propício a minimizar os transtornos aos consumidores servidos pelo conjunto.
26.2.11. Operação para isolar chave reversora primária de arranjo primário
seletivo sem recurso de BT
Em se tratando de operação que enseja tempo considerável de inoperância da
chave reversora que se quer isolar, a estação transformadora correspondente
deverá ser suprida, temporariamente, por um ramal subterrâneo primário, conectado
diretamente ao circuito primário alimentador e ao transformador da respectiva
estação transformadora. Outra alternativa poderá ser a alimentação temporária do
conjunto de manobra da estação transformadora atingida, mediante a instalação de
grupo gerador de capacidade compatível com a demanda requerida pela carga
atingida.
26.2.11.1. Condição de ligação de ramal primário temporário para isolar a
chave reversora primária do arranjo primário seletivo sem recurso pela BT
1) identificar, previamente, a sequência de fases do barramento secundário
do conjunto de manobra correspondente à chave reversora que se quer
isolar;
2) identificar, no ramal primário preferencial de ligação da estação
transformadora correspondente à chave reversora que será isolada, a
coloração das fases dos condutores primários que compõem o ramal;
3) providenciar a isolação do circuito primário preferencial que alimenta a
chave reversora primária que se quer isolar, cumprindo as manobras
descritas no item 26.2.9.;
4) desconectar o ramal de ligação preferencial no ponto de derivação do
circuito primário preferencial da estação transformadora cuja chave
reversora se quer isolar, obedecendo aos seguintes procedimentos:
conexão através de CDM: proceder conforme subitem 24.1.2;
conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères:
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5) desconectar a ligação entre chave reversora e o transformador, no ponto
de conexão dos condutores primários ao trafo;
6) após, conectar o ramal de ligação temporária da estação transformadora,
observando a sequência de coloração dos condutores de 15kV desde o
ponto de derivação do circuito primário, até o transformador em questão;
7) religar o circuito primário que alimenta preferencialmente a estação
transformadora cuja chave reversora se quer isolar, cumprindo as
seqüências de manobra descritas no item 26.2.10;
8) com o disjuntor de BT, de proteção do conjunto de manobra da estação
transformadora, aberto, confirmar a seqüência de fases para a ligação
provisória;
9) sinalizar a ligação provisória executada na estação transformadora e na
caixa subterrânea de derivação do ramal temporário;
10) reverter as ligações de todas as demais estações transformadoras do
conjunto, para alimentação pelo circuito preferencial da estação cuja chave
reversora se quer isolar;
11) isolar o circuito reserva correspondente a estação transformadora cuja
chave reversora se quer isolar, obedecendo a seqüência de manobras
descritas em 26.2.9;
12) concluída a isolação do circuito reserva correspondente à estação
transformadora cuja chave reversora se quer isolar, desconectar o segundo
ramal de alimentação da chave reversora que se quer isolar, obedecendo
aos seguintes procedimentos:
13) em seguida, recompor o circuito primário alimentador reserva da estação
transformadora cuja chave reversora se quer isolar, para que o mesmo
volte a operar normalmente.
Observação: Para redução do nº de manobras que provocam pequenas
interrupções nas unidades consumidoras servidas pelo arranjo, recomenda-se
manter toda a carga alimentada pelo circuito preferencial correspondente à estação
transformadora cuja chave reversora se quer isolar. O circuito reserva
correspondente à mesma estação estará apto a assumir toda a carga durante a
inoperância da chave reversora sob intervenção, exceto a própria estação
transformadora sob intervenção. Daí a recomendação de se verificar a alternativa de
utilização de grupo gerador – vide 26.2.11.2.
26.2.11.2. Condição de instalação de um grupo gerador na ligação do conjunto
de manobra alimentado a partir da chave reversora que se quer isolar
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1) identificar, previamente, a sequência de fases do barramento secundário
correspondente à chave reversora que se quer isolar;
2) abrir disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra
correspondente à chave reversora que se quer isolar;
3) conectar, às barras do barramento secundário do conjunto de manobra, os
condutores provenientes do gerador de energia elétrica, observado a
seqüência de fases obtida no item “a”;
4) providenciar a isolação do circuito primário preferencial que alimenta a
chave reversora primária que se quer isolar, cumprindo as manobras
descritas no item 26.2.9;
5) desconectar o ramal de ligação preferencial no ponto de derivação do
circuito primário preferencial da estação transformadora cuja chave
reversora se quer isolar, obedecendo aos seguintes procedimentos:
6) recompor o circuito alimentador para reassumir as cargas do conjunto por
ele servido;
7) reverter a alimentação de todas as estações transformadoras para o
segundo circuito primário do conjunto (reserva da estação transformadora
cuja chave reversora se quer isolar), que, doravante, assume todas as
estações transformadoras do conjunto;
8) providenciar a isolação do circuito primário reserva que alimenta a chave
reversora primária que se quer isolar, cumprindo as manobras descritas no
item 26.2.9;
9) desconectar o ramal de ligação reserva no ponto de derivação do circuito
primário reserva que alimenta a estação transformadora, correspondente à
chave reversora que se quer isolar; obedecendo aos seguintes
procedimentos:
10) recompor o circuito alimentador para reassumir as cargas do conjunto por
ele servido;
11) reverter as chaves reversoras das estações transformadoras servidas pelo
circuito reserva relativo à estação transformadora cuja chave reversora se
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quer isolar, excetuando esta última que se encontra desligada dos dois
alimentadores.
Observação: Recomenda-se, no entanto, caso a inoperância da chave reversora
que se quer isolar se restrinja a um curto período de tempo, que seja mantida a
alimentação de toda a carga do conjunto ligada a um único circuito primário
alimentador (no caso em foco, ao circuito preferencial da estação transformadora
cuja chave reversora se quer isolar), o que poderá reduzir o número de manobras,
quando do retorno à configuração original do conjunto.
26.2.12. Operação para religar chave reversora primária de arranjo primário
seletivo sem recurso de BT
26.2.12.1. Condição de religação, mediante a retirada de ramal primário
temporário utilizado para isolar a chave reversora primária do arranjo primário
seletivo sem recurso pela BT
1) com o circuito reserva da estação transformadora cuja chave reversora se
quer religar, à vazio, providenciar o desligamento do disjuntor geral de
proteção do mesmo, na subestação de transmissão. Desacoplar e sinalizar
o cubículo correspondente;
2) na caixa de derivação para alimentação da estação transformadora cuja
chave reversora se deseja religar, verificar ausência de tensão no
acessório desconectável ou na CDM;
3) providenciar a conexão do ramal de ligação primário reserva da estação
transformadora cuja chave reversora se quer religar, obedecendo aos
seguintes procedimentos:
4) com a chave reversora que se quer religar na posição aberta e travada,
providenciar o acoplamento do disjuntor geral de proteção do circuito
primário reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer
religar. Retirar sinalização e religar o circuito primário;
5) nas demais estações transformadoras, todas atendidas pelo circuito
preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer
religar, excetuando esta última, providenciar a reversão das respectivas
chaves reversoras para o segundo circuito primário alimentador do
conjunto;
6) concluída a manobra anterior, desligar e desacoplar o circuito primário
preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer
religar. Sinalizar o cubículo correspondente na subestação de transmissão;
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7) imediatamente à conclusão da operação anterior, na estação
transformadora cuja chave reversora se quer religar, testar ausência de
tensão no ramal de ligação temporário, nos bornes de entrada de energia
do transformador;
8) retirar o ramal de ligação temporário do transformador e instalar o ramal de
ligação proveniente da chave reversora que se quer religar, obedecendo a
condição original de entrada dos condutores isolados, obedecendo aos
seguintes procedimentos:
9) concluída a conexão, reverter a chave reversora que se quer religar para a
posição de alimentação pelo circuito reserva desta estação transformadora;
10) com o disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra desta
estação transformadora, na posição aberta, conferir a seqüência de fases.
Religar do disjuntor secundário e conferir demais grandezas elétricas;
11) Reverter as alimentações primárias de todas as estações transformadoras
do conjunto para a posição original de alimentação (preferencial e reserva).
Observação: Essa extensa seqüência de manobras poderá ser realizada por partes,
em horários propícios de modo a minimizar os transtornos causados aos
consumidores atendidos pelo conjunto.
26.2.12.2. Condição de religação, mediante a desativação do grupo gerador
utilizado na alimentação temporária do conjunto de manobra quando da
isolação da chave reversora primária
1) com o circuito reserva de alimentação da estação transformadora, cuja
chave reversora se quer religar, ligado à vazio (vide observação constante
do subitem 26.2.11.2), providenciar o seu desligamento, desacoplamento e
sinalização na subestação de transmissão;
2) na caixa de derivação deste circuito para a estação transformadora cuja
chave reversora se quer religar, testar ausência de tensão e providenciar a
conexão do ramal de ligação reserva da respectiva estação transformadora
ao circuito primário reserva, ora desligado, observando a posição original
dos condutores;
3) na subestação de transmissão, retirar sinalização, acoplar e religar o circuito
reserva da estação cuja chave reversora se quer religar;
4) em todas as demais estações transformadoras do conjunto, reverter as
respectivas chaves reversoras para alimentação pelo circuito reserva,
correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer
religar;
5) em seguida, na subestação de transmissão, desligar, desacoplar e sinalizar
cubículo correspondente a este circuito primário alimentador;
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6) na caixa de derivação dos ramais de ligação, de alimentação da estação
transformadora cuja chave reversora se quer religar, testar ausência de
tensão no circuito alimentador ora desligado e providenciar a conexão do
ramal primário a ele, obedecendo a posição original de ligação;
7) na subestação de transmissão, retirar sinalização, acoplar e religar o circuito
primário preferencial da estação cuja chave reversora se quer religar;
8) com os dois circuitos ligados, proceder a adequação, em todas as estações
transformadoras, inclusive àquela cuja chave reversora se quer religar, nas
posições originais NA e NF, sendo que na estação transformadora cuja
chave reversora se quer religar. O disjuntor secundário de proteção do
conjunto de manobra permanece aberto, uma vez que o barramento
secundário encontra-se alimentado pelo grupo gerador;
9) na estação transformadora cuja chave reversora está sendo religada,
proceder à conferência da sequência de fases a partir dos bornes de entrada
de energia elétrica do disjuntor secundário de proteção do conjunto de
manobra. Após, desligar o grupo gerador conectado ao barramento
secundário do conjunto de manobra e ligar o disjuntor secundário de
proteção do conjunto de manobra, restabelecendo o fornecimento de energia
elétrica às unidades consumidoras.
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DESENHO 5 - ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM RECUROS PELO SECUNDÁRIO
1- CDM ou Terminal Desconectavel classe 200 ou 600 A
2- Chave Reversora Primaria a Óleo
4- Disjuntor de BT – 1000 ou 2000 A
5- Conjunto de Manobra
6- Bases e Fusíveis NH de BT
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27. ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA E COM
RECURSO PELO SECUNDÁRIO
Trata-se de arranjo subterrâneo do tipo radial onde cada estação transformadora de
uma determinada região é atendida por um circuito primário subterrâneo dentre dois
possíveis. O circuito que atende, em regime permanente, uma estação é
denominada preferencial; o segundo é denominado reserva. O recurso pelo
secundário é utilizado para garantir maior flexibilidade e continuidade no
fornecimento de energia elétrica às cargas atendidas pelo conjunto. O recurso
através de rede secundária proveniente de estações transformadoras adjacentes
torna-se imprescindível quando essas são compostas de apenas um transformador.
O circuito-tronco subterrâneo ou a rede-tronco subterrânea ligada em anel deve ser
conectado a bases fusíveis NH ou a chaves seccionadoras de BT, operação sob
carga, normalmente fechada em uma determinada estação transformadora e
normalmente aberta em outra adjacente à primeira.
27.1. Componentes elétricos:
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
9)
10)
11)
12)
chave reversora tripolar primária para manobra, sob carga, entre os dois
circuitos primários possíveis para atendimento a uma determinada carga.
transformador;
disjuntor termomagnético de BT;
armário de BT;
circuito-tronco subterrâneo ou rede-tronco subterrânea ligada em anel;
ramais de ligação de BT;
27.2. Manobras
consumidor derivado do conjunto de manobra da estação transformadora
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consumidor;
6) sinalizar os pontos de manobra primeiramente na carga e, posteriormente,
na fonte.
3) em se tratando de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase,
4) confirmar sequência de fases, adequando-a a condição original, e grandezas
elétricas;
5) verificar as condições dos quadros parciais, se necessário religá-los;
6) retirar a sinalização no lado da carga e no lado da fonte, depois de
concluídas as operações anteriormente descritas.
consumidor derivado do tronco subterrâneo, ou de rede subterrânea ligada em
anel, que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora
adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco secundário energizado)
Havendo impedimento que comprometa a segurança do operador ou da equipe
encarregada do serviço o procedimento deverá ser alterado conforme o disposto nos
subitens 27.2.5 e 27.2.6.
1) identificar o ramal de ligação que se quer isolar na caixa subterrânea que
deriva para a unidade consumidora;
2) comunicar ao consumidor, o desligamento;
3) em se tratando de ramal trifásico, confirmar a sequência de fases no quadro
geral de entrada da UC e anotar no armário do quadro;
4) operar (retirar fusível ou desligar disjuntor) no quadro geral de distribuição de
energia elétrica da UC;
5) sinalizar adequadamente o QGD;
6) na caixa subterrânea, proceder à desconexão do ramal de ligação do cabo
tronco; recompor a isolação do cabo-tronco. Esta atividade é realizada com
a rede energizada;
7) sinalizar adequadamente o ramal que foi desligado.
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consumidor, derivado do tronco subterrâneo, ou de rede subterrânea ligada
em anel, que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora
adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado)
2) confirmar que as bases NH ou o disjuntor do quadro geral de energia da UC
encontra-se sinalizado e desligado;
3) na caixa subterrânea que deriva para a unidade consumidora, proceder as
conexões ao cabo-tronco de BT. Esta atividade é realizada com a rede
energizada;
4) no quadro geral de energia da UC, verificar a sequência de fases,
confrontando-a com as anotações feitas quando do desligamento;
5) religar a unidade consumidora, verificando as grandezas elétricas (tensão e
corrente);
6) retirar a sinalização nos lados da carga e da fonte.
1) verificar o número de unidades consumidoras ligadas diretamente ao tronco
subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT, proveniente de estação
transformadora adjacente;
2) comunicar aos consumidores, que serão atingidos, o desligamento;
3) confirmar, em uma unidade consumidora qualquer, alimentada pelo tronco
subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT e que será isolado, a
sequência de fases original;
atendimento às unidades consumidoras envolvidas. Caso, no momento do
desligamento, a carga suprida esteja situada em valores que comprometam
a segurança do operador, reduzir o carregamento do circuito tronco de BT
operando o desligamento de algumas unidades consumidoras, a partir da
proteção geral de entrada de cada uma delas;
5) sinalizar na estação transformadora em que foi desligado o tronco
subterrâneo de BT. Posteriormente, sinalizar, na estação transformadora
adjacente (NA), para que não ocorra energização acidental;
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1) na estação transformadora que alimenta, como recurso, o tronco
subterrâneo que se quer religar (NA) retirar a sinalização e religar os
condutores de BT;
2) na estação transformadora, que alimenta preferencialmente o tronco
subterrâneo de BT, verificar o correto faseamento entre uma e outra fonte,
com a tensão de retorno pela estação transformadora adjacente, conforme
item anterior;
3) confirmado o faseamento, fechar o circuito pela estação transformadora que
alimenta preferencialmente o tronco subterrâneo que se quer religar;
4) na estação transformadora adjacente que opera NA com o tronco
subterrâneo de BT que se quer religar, desligar os condutores envolvidos,
operação inversa ao descrito no item 1;
5) na unidade consumidora em que foi registrada a seqüência de fases (item
27.2.5) verificar a sequência de fases, confrontando-a com o registro
anterior. Verificar também o sentido de rotação em outras unidades
consumidoras, onde os serviços realizados assim o exijam;
6) proceder à religação das unidades consumidoras, caso algumas delas
tenham sido desligadas para possibilitar a manobra no tronco subterrâneo
de BT, conforme descrito em 27.2.5.
1) transferir as cargas ligadas aos circuitos-troncos ou às redes subterrâneas
ligada em anel, que têm fornecimento preferencial pela estação cujo
conjunto de manobra se quer isolar, para as estações transformadoras
adjacentes. Proceder obedecendo à sequência: ligar o paralelo com as
estações transformadoras adjacentes e, em seguida desligar o paralelo na
estação cujo conjunto de manobra se quer isolar;
2) operar (abrir) o disjuntor de BT correspondente ao conjunto de manobra que
se quer isolar;
3) posicionar a chave reversora primária correspondente ao conjunto de
manobra que se quer isolar, na posição aberta; sinalizá-la e travá-la com
cadeado;
4) isolar os pontos-vivos dos cabos-troncos, ou das redes ligadas em anel,
provenientes das estações transformadoras adjacentes, conectadas às
bases NH ou a chaves seccionadoras de BT, cujas cargas foram transferidas
para as estações adjacentes;
5) testar a ausência de tensão nos diversos pontos do conjunto de manobra,
aterrar e sinalizar.
1) retirar aterramento do conjunto de manobra que se quer religar;
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2) retirar a proteção isolante dos pontos-vivos dos cabos-troncos e das redes
ligadas em anel que interligam com as estações transformadoras
adjacentes;
3) retirar sinalização, destravar e fechar a chave reversora primária,
observando a posição original de alimentação da estação transformadora;
4) operar (fechar) disjuntor de proteção do conjunto de manobra que se quer
religar;
5) verificar grandezas elétricas (tensão e corrente) do conjunto de manobra;
6) verificar faseamento entre o conjunto de manobra religado e as chegadas
dos cabos-troncos provenientes de estações transformadoras adjacentes;
7) retornar à configuração original para os cabos-troncos e redes ligadas em
anel, nas posições NA e NF do conjunto de manobra que se quer religar.
Obedecer à seguinte seqüência: primeiro religar os cabos-troncos no
barramento do conjunto de manobra que se está religando e, em seguida,
desligar a alimentação temporária, pelas estações transformadoras
adjacentes, retornando à configuração original;
8) retirar sinalização nos pontos que foram manobrados nas estações
transformadoras adjacentes.
27.2.9. Operação para isolar o Transformador
1) transferir as cargas ligadas ao conjunto de manobra alimentado pelo
transformador que se quer isolar, incluindo as cargas ligadas aos cabostroncos ou às redes ligadas em anel, para as estações transformadoras
adjacentes;
2) operar o disjuntor de BT da estação transformadora cujo trafo se quer isolar;
3) operar chave reversora primária correspondente ao transformador que se
quer isolar, posicionando-a na posição aberta; travá-la e sinalizá-la;
4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra e sinalizar.
27.2.10. Operação para religar o Transformador
1) retirar sinalização nos pontos de manobra;
2) operar (fechar) a chave reversora primária, observando a alimentação do
trafo que se quer religar, pelo circuito primário preferencial;
3) verificar o faseamento no disjuntor de BT que protege o conjunto de
manobra alimentado pelo transformador que se quer religar, comparando a
tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de saída dos
bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de
4) operar (fechar) o disjuntor de BT da estação transformadora;
5) retornar à configuração original para os cabos-troncos e redes ligadas em
anel, nas posições NA e NF do conjunto de manobra que se quer religar.
Obedecer à seguinte sequência: primeiro religar os cabos-troncos no
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barramento do conjunto de manobra que se está religando e, em seguida,
desligar a alimentação temporária, pelas estações transformadoras
adjacentes, retornando à configuração original.
27.2.11. Operação para isolar o ramal primário preferencial de ligação de uma
primário correspondente ao ramal de ligação primária que se quer isolar;
2) nas estações transformadoras, proceder à alimentação dos respectivos
conjuntos de manobra a partir dos circuitos-troncos, ou das redes
secundárias ligadas em anel, provenientes de estações transformadoras
adjacentes atendidas pelo segundo circuito primário;
3) ainda nessas estações transformadoras, proceder à reversão do circuito
preferencial para o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do
conjunto servido pelo arranjo primário seletivo, isolando completamente o
circuito preferencial correspondente ao ramal de ligação que se quer isolar;
4) em seguida, proceder à abertura do disjuntor secundário de proteção do
conjunto de manobra correspondente à estação transformadora ligada ao
circuito alimentador primário conectado ao ramal de ligação primária que se
quer isolar;
5) após, proceder à abertura do disjuntor primário de proteção do circuito
subterrâneo correspondente ao ramal primário de ligação que se quer isolar,
que deverá ser desacoplado e sinalizado;
6) isolado o circuito subterrâneo primário, passa-se à isolação do ramal
subterrâneo que se quer desligar. O mesmo poderá estar acoplado a uma
CDM ou aos acessórios desconectáveis de 200 ou 600 Ampères, e o
isolamento do ramal obedecerá aos seguintes procedimentos:
7) em caso de necessidade ou conveniência operacional, o circuito poderá ser
religado para assumir as cargas das demais estações transformadoras que
integram o conjunto.
Esta manobra é realizada considerando-se que o circuito primário alimentador
encontra-se desligado, de acordo com o exposto no subitem 27.2.9. A partir deste
requisito, as manobras para religar o ramal subterrâneo de AT têm que ser realizada
conforme ordenadas a seguir:
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1) encontrando-se isolado o circuito subterrâneo primário, correspondente ao
ramal de ligação que se quer religar, passa-se à conexão do ramal
subterrâneo ao circuito tronco correspondente. O mesmo poderá estar
acoplado a uma CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou 600
Ampères e a religação do ramal obedecerá aos seguintes procedimentos:
Conexão através de CDM: proceder conforme subitem 24.2.2;
Conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères:
Conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères:
3) Acoplar e ligar disjuntor geral de proteção do circuito primário
4) em cada uma das estações transformadoras ligadas preferencialmente a
partir do circuito primário cujo ramal de ligação se quer religar, proceder ao
fechamento da respectiva chave reversora primária, observando a posição
original quando do desligamento da mesma;
5) na estação transformadora alimentada a partir do ramal de ligação que se
está religando, verificar o faseamento, no disjuntor de BT que protege o
conjunto de manobra alimentado a partir da chave reversora operada,
comparando a tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de
saída nos bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de
6) operar (fechar) o disjuntor de BT da estação transformadora;
7) realizadas essas operações, em todas as estações transformadoras
alimentadas temporariamente pelo circuito primário reserva, operar os
circuitos-troncos ou as redes secundárias ligadas em anel, de modo a
adequá-las à posição original “NA e NF” do conjunto atendido pelo arranjo
primário seletivo.
27.2.13. Operação para isolar o circuito primário do arranjo
primário que se quer isolar.
2) nas estações transformadoras, proceder à alimentação dos respectivos
conjuntos de manobra a partir dos circuitos troncos, ou das redes
secundárias ligadas em anel, provenientes de estações transformadoras
adjacentes, ou seja, aquelas atendidas pelo segundo circuito primário;
3) nas estações transformadoras atendidas pelo circuito primário que se quer
isolar, proceder à reversão do circuito preferencial para o reserva que,
doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto servido pelo arranjo
primário seletivo;
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4) travar e sinalizar todas as chaves reversoras manobradas e as não
manobradas, de modo a impedir o fechamento das mesmas pelo circuito
primário que foi isolado;
5) feita a operação de todas as chaves reversoras, proceder à abertura do
disjuntor primário de proteção do circuito subterrâneo que se quer isolar, que
deverá ser desacoplado e sinalizado.
27.2.14. Operação para religar o circuito primário do arranjo
As manobras têm que ser realizadas conforme ordenadas, a seguir:
1) retirar sinalização, acoplar e religar disjuntor geral de proteção do circuito
primário que se quer religar;
2) em uma estação transformadora do conjunto, posicionada à jusante do
trecho trabalhado no circuito primário que se quer religar, fechar os paralelos
do recurso pela rede secundária, alimentada pelo circuito reserva de
estações adjacentes. Abrir disjuntor de BT de proteção do conjunto de
manobra;
3) retirar travamento e sinalização da chave reversora desta estação
transformadora, alimentar o transformador correspondente pelo circuito
preferencial que se quer religar.
4) verificar faseamento a partir dos bornes do disjuntor de BT, nos pontos de
entrada e de saída do mesmo.
5) confirmado o faseamento, providenciar a reversão das demais chaves
reversoras do conjunto, observando a posição original de alimentação das
estações transformadoras pelo circuito que se está religando, pelo circuito
preferencial de cada uma;
6) nas redes-troncos ou circuitos secundários em anel, alimentados
temporariamente pelo circuito reserva, retorná-los à posição original NF e
NA do conjunto.
Observação: Recomenda-se, em se tratando de manobra programada, que a
operação de adequar as redes secundárias seja realizada em horário propício, ou
seja, de carga leve, de modo a garantir maior segurança aos responsáveis pelo
serviço.
27.2.15. Isolação e religação de chave reversora com recurso pela BT
27.2.15.1. Operação para isolar chave primária de arranjo primário seletivo com
recurso de BT
1) identificar, no ramal primário preferencial de ligação da estação
transformadora correspondente à chave reversora que será isolada, a
coloração das fases dos condutores primários que compõem o ramal;
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2) identificar o circuito primário preferencial, correspondente à chave
reversora que se quer isolar, bem como as estações transformadoras
alimentadas preferencialmente pelo circuito, identificado no item anterior;
3) em todas as estações transformadoras atendidas pelos dois circuitos
envolvidos fechar todos os recursos de BT que se encontrarem
normalmente abertos;
4) concomitantemente com o item 3 acima, iniciar a isolação do circuito
primário preferencial que alimenta a chave reversora primária que se quer
isolar, procedendo à reversão, nas estações transformadoras alimentadas
preferencialmente por este circuito, para a posição circuito preferencial da
chave a ser isolada; travar todas as chave reversoras do conjunto na nova
posição, conforme descrito anteriormente, mediante instalação de cadeado;
5) com o circuito reserva em relação à estação transformadora cuja chave
reversora se quer isolar, à vazio, providenciar sua completa isolação com a
abertura do disjuntor geral de proteção do mesmo, na estação de
transmissão; desacoplar o disjuntor e sinalizar o cubículo correspondente;
6) concluída a isolação completa do circuito reserva correspondente à chave
reversora que se quer isolar, desconectar o ramal primário reserva da
estação transformadora na caixa subterrânea de derivação do circuito
alimentador reserva, obedecendo aos seguintes procedimentos:
7) concluída a desconexão do ramal primário reserva, reativar o circuito
alimentador reserva, acoplando o disjuntor no cubículo da subestação de
transmissão, retirando a sinalização e ligando o disjuntor de proteção geral
do circuito primário em questão;
8) em seguida, em todas as estações transformadoras do conjunto,
excetuando a estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar,
destravar as respectivas chaves reversoras primárias e reverte-las do
circuito preferencial para a posição do circuito reserva, correspondente a
chave reversora que se quer isolar. O circuito reserva desta última passa a
assumir toda a carga do conjunto. Na estação transformadora cuja chave
se quer isolar, operar a chave de AT para a posição aberta e travá-la com
cadeado na nova posição de alimentação. Operar o disjuntor de BT desta
estação transformadora, colocando-o na posição aberta e sinalizá-lo;
9) com o circuito reserva da estação transformadora cuja chave reversora se
quer isolar à vazio, providenciar sua completa isolação com a abertura do
disjuntor geral de proteção do mesmo, na estação de transmissão;
desacoplar o disjuntor e sinalizar o cubículo correspondente;
10) concluída a isolação completa do circuito preferencial correspondente à
chave reversora que se quer isolar, desconectar o ramal primário
preferencial da estação transformadora na caixa subterrânea de derivação
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do circuito alimentador preferencial, obedecendo aos seguintes
procedimentos, os quais permitem a completa isolação da chave reversora:
Observação: Recomenda-se que toda a carga do conjunto permaneça ligada a um
único circuito primário, neste caso o circuito reserva em relação à chave reversora
que foi isolada, durante o período de inoperância desta, reduzindo, assim, o número
de manobras, haja vista a interligação pela BT de todas as estações
transformadoras do conjunto. Caso, no período de inoperância da chave reversora,
ocorra um defeito no circuito primário em operação, o segundo circuito primário
alimentador estará apto a receber toda a carga. Em contrapartida, haverá
interrupção no fornecimento de energia elétrica no período necessário às novas
manobras de reversão das chaves primárias.
27.2.15.2. Operação para religar chave primária de arranjo primário seletivo
com recurso de BT
1) considerando o circuito primário preferencial do conjunto, relativamente à
chave que se quer religar, completamente desligado, de acordo com o
exposto no subitem 27.2.13, deve-se providenciar a conexão do ramal de
ligação preferencial correspondente à chave reversora que se quer religar,
ao mesmo, obedecendo a sequência original de marcação das fases do
ramal e do circuito primário. A operação de conexão, dependendo do tipo
de derivação existente deverá obedecer aos seguintes procedimentos:
2) daí passa-se à energização do circuito que se encontrava desligado,
retirando a sinalização do cubículo correspondente, acoplando o disjuntor
geral e ligando o circuito em questão;
3) em seguida, toda a carga do conjunto deverá ser transferida para o circuito
preferencial, correspondente à estação transformadora cuja chave
reversora se quer religar, mediante a reversão de cada uma das chaves
reversoras do conjunto para a nova posição, inclusive a chave reversora
que se quer religar, que passa da posição aberta para a posição fechada
pelo circuito preferencial;
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4) na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, com o
disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra, ainda aberto, conferir
o faseamento entre a fonte e o retorno pelo barramento de BT, suprido pelo
recurso;
5) com o circuito reserva, correspondente à estação transformadora cuja
chave reversora se quer religar, à vazio, providenciar sua completa
isolação com a abertura do disjuntor geral de proteção do mesmo, na
estação de transmissão; desacoplar o disjuntor e sinalizar o cubículo
correspondente;
6) daí passa-se à conexão do ramal de ligação primário da estação
transformadora cuja chave reversora se quer religar ao circuito primário
reserva desta estação, obedecendo aos seguintes procedimentos:
7) concluída a conexão, o circuito reserva correspondente à estação
transformadora cuja chave reversora se quer religar deverá ser religado,
retirando a sinalização do cubículo correspondente, acoplando o disjuntor
geral e ligando o circuito em questão;
8) na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, destravar
a chave primária e posicioná-la na posição fechada pelo circuito
preferencial ora religado;
9) Ainda na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, com
o disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra, ainda aberto,
conferir o faseamento entre a fonte e o retorno pelo barramento de BT,
suprido pelo recurso, desde a inoperância da chave;
10) confirmado o faseamento, operar a chave reversora que se quer isolar para
a posição fechada para o circuito preferencial e operar (fechar) o disjuntor
de BT desta estação transformadora
11) nas demais estações transformadoras supridas originalmente pelo circuito
ora religado, destravar as respectivas chaves reversoras e operá-las para a
posição original;
12) concluído o equilíbrio das cargas entre os dois circuitos primários, deve-se
operar os recursos pelo secundário, obedecendo a configuração original
NA/NF entre cada uma das estações transformadoras que compõem o
conjunto.
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DESENHO 6 - ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E COM RECURSO PELO SECUNDÁRIO:
1- CDM ou Terminal Desconectavel classe 200 ou 600
A
2- Chave Reversora Primaria a Óleo
4- Disjuntor BT – 1000 ou 2000 A
5- Armário de BT interligado aos conjuntos de manobras
das Estações Transformadoras adjacentes
6- Bases e fusiveis NH de BT
7- Recurso de Manobra de BT
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28. CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO DO SISTEMA SUBTERRÂNEO
A distribuição subterrânea de energia elétrica requer sempre algum tipo de
redundância, dada a complexidade das manobras e o intervalo de tempo necessário
à identificação e eliminação de defeitos que ocorrem no sistema. Da mesma forma,
ela requer uma condição básica que é a segregação entre os diversos tipos de
arranjos. Assim sendo, não é recomendável que arranjos com características radiais
convivam, no fornecimento de energia elétrica a um determinado conjunto de
cargas, com arranjos reticulados, o que poderá acarretar problemas operativos e
desequilíbrios de carga entre os alimentadores envolvidos, no entanto, devido a
limitações de investimentos ou mesmo indefinições quando da ligação de novas
cargas em um conjunto, ocorre a miscigenação entre arranjos com características
bastante distintas.
Até que a CEB-D consiga segregar tal miscigenação, o que demanda tempo e
recursos financeiros consideráveis, os técnicos que realizam os programas de
manobras e os Coordenadores do COD que executam as manobras, devem ter
cuidados especiais nas suas respectivas tarefas. Tais pontos devem ser
identificados e, quando necessário, as manobras sob tais condições devem
satisfazer os requisitos dos arranjos existentes, de modo a contemplar as exigências
requeridas em cada caso, e do conjunto como um todo.
29. NOVA TECNOLOGIA X ATUALIZAÇÃO DO PRODIS 01.04
Novas tecnologias estão disponíveis no mercado de componentes para o sistema de
distribuição subterrânea, como forma de flexibilizar a operação dos diversos arranjos
possíveis, em particular o arranjo primário seletivo e o primário em anel. Como
exemplo, podemos citar a inclusão de chaves primárias de transferência de cargas,
de três e de quatro e cinco vias, já em uso, que possibilita flexibilizar o arranjo
primário seletivo que hoje dispõe de chaves reversoras e o primário totalmente
radial, com recurso pela rede secundária. Assim, a partir da inserção de novos
componentes, nas redes subterrâneas da CEB-D, o presente Procedimento
Operativo deverá ser atualizado para atender aos novos requisitos da operação.

PROCEDIMENTOS PARA OPERAÇÃO DO SISTEMA

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