Cópia não autorizada
DEZ 1993
ABNT-Associação
Brasileira de
Normas Técnicas
Sede:
Rio de Janeiro
Av. Treze de Maio, 13 - 28º andar
CEP 20003-900 - Caixa Postal 1680
Rio de Janeiro - RJ
Tel.: PABX (021) 210 -3122
Telex: (021) 34333 ABNT - BR
EndereçoTelegráfico:
NORMATÉCNICA
Copyright © 1990,
ABNT–Associação Brasileira
de Normas Técnicas
Printed in Brazil/
Impresso no Brasil
Todos os direitos reservados
NBR 7037
Recebim ento, instalação e m anutenção
de transform adores de potência em óleo
isolante m ineral
Procedimento
Origem: Projeto 03:014.08-004/1991
CB-03 - Comitê Brasileiro de Eletricidade
CE-03:014.08 - Comissão de Estudo de Recebimento, Instalação e Manutenção de
Transformadores de Potência
NBR 7037 - Acceptance, erection and maintenance of oil filled power
transformers - Procedure
Descriptors: Transformer. Oil. Mineral oil
Esta Norma substitui a NBR 7037/1981
Válida a partir de 31.01.1994
Palavras-chave: Transformador. Óleo isolante. Óleo mineral
SUMÁRIO
1 Objetivo
2 Documentos complementares
3 Definições
4 Condições específicas
ANEXO A - Retirada de amostra do óleo isolante mineral
ANEXO B - Procedimentos para enchimento com óleo
ANEXO C - Recomendações
ANEXO D - Inspeções periódicas semestrais (S) e trienais
(T)
1 Objetivo
Esta Norma fixa as condições exigíveis que o transformador deve apresentar, após a sua entrega à responsabilidade do comprador, para recebimento, instalação e
manutenção.
2 Documentos complementares
Na aplicação desta Norma é necessário consultar:
17 páginas
NBR 10576 - Guia para acompanhamento de
óleo mineral isolante de equipamentos elétricos Procedimento
CNP 18 - Resoluções 06/85 e 09/88
3 Definições
Os termos técnicos utilizados nesta Norma estão definidos na NBR 5458.
4 Condições específicas
4.1 Recebimento
4.1.1 Condições de despacho
4.1.1.1 Para o transporte, os acessórios e componen-
tes do transformador devem ser desmontados, embalados e identificados de maneira adequada, de modo a assegurar que durante o percurso não ocorram
avarias ou danos que possam alterar as condições de
projeto e desempenho.
NBR 5458 - Transformador de potência - Terminologia
NBR 7070 - Guia para amostragem de gases e óleo
em transformadores e análise dos gases livres e dissolvidos - Procedimento
4.1.1.2 Eventuais condições especiais para transporte, estabelecidas pelo comprador ou pelo fabricante,
devem ser antecipadamente informadas ao responsável pelo transporte e rigorosamente seguidas.
NBR 7274 - Interpretação da análise dos gases de
transformadores em serviço - Procedimento
4.1.2 Transporte
NBR 8840 - Guia para amostragem de líquidos isolantes - Procedimento
4.1.2.1 Sempre que possível e se as condições de peso para transporte o permitirem, os transformadores
devem ser embarcados com óleo.
Cópia não autorizada
2
NBR 7037/1993
4.1.2.2 Quando o transformador for transportado com
óleo, deve ser mantido um nível de óleo suficiente para cobrir a parte ativa, bem como assegurada uma camada de
gás seco, que possibilite a compensação da variação de
volume do óleo em função da temperatura.
Notas: a) Gás seco para efeito desta Norma significa nitrogênio ou
ar sintético com teor de água inferior ou igual a 10 ppm
por volume à pressão atmosférica, sendo que para o
nitrogênio o seu grau de pureza deve ser superior a
99,995%.
b) Esta camada deve estar sob uma pressão relativa, máxima positiva de 25 kPa, com valor-limite permitido de,
no mínimo, 15 kPa a uma temperatura de 25°C.
c) Para os efeitos desta Norma, 1 kPa = 0,01 kgf/cm2.
4.1.2.3 Quando o transformador for transportado sem
óleo, deve ser pressurizado com gás seco, mantendo-se
pressão conforme 4.1.2.2 (Nota b). Caso o transformador
seja provido de comutador(es) de derivações em carga,
o(s) alojamento(s) da(s) chave(s) comutadora(s) deve(m)
estar em comunicação com o tanque do transformador.
4.1.2.4 De modo a garantir a conservação dos valores de
pressão estabelecidos anteriormente, indicam-se:
a) quando o transformador for transportado com
óleo, deve ser instalado um manômetro que permita a verificação da pressão interna do tanque;
b) quando o transformador for transportado sem
óleo, o sistema de pressurização deve ser composto por cilindro(s) acoplado(s) ao tanque através
de dispositivos que forneçam pressão positiva constante;
c) durante o percurso e antes do recebimento, devem
ser realizadas inspeções no sistema de pressurização de gás para detecção de possíveis vazamentos;
d) com referência à alínea b), a pressão-limite inferior
da(s) garrafa(s) de suprimento do gás seco deve
ser de 2000 kPa. Atingida esta pressão, esta(s) garrafa(s) deve(m) ser substituída(s) por outra(s) de
pressão não-inferior a 16000 kPa (Pressões referidas à temperatura de 25°C).
4.1.2.5 Todos os transformadores acima de 145 kV devem
ser transportados com dispositivo para medição gráfica
de impactos. Se os valores medidos ultrapassarem os limites máximos indicados pelo fabricante, deve-se obedecer às instruções de 4.1.2.6.
4.1.2.6 As ocorrências significativas, verificadas durante
o percurso, devem ser devidamente registradas e, quando o equipamento estiver sob garantia, elas devem ser
imediatamente comunicadas ao fabricante e à companhia seguradora.
4.1.3 Local de recebimento
4.1.3.1 Sempre que possível, o transformador deve ser
descarregado diretamente sobre sua base definitiva.
4.1.3.2 Quando for necessário o descarregamento em lo-
cais provisórios, deve ser verificado se o terreno oferece
plenas condições de segurança e distribuição de esfor-
ços, bem como se o local é o mais nivelado e limpo possível. O equipamento nunca deve ser colocado em contato direto com o solo.
4.1.3.3 Quando o descarregamento for feito em locais próprios para armazenamento (almoxarifado), devem ser cumpridas as instruções específicas definidas em 4.1.7.
4.1.4 Inspeção de recebimento
Antes do descarregamento, deve ser feita, por pessoal
especializado, uma inspeção preliminar no transformador, na qual devem ser verificadas as condições externas
do transformador, acessórios e componentes quanto a
deformações, vazamentos de óleo e estado da pintura. A
lista de materiais expedida deve ser conferida. Caso sejam evidentes quaisquer danos, falta de acessórios e componentes ou indicações de tratamento inadequado durante o transporte, a companhia seguradora e o transportador devem ser comunicados.
4.1.5 Descarregamento e manuseio
4.1.5.1 Todos os serviços de descarregamento e locomoção do transformador devem ser executados e supervisionados por pessoal especializado, obedecendo-se às
normas de segurança e utilizando-se os pontos de apoio
apropriados.
4.1.5.2 O levantamento ou tração deve ser feito pelos pontos de apoio indicados nos desenhos ou instruções do fabricante, não devendo utilizar outros pontos que, se usados, possam acarretar graves danos ao transformador.
4.1.5.3 Todos os componentes e acessórios devem ser
manuseados com devido cuidado e obedecendo às instruções de 4.1.5.2.
4.1.5.4 O manuseio do transformador deve ser feito de forma planejada e cuidadosa, evitando-se movimentos bruscos ou paradas súbitas que possam causar danos. Deve
ser realizado com equipamentos e materiais adequados,
possibilitando máxima segurança ao pessoal envolvido e
ao transformador.
4.1.6 Verificações e ensaios de recebimento
4.1.6.1 Para transformador transportado sem óleo, verifi-
car a pressão do gás seco no tanque e nos cilindros de
suprimento. A sobrepressão do tanque deve ser de 5 kPa
a 30 kPa para temperaturas de 10°C a 50°C. Se a pressão
relativa do gás for “zero”, existe a possibilidade de vazamento com a conseqüente admissão de ar atmosférico. Deve-se, então, controlar o ponto de orvalho do gás
contido no tanque. Se o ponto de orvalho indicar umidade
relativa da superfície da isolação (URSI) menor que 1%,
pode-se pressupor que o transformador não foi contaminado com umidade. Valores maiores que o acima especificado indicam a necessidade de se proceder a uma
secagem completa do transformador.
4.1.6.1.1 Ainda no caso de perda de pressão do gás seco,
e quando da não-disponibilidade dos instrumentos para
as medições de teor de água no gás, deve ser feito o seguinte ensaio: encher novamente o transformador com
gás seco à pressão de 20 kPa, controlando-a através de
um manômetro, a fim de que não diminua mais que 30%
no intervalo de 1 h (isto é, a pressão não deve atingir va-
Cópia não autorizada
3
NBR 7037/1993
lores inferiores a 14 kPa). Ficando evidente com essas ou
outras verificações que não houve penetração de umidade, deve-se prosseguir a inspeção inicial.
b) comutador de derivações sem tensão; alinhamento, acionamento interno e, quando possível, folga,
pressão e encaixe dos contatos;
4.1.6.2 Para transformadores transportados com óleo e
pressão relativa do gás “zero”, fazer as análises de rigidez
dielétrica e teor de água no óleo para que se possa concluir sobre a absorção de umidade por parte do isolamento.
c) comutador de derivações em carga: conexões das
derivações para o seletor. Em casos específicos:
acionamento interno, sistema de transmissão, alojamento (cilindro) da chave comutadora e cabos de
conexão para o compartimento;
Nota: Quando se tratar de transformadores sob garantia, qualquer ocorrência deve ser comunicada ao fabricante, para
que este indique as providências a serem tomadas.
d) isolações;
4.1.6.3 Havendo necessidade de uma inspeção interna,
são indicados os procedimentos descritos em 4.1.6.3.1
a 4.1.6.3.10.
4.1.6.3.1 Recomenda-se que o transformador não deva
ser aberto em circunstâncias que possibilitem a penetração de umidade, tais como em ambientes com umidade relativa acima de 70% e existência de vento forte.
4.1.6.3.2 A temperatura do transformador deve ser, pelo
menos, igual à do ambiente. Se ela for menor, qualquer
penetração acidental do ar ambiente pode provocar condensação de umidade.
4.1.6.3.3 O transformador deve permanecer aberto pelo
menor tempo possível.
4.1.6.3.4 No caso de utilização de nitrogênio como gás pa-
e) núcleo - verificar se houve deslocamento e as condições de aterramento;
f) calços e espaçadores - fixação e deslocamentos.
Se existem calços temporários colocados para
fins de transporte, estes devem ser removidos;
g) transformador de corrente (TC) - inspecionar terminais secundários e suportes;
h) condutores de ligação às buchas - inspecionar
quanto a isolamento, sistema de fixação, contato
com partes aterradas ou de potencial diferente;
i) parafusos e contraporcas - reapertar se necessário;
j) fundo do tanque - presença de objetos desprendidos.
ra transporte, deve-se retirar o gás completamente, fazendo o vácuo até, aproximadamente, 20 kPa (150 mmHg).
4.1.7 Armazenagem
4.1.6.3.5 A quebra do vácuo deve ser feita com ar seco
4.1.7.1 Transformadores
(ver 4.1.2.2).
4.1.6.3.6 Abrir somente uma tampa de inspeção. Estabe-
lecer fluxo de ar seco no sentido tanque-ambiente, durante o tempo de inspeção, que deve ser realizada preferencialmente por uma única pessoa.
4.1.6.3.7 A pessoa que executa a inspeção deve ter roupa
adequada, estando com os bolsos vazios, e sapatos envoltos por sapatilhas.
4.1.6.3.8 As ferramentas eventualmente necessárias de-
vem ser amarradas em pontos fixos e conferidas numericamente após a inspeção.
Nota: A fonte para iluminação interna deve ser em corrente
contínua.
4.1.6.3.9 Uma outra pessoa deve permanecer no lado de
fora do transformador, nas imediações da tampa de inspeção, em contato freqüente com aquela no interior do
tanque, para auxiliá-la.
Os transformadores devem atender ao seguinte:
a) é recomendável que o transformador seja armazenado com conservador e respectiva tubulação
montados, preenchido com óleo, até o nível normal do(s) conservador(es), instalando-se o(s) secador(es) de ar com sílica-gel;
b) eventualmente, o transformador pode ser armazenado sem óleo, de acordo com as especificações
contidas em 4.1.2.3, desde que para curtos intervalos de tempo (máximo três meses) ou conforme
instruções do fabricante do transformador. Neste
caso, deve ser realizada, preferencialmente,
inspeção diária na pressão de gás, de modo a detectar vazamentos em tempo hábil e evitar penetração de umidade.
4.1.7.2 Componentes e acessórios
Os componentes e acessórios devem atender ao seguinte:
4.1.6.3.10 O inspetor no interior do tanque deve ter o má-
ximo cuidado para que nenhuma parte interna seja danificada, principalmente as partes isoladas.
4.1.6.4 Pontos para serem inspecionados, complementados com as recomendações do fabricante:
a) cabos de ligação, derivações e terminais;
a) os acessórios devem ser armazenados em locais
adequados, atendendo às recomendações e instruções do fabricante;
b) quando necessário, os radiadores devem ser armazenados pressurizados com gás seco, evitandose ainda o seu contato com o solo;
Cópia não autorizada
4
NBR 7037/1993
c) as buchas devem ser armazenadas, se possível,
em locais abrigados e secos. As buchas com núcleo em papel resina devem ser armazenadas em
estufa, ou conforme recomendações do fabricante;
d) o óleo pode ser armazenado em tambores, que devem permanecer na posição horizontal, ficando os
tampões alinhados também na horizontal e, se
possível, protegidos por lonas, evitando-se ainda
o contato com o solo.
Notas: a) As chaves comutadoras instaladas no transformador
devem seguir as mesmas orientações de armazenamento do equipamento.
b) Os resistores de aquecimento de acionamentos motorizados e caixas ou painéis de circuitos auxiliares devem ser mantidos energizados, comandados por
termostato regulado para a temperatura recomendada.
4.1.7.3 Chaves comutadoras sobressalentes
Seguir instrução do fabricante ou armazená-las imersas
em óleo.
4.2 Instalação
4.2.1 Generalidades
4.2.1.1 Antes de qualquer providência para montagem do
transformador, deve ser verificada a disponibilidade de
pessoal qualificado, assim como de equipamento e ferramentas adequados.
4.2.1.2 Não é recomendável a montagem do transformador em dias chuvosos.
4.2.1.3 Antes da montagem do transformador, deve ser
feita uma verificação, constando de:
4.2.2 Montagem do transformador
A montagem do transformador deve ser efetuada conforme as instruções específicas do fabricante. Quando da
não-disponibilidade das instruções do fabricante, é recomendável a seqüência de procedimentos discriminados
em 4.2.2.1 a 4.2.2.9. Para transformadores despachados
sem óleo, durante toda a montagem o sistema descrito
em 4.1.2.4-b) deve permanecer acoplado a fim de se estabelecer um fluxo de gás seco para fora do transformador, impedindo a penetração da umidade.
4.2.2.1 Conservador
4.2.2.1.1 Verificar se o conservador está seco e limpo inter-
namente e, caso necessário, lavá-lo com óleo limpo e preferencialmente aquecido (máximo 50°C).
4.2.2.1.2 Caso exista sistema de preservação do óleo iso-
lante no conservador (membrana ou bolsa), providenciar
sua instalação e/ou verificar sua integridade e correto funcionamento.
4.2.2.1.3 Instalar o conservador e os respectivos suportes
eventualmente existentes, bem como seu(s) indicador(es)
de nível.
Notas: a) Para o caso de transformadores recebidos com óleo ou
sem óleo, porém com conservador resistente a vácuo,
montar a tubulação de interligação entre conservador e
tampa do transformador, incluindo o relé de gás e respectivos registros.
b) Para o caso dos transformadores recebidos sem óleo e
do conservador não-resistente a vácuo, montar a tubulação conforme Nota, porém não montar relé de gás e
respectivos registros. A extremidade da tubulação do
conservador deve ser fechada com flange cego. A
extremidade da tubulação ligada à tampa do transformador pode ser utilizada para aplicação do vácuo.
4.2.2.2 Dispositivos de alívio de pressão
a) inspeção visual, principalmente quanto ao correto
nivelamento da base;
4.2.2.2.1 Tipo tubular - “tubo de explosão”
b) fixação correta do transformador, através da inspeção do dispositivo de ancoragem;
Se o transformador for sofrer vácuo posterior, este dispositivo não deve ser montado, e na abertura deve-se
colocar um flange de vedação.
c) inspeção visual, na parte externa do tanque do
transformador, a fim de constatar a não-ocorrência de danos durante o manuseio;
4.2.2.2.2 Tipo válvula
d) constatação de se os dados de placa estão compatíveis com a especificação técnica do equipamento;
e) para transformadores religáveis, constatação de
se a ligação de despacho (expedição) atende ao
especificado.
4.2.1.4 Para transformadores transportados sem óleo, devem ser verificados a pressão e o ponto de orvalho do gás.
4.2.1.5 Para transformadores transportados com óleo,
sempre que possível retirar amostra do óleo isolante para
análise em laboratório, conforme Anexo A.
Este dispositivo pode ser montado em qualquer situação.
4.2.2.3 Sistema de resfriamento
Após inspeção e eventual limpeza, montar as tubulações
e os componentes de resfriamento forçado (trocadores
de calor, bombas de circulação de óleo, etc.).
4.2.2.4 Radiadores
Os radiadores devem ser inspecionados quanto à limpeza e umidade. Caso necessário, devem ser lavados com
óleo limpo e preferencialmente aquecido (máximo 50°C).
4.2.2.5 Buchas
4.2.2.5.1 Antes da montagem, as buchas devem estar per-
4.2.1.6 Devem ser verificadas as conexões de aterramen-
to do transformador.
feitamente limpas, secas e ensaiadas quanto ao fator de
potência ou perdas dielétricas.
Cópia não autorizada
5
NBR 7037/1993
4.2.2.5.2 As juntas de vedação devem ser cuidadosamente colocadas e os seus elementos de fixação apertados, a fim de se conseguir boa estanqueidade.
calços eventualmente colocados no seletor para fins de
transporte. Verificar se o alojamento da chave comutadora foi expedido com óleo.
4.2.2.5.3 As buchas devem ser montadas uma de cada
4.2.3.1.2 Quando o comando de acionamento do comu-
vez, a fim de reduzir a possibilidade de penetração de ar
ambiente, aproveitando a abertura de inspeção para um
controle mais efetivo das ligações internas.
tador for expedido separado, cuidados especiais devem
ser tomados para que se assegure um correto acoplamento entre o comando e o comutador, de maneira a se
evitar a ligação destes componentes em posições diferentes entre si. Para tipos de comutadores externos, deve
ser verificado se o compartimento da chave comutadora
suporta vácuo, antes de se proceder a uma aplicação de
vácuo.
4.2.2.5.4 Para maior segurança durante a montagem das
buchas, devem ser utilizados os dispositivos próprios para içamento e manuseio.
4.2.2.6 Tubulações
Quando aplicável, montar as tubulações entre comutador(es) de derivações em carga e conservador, relés de
fluxo de óleo e demais tubulações porventura existentes.
4.2.3.1.3 Verificar, incluindo ajustes se necessário:
a) chave(s) comutadora(s);
4.2.2.7 Secadores de ar
b) lubrificação do mecanismo de acionamento;
Para transformadores que não sofram vácuo para enchimento com óleo, deve(m) ser instalado(s) o(s) secador(es) de ar.
c) sentido de rotação do motor de acionamento;
4.2.2.8 Providências para o processo de vácuo
e) indicadores de posição.
Para transformadores que devam ser submetidos a vácuo e que sejam providos de comutador(es) de derivações em carga, deve ser estabelecida uma interligação
entre os compartimentos das chave(s) comutadora(s) e o
tanque, bem como entre os conservadores se este for
submetido a vácuo. Deve haver igualdade de pressão nos
dois lados da bolsa ou membrana de borracha.
4.2.2.9 Enchimento com óleo
4.2.2.9.1 Deve ser realizado conforme instruções do fabri-
cante.
d) chaves-limite (fim de curso);
4.2.3.1.4 O óleo isolante utilizado deve possuir as mesmas
características do óleo do equipamento.
4.2.3.2 Acessórios
Todos os acessórios do transformador devem ser verificados antes de sua montagem, quanto à inexistência
de oxidação, partes quebradas, atritos, corrosão, etc.
Nota: A montagem de acessórios não utilizados para o processo
de vácuo e enchimento, bem como as interligações elétricas de todos os acessórios podem ser executadas durante o processo de vácuo e enchimento.
4.2.2.9.2 Na falta de instruções do fabricante, é indicado
no Anexo B um roteiro para enchimento com óleo e complementação de montagem para cada caso.
Notas: a) O óleo deve atender à especificação para o óleo novo
CNP resoluções 06/85 (Tipo A) ou 09/88 (tipo B) ou
resoluções mais recentes, dependendo do tipo de óleo
utilizado, exceto para os ensaios de teor de água e
rigidez dielétrica, que devem estar de acordo com os
valores da NBR 10576.
4.2.3.3 Relé de gás
4.2.3.3.1 Durante a montagem, deve ser verificado se a in-
clinação da tubulação do relé do gás é adequada e se a
posição da montagem do relé de gás no tocante ao sentido do fluxo de gás (transformador/conservador) está correta.
4.2.3.3.2 Verificar o correto funcionamento dos contatos
b) A análise cromatográfica (ver NBR 7070) deve atender
ao seguinte:
- oxigênio : < 5000 ppm;
- acetileno: não detectado.
4.2.2.9.3 No caso de transformadores providos de bombas de circulação de óleo, o processo de enchimento deve ser interrompido quando o nível de óleo cobrir a tubulação superior relativa às bombas, devendo estas ser acionadas por, aproximadamente, 2 h, após o que o enchimento pode ser completado.
de alarme e desligamento.
4.2.3.4 Relé de proteção do comutador
Verificar o correto funcionamento dos contatos de desligamento.
4.2.3.5 Nível do óleo
Verificar o nível do óleo nas buchas, conservador(es), bolsa(s) de termômetros, secador(es) de ar (cuba).
4.2.3.6 Desareação (sangria)
4.2.3 Cuidados recomendados durante e após a montagem
4.2.3.1 Comutador de derivações em carga
4.2.3.1.1 Deve-se ter precauções para que sejam retirados
Efetuar drenagem do ar em todos os pontos previstos (radiadores, buchas, relé de gás, tampas de inspeção, comutadores, registros, etc.), limpando criteriosamente os resíduos de óleo após o serviço.
Cópia não autorizada
6
NBR 7037/1993
4.2.3.7 Secador de ar
Prover o secador de ar com substância higroscópica (sílica-gel) seca.
4.2.3.8 Posição dos registros
Controlar a posição de todos os registros das tubulações
de preservação e resfriamento de óleo.
4.2.3.9 Indicador de temperatura
Os indicadores de temperatura e seus capilares devem
ser protegidos, evitando sua danificação durante os trabalhos subseqüentes.
4.2.3.10 Ligações de aterramento
Verificar se todas as ligações de aterramento do transformador estão corretas.
4.2.3.11 Buchas e conectores
Os conectores devem ser devidamente apertados. Verificar se os terminais para ensaio das buchas capacitivas
estão devidamente aterrados.
4.2.3.12 Vazamentos
Verificar a ocorrência de vazamentos e providenciar a sua
supressão.
4.2.4 Ensaios
É recomendável a execução dos seguintes ensaios:
a) análise do líquido isolante, conforme NBR 10576;
b) análise cromatográfica, conforme 4.2.2.9.2;
c) medição do fator de potência do transformador e
fator de potência e capacitância das buchas, se
providas de derivações capacitivas;
d) medição da resistência de isolamento do transformador e da fiação de painéis e acionamento(s) motorizado(s);
e) medição da relação de transformação em todas as
fases e posições do comutador de derivações
sem tensão. Para o comutador de derivações em
carga, deve haver medição, pelo menos, das posições extremas e centrais de todas as fases;
f) simulação da atuação de todos os dispositivos de
supervisão, proteção e sinalização; verificação do
ajuste e/ou calibração dos termômetros, e imagens térmicas;
g) medição da relação de transformação, saturação
e polaridade dos TC. Curto-circuitar e aterrar todos os secundários dos TC que não tiverem previsão de uso;
de óleo, sentido de rotação do motor de acionamentos motorizados, chaves fim de curso
elétricas, indicadores remotos de posição, comando a distância do comutador de derivações
em carga, iluminação e aquecimentos dos armários e acionamentos motorizados.
j) medição da resistência elétrica em todos os enrolamentos, em todas as fases e posições do comutador de derivações em carga.
4.2.5 Energização
4.2.5.1 Antes de sua energização, é recomendada uma
nova desareação das buchas, relé de gás, cabeçote do
comutador de derivações em carga, etc. Inspecionar todos os dispositivos de proteção e sinalização do transformador.
4.2.5.2 É importante observar que transformadores devem ser energizados após decorridas, pelo menos, 24 h
da conclusão de enchimento com óleo, ou conforme instrução do fabricante.
4.2.5.3 Ajustar e travar a posição do comutador manual,
conforme recomendado pela operação do sistema.
4.2.5.4 Todo o período de montagem, ensaios e energização, se possível, deve ser acompanhado por um supervisor do fabricante.
4.2.5.5 Se possível, o transformador deve ser energizado
inicialmente em vazio. Nessa situação, o comutador de
derivações em carga deve ser acionado em todas as derivações.
4.2.5.6 Recomenda-se efetuar análise cromatográfica do
óleo isolante, antes da energização (referência), 24 h a
36 h após a energização, dez dias e 30 dias após a energização para detecção de defeitos incipientes. Utilizar o
diagnóstico conforme NBR 7274.
4.3 Manutenção
Para os problemas típicos normalmente encontrados e
soluções recomendadas relativas à manutenção, ver Anexo C.
4.3.1 Inspeções periódicas
4.3.1.1 Registros operacionais
Os registros operacionais devem ser obtidos através das
leituras dos instrumentos indicadores, das ocorrências
extraordinárias relacionadas com o transformador, bem
como todo evento relacionado, ou não, com a operação
do sistema elétrico, que possa afetar o desempenho e/ou
características intrínsecas do equipamento. É recomendável a leitura diária dos indicadores de temperatura
(anotar temperatura ambiente) do indicador de nível de
óleo, carga e tensão do transformador.
h) verificar as tensões e isolação dos circuitos auxiliares antes de sua energização;
4.3.1.2 Termovisor
i) após energização dos painéis e acionamentos motorizados, verificar sentido de rotação dos motores dos ventiladores e das bombas de circulação
Estas inspeções devem ser realizadas periodicamente
nas subestações, objetivando principalmente detectar
aquecimento anormal nos conectores.
Cópia não autorizada
7
NBR 7037/1993
4.3.1.3 Verificação das condições do óleo isolante
4.3.3 Ensaios e verificações - periodicidade
Periodicamente são retiradas amostras e efetuados ensaios conforme Anexos A e C.
4.3.3.1 Semestralmente
4.3.1.4 Inspeções visuais
Devem ser feitas no mínimo as inspeções e verificações
mencionadas no Anexo D, desde que não se exija desligamento do transformador.
Devem ser feitas inspeções visuais periódicas, seguindose um roteiro previamente estabelecido, que deve abranger todos os pontos a serem observados, conforme Anexo D.
4.3.2 Utilização das informações
4.3.3.2 Anualmente
4.3.3.2.1 Deve ser feita uma análise no óleo isolante, através de retirada de amostras, efetuando-se os ensaios
físico-químicos prescritos no Anexo C.
4.3.2.1 Ocorrências que exigem desligamento imediato,
pois colocam o equipamento e as instalações em risco
iminente:
a) ruído interno anormal;
Nota: Pode ser conveniente alterar o período desta inspeção, em
função do tipo de construção do transformador e do local
de sua instalação.
b) vazamento significativo de óleo;
4.3.3.2.2 É recomendável ainda que a cada ano seja feita,
pelo menos, uma análise de gases dissolvidos no óleo isolante (cromatografia), conforme NBR 7274.
c) aquecimento excessivo nos conectores, observando os critérios estabelecidos para termovisão;
4.3.3.3 A cada três anos
d) relé de gás atuado;
4.3.3.3.1 Devem ser realizados os seguintes ensaios e ins-
e) sobreaquecimento de óleo ou dos enrolamentos
detectados através dos termômetros/imagens térmicas.
4.3.2.2 Ocorrências que exigem desligamento programado (que não ofereçam riscos imediatos). Estes desligamentos devem ser efetuados no menor prazo possível,
dentro das condições operativas do sistema:
a) vazamento de óleo que não oferece risco imediato
de abaixamento perigoso do nível;
b) aquecimento nos conectores, observando os critérios estabelecidos pela termovisão;
c) desnivelamento da base;
d) anormalidades constatadas nos ensaios de óleo,
obedecendo aos limites fixados na NBR 10576;
e) irregularidades no funcionamento do comutador
de derivações em carga. Neste caso, bloquear a
operação do comutador;
f) trinca ou quebra do diafragma de válvula de segurança (tubo de explosão);
g) defeitos nos acessórios de proteção e sinalização.
peções, conforme Anexo D, com desligamento do transformador:
a) fator de potência do transformador e fator de potência e capacitância das buchas, se providas de
derivações capacitivas;
b) isolamento com corrente contínua do transformador;
c) relação de transformação (ver Nota “a”);
d) resistência elétrica dos enrolamentos (ver Nota “a”).
Notas: a) Após a mudança de uma derivação do comutador sem
tensão e/ou quando da manutenção do comutador de
derivações em carga.
b) Em função do desempenho do equipamento, a periodicidade para inspeção e ensaios pode ser alterada.
4.3.3.3.2 Devem ser feitos tratamento e pintura nos pontos
necessários do transformador.
4.3.4 Transformadores reservas
Os procedimentos devem ser os mesmos recomendados
para transformadores energizados.
/ANEXOS
Cópia não autorizada
8
NBR 7037/1993
NBR 7037/1993
Cópia não autorizada
9
ANEXO A - Retirada de amostra do óleo isolante mineral
Este Anexo tem por finalidade estabelecer procedimentos mínimos para a execução, no campo, da retirada de
amostra do óleo isolante em transformadores, tambores
e outros depósitos. Para maiores detalhes, é necessário
consultar as NBR 8840 e NBR 7070.
A-1 Condições ambientais
As amostras do óleo isolante não devem ser retiradas nas
seguintes condições ambientais:
a) em dias chuvosos, de muita poeira ou de ventos
fortes;
b) quando houver umidade relativa do ar superior a
75%.
b) desbloquear o orifício superior e deixar fluir o óleo
isolante;
c) bloquear novamente o orifício superior e retirar a
pipeta;
d) o primeiro enchimento é usado para enxaguar a pipeta, e os subseqüentes devem ser transferidos
para o frasco de amostragem;
e) tampar, rotular o frasco e enviar para análise.
A-5.2 Retirada de amostra de transformadores
Proceder conforme a seguir:
A-2 Utilização e armazenamento
a) remover a proteção da válvula, se existir;
As amostras devem ser retiradas e utilizadas de modo a
evitar qualquer contaminação, devendo ficar expostas ao
ar ambiente e à luz pelo menor prazo possível, após sua
retirada. Devem ser armazenadas em compartimento escuro, isento de poeira e umidade.
b) remover, com um tecido limpo e sem fiapos, toda
sujeira e poeira visíveis da válvula;
A-3 Dispositivos de amostragem
A-3.1 Para tanques e equipamentos providos de registro
para amostragem, recomenda-se a utilização do dispositivo tipo sangria, conforme Figura 1.
A-3.2 O dispositivo recomendado para retirada de amostras em tambores, tanques e transformadores desprovidos
de registro é do tipo imersão (pipeta), conforme Figura 2.
c) abrir a válvula e deixar fluir, vigorosamente, no mínimo, três vezes o volume da tubulação;
d) adaptar o dispositivo de amostragem (ver Figura 1)
na válvula;
e) adaptar o frasco e/ou seringa no dispositivo e enchê-lo(s);
f) etiquetar/identificar a amostra e enviar para análise.
A-6 Amostragem para análise de gases dissolvidos
A-4 Recipiente de amostragem
A-4.1 Podem ser utilizados frascos de vidro, alumínio ou
plástico resistente ao óleo isolante. Recomenda-se o uso
de frasco com capacidade de 1 L, conforme Figura 1.
A-4.2 Lavar os frascos com solvente adequado (n-heptano, 1.1.1 tricloretano, álcool, etc.) que dissolva completamente o óleo isolante. A seguir, lavá-los com sabão ou detergente neutro e enxaguá-los com água corrente e água
destilada. Inverter os frascos e deixar escorrer o líquido
do seu interior. Secá-los em estufa a (105 ± 5)°C por, no mínimo, 2 h.
A-5 Procedimentos
A-5.1 Retirada de amostra de tambores
Proceder conforme a seguir:
a) bloquear o orifício superior da pipeta e então mergulhá-la até o fundo do tambor;
A-6.1 A utilização de seringas simplifica muito a retirada
de amostragem, seu transporte e sua introdução na aparelhagem de análise do laboratório.
A-6.1.1 A escolha do ponto de retirada de amostra depende da finalidade do exame. Normalmente, a amostra é
retirada da válvula de amostragem inferior mas, algumas
vezes, torna-se necessário retirá-la em pontos especiais,
como, por exemplo, quando se procura localizar uma
falha.
A-6.1.2 De qualquer forma, o ponto de retirada deve ser
escolhido onde a amostra seja representativa preferencialmente. As amostras devem ser retiradas com o
transformador em funcionamento em suas condições
normais.
Nota: Recomenda-se também o uso de seringas na amostragem
para fins de determinação do teor de água do óleo.
A-6.2 O dispositivo para retirada é o indicado em A-5.2.
10
Cópia não autorizada
NBR 7037/1993
1. conexão para o registro do equipamento
2. frasco de 1000 mL
3. seringa de 50 mL
4. tubo e tampa de cobre ou de politetrafluore tileno (Teflon)
5. tampa para frasco de 1000 mL
6. mangueira de plástico
Figura 1 - Dispositivo de amostragem
Cópia não autorizada
11
NBR 7037/1993
Figura 2 - Dispositivo para retirada de amostra
/ANEXO B
Cópia não autorizada
12
NBR 7037/1993
ANEXO B - Procedimentos para enchimento com óleo
B-1 Após o processo de vácuo (preestabelecido pelo
fabricante do transformador, quanto à duração e nível de
vácuo), proceder ao enchimento do transformador com
óleo sob vácuo, até, aproximadamente, 20 kPa (150 mmHg)
abaixo da tampa. Quebrar o vácuo entre o nível de óleo
e a tampa, com gás seco. Desmontar a mangueira da
bomba de vácuo. Montar registros e relé de gás na tubulação, abrir os registros instalados. Abrir o bujão B ou
instalar secador de ar sem a sílica-gel. Continuar o enchimento, agora preferencialmente pelo registro superior
do transformador. Efetuar o enchimento até o nível no conservador compatível com a temperatura de óleo (nível detectável pelo indicador I). Fechar o bujão B. Verificar o correto funcionamento do sistema de preservação do óleo
(bolsa ou membrana), caso aplicável (ver Figura 3).
Nota: A relação pressão x temperatura deve estar de acordo com
NBR 10576.
B-2 Após o processo de vácuo (preestabelecido pelo
fabricante, quanto à duração e nível de vácuo), proceder
ao enchimento do transformador com óleo sob vácuo,
por um dos registros do tanque. Efetuar o enchimento até
o nível adequado no conservador compatível com a temperatura do óleo. Desligar a bomba de vácuo, quebrar o
vácuo entre o nível de óleo no conservador e o topo do
conservador, com gás seco. Desconectar a mangueira de
vácuo. Fechar o flange. Instalar secador de ar. Verificar o
correto funcionamento do sistema de preservação de
óleo (bolsa ou membrana), caso aplicável (ver Figura 4).
Nota: A relação pressão x temperatura deve estar de acordo com
a NBR 10576.
B-3 Abrir o(s) registro(s) instalado(s), junto ao relé de gás.
Abrir o bujão B ou instalar o secador de ar. Efetuar o enchimento até o nível no conservador compatível com a
temperatura do óleo (nível controlável pelo indicador I).
Fechar o bujão B. Verificar o correto funcionamento do
sistema de preservação de óleo (bolsa ou membrana), caso aplicável (ver Figura 5).
Nota: A relação pressão x temperatura deve estar de acordo com
a NBR 10576.
Figura 3 - Transformador provido de gás seco e conservador não-resistente a vácuo
Cópia não autorizada
13
NBR 7037/1993
Figura 4 - Transformador provido de gás seco e conservador resistente a vácuo
Cópia não autorizada
14
NBR 7037/1993
Figura 5 - Transformador com nível rebaixado de óleo
/ANEXO C
Cópia não autorizada
15
NBR 7037/1993
ANEXO C - Recomendações
Tg a 90°C(%) ou FP
a 100ºC (%) (Fator
de perdas dielétricas
a 90°C ou a 100°C)
Rigidez
Teor de água
Acidez
TIF > 20 mN/m
a 25°C
Recomendações
A
Nenhuma
A
N
A
A
-
Regeneração ou troca do
óleo e limpeza da PA
A
Filtragem do óleo
N
Regeneração ou
troca do óleo
-
Regeneração ou
troca do óleo
A
Secagem da PA e do óleo
N
Secagem da PA e
regeneração ou troca
do óleo
N
-
Secagem da PA e
regeneração ou troca
do óleo
-
-
N
A
A
A
N
N
A
N
N
-
-
Regeneração ou
troca do óleo
Regeneração ou troca
do óleo
Notas: a) Regeneração ou troca do óleo (o que for mais econômico).
b) Regeneração = tratamento com terra Fuller = tratamento químico com meio básico (por exemplo, metassilicatos) e/ou tratamento com meio absorvente sólido (por exemplo, argilas, bauxita ou carvão ativado). O óleo assim tratado deve ser aditivado com 0,3% em massa de DBPC (dibutil terciário paracresol).
c) PA = parte ativa.
d) A = atende; N = não atende.
/ANEXO D
Cópia não autorizada
16
NBR 7037/1993
ANEXO D - Inspeções periódicas semestrais (S) e trienais (T)
Este Anexo recomenda as verificações que devem ser
feitas nas seções relacionadas em D-1 a D-13.
c) estado dos tubos capilares dos termômetros (T);
d) pintura e oxidação (S);
D-1 Buchas
e) calibração e aferição (T);
Devem ser feitas as seguintes verificações:
f) nível de óleo na bolsa (T).
a) vazamentos (S);
D-5 Sistema de ventilação
b) nível do óleo isolante (S);
c) trincas ou partes quebradas, inclusive no visor do
óleo (T);
Devem ser feitas as seguintes verificações:
d) fixação (T);
a) ventiladores, quanto a aquecimento, vibração, ruído, vedação a intempéries, fixação, pintura e oxidação (S);
e) condições e alinhamento dos centelhadores (T);
b) acionamento manual (S);
f) conectores, cabos e barramentos (T);
g) limpeza das porcelanas (T).
D-2 Tanque e radiadores
Devem ser feitas as seguintes verificações:
a) vibração do tanque e das aletas dos radiadores (S);
b) vazamentos: na tampa, nos radiadores, no comutador de derivações, nos registros e bujões de drenagem (S);
c) estado da pintura: anotar os eventuais pontos de
oxidação (S);
c) circuitos de alimentação (S);
d) pás e grades de proteção (S).
D-6 Sistema de circulação de óleo
Devem ser feitas as seguintes verificações:
a) bomba de circulação forçada de óleo, quanto a
aquecimento, ruído, vibrações, vazamento (S);
b) circuitos de comando, controle e alimentação (S);
c) indicador de fluxo (S);
d) pressostatos (S).
d) estado dos indicadores de pressão (para transformadores selados) (S);
e) todas as conexões de aterramento (tanque, neutro,
etc.) (T);
D-7 Secador de ar
Devem ser feitas as seguintes verificações:
a) estado de conservação (S);
f) bases (nivelamento, trincas, etc.) (S);
b) limpeza e nível de óleo da cuba (S);
g) posição das válvulas dos radiadores (S).
c) estado das juntas e vedação (S);
D-3 Conservador
d) condições da sílica-gel (S).
Devem ser feitas as seguintes verificações:
a) vazamento (S);
b) registro entre o conservador e o tanque, se estão
totalmente abertos (T);
Nota: A sílica-gel saturada (coloração rosa) pode ser recuperada
aquecendo-a em estufa de 80°C a 100°C, utilizando-se recipiente aberto até que sua coloração volte a azul-cobalto.
Sílica-gel contaminada com óleo deve ser substituída.
D-8 Dispositivo de alívio de pressão
c) fixação do conservador (T);
Devem ser feitas as seguintes verificações:
d) nível do óleo isolante (S).
a) tipo tubular: verificar membranas (T);
D-4 Termômetros e/ou imagens térmicas
Devem ser feitas as seguintes verificações:
a) funcionamento dos indicadores de temperatura (S);
b) valores de temperatura encontrados (anotar) (S);
b) tipo válvula: verificar funcionamento do microrruptor (T).
Nota: Para verificação do funcionamento físico da válvula, esta
deve ser desmontada e ensaiada em dispositivo apropriado.
Cópia não autorizada
17
NBR 7037/1993
D-9 Relé de gás
Devem ser feitas as seguintes verificações:
quanto a limpeza, umidade, juntas de vedação,
trincos e maçanetas, aquecimento interno, etc.
(S);
a) presença de gás no visor (S);
- motor e circuito de alimentação (S);
b) limpeza do visor (T);
- fiação (S).
c) vazamento de óleo (S);
d) juntas (S);
e) fiação (T);
Nota: As inspeções por tempo de operação ou número de comutações devem ser realizadas conforme estabelecido no
manual do fabricante.
D-12 Caixa de terminais da fiação de controle e
proteção
f) atuação (alarme e desligamento) (T).
Devem ser feitas as seguintes verificações:
D-10 Relé de pressão
a) limpeza, estado da fiação, blocos terminais (S);
Devem ser feitas as seguintes verificações:
a) vazamento (S);
b) juntas (S);
c) contatores tipo plugue (T);
d) fiação (T).
b) juntas de vedação, trincos e maçanetas (S);
c) resistor de aquecimento e iluminação interna (S);
d) fixação, corrosão e orifícios para aeração (S);
e) contatores, fusíveis, relés e chaves (T);
D-11 Comutadores de derivações
f) isolação da fiação (T);
Devem ser feitas as seguintes verificações:
g) aterramento do secundário dos TC, régua de bornes, identificação da fiação e componentes (T).
a) sem tensão: estado geral e condições de funcionamento (T);
D-13 Ligações externas
b) em carga:
Devem ser feitas as seguintes verificações:
- nível de óleo do compartimento do comutador (S);
a) aterramento (T);
- condições da caixa do acionamento motorizado
b) circuitos de alimentação externos (S).
Download

NBR 7037 Recebimento, instalação e manutenção de