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COPEL DISTRIBUIÇÃO

SED - SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA DE DISTRIBUIÇÃO

PASTA: OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO

TÍTULO : Manutenção de Redes de Distribuição

MÓDULO : Operação e Manutenção de Transformadores Convencionais e Autoprotegidos

Órgão emissor : SED / DOMD Número: 161611

ELABORAÇÃO: ABRIL DE 2005REVISADO EM AGOSTO DE 2007

MANUAL DEINSTRUÇÕES

TÉCNICAS

MANUAL DE INSTRUÇÕES TÉCNICAS - MITTítulo Módulo Folha

Título: Manutenção de Redes de Distribuição16 16 00.1

Versão DataMódulo:

Operação e Manutenção deTransformadores Convencionais e

Autoprotegidos 00 27/04/2005

Órgão Emissor: SED / DOMD Visto: Aprovado:






ÍNDICE

1. OBJETIVO......................................................................................................................................................................... 1

2. DEFINIÇÕES..................................................................................................................................................................... 1

2.1. TRANSFORMADOR ..................................................................................................................................................... 1

2.2. TRANSFORMADOR CONVENCIONAL ................................................................................................................... 1

2.2. TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO ................................................................................................................ 1

3 . TESTE DE CONTINUIDADE PRIMÁRIO, SECUNDÁRIO E TANQUE ................................................................ 1

3.1. TRANSFORMADOR CONVENCIONAL ................................................................................................................... 1

3.1.1. TRANSFORMADOR MONOFÁSICO EM 13,8 KV ............................................................................................... 1

3.1.2. TRANSFORMADOR MONOFÁSICO EM 34,5 KV ............................................................................................... 3

3.1.3. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO EM 13,8 KV..................................................................................................... 4

3.1.4. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO EM 34,5 KV..................................................................................................... 6

3.2. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO EM 13,8 KV AUTOPROTEGIDO ................................................................... 8

4 . PROCEDIMENTOS PARA DESENERGIZAÇÃO .................................................................................................... 11

4.1. TRANSFORMADOR CONVENCIONAL ................................................................................................................. 11

4.2. TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO .............................................................................................................. 11

5 . PROCEDIMENTOS PARA ENERGIZAÇÃO............................................................................................................ 12


5.2. TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO .............................................................................................................. 12

6. TESTE DE TRANSFORMADORES COM SUSPEITA DE DEFEITO..................................................................... 13


6.1.1. TESTES DE CONTINUIDADE ............................................................................................................................... 13

6.1.2. TESTE A VAZIO....................................................................................................................................................... 13







1. OBJETIVO

Estabelecer procedimentos técnicos que devem ser observados na operação detransformadores convencionais e autoprotegidos instalados e a serem instalados (novos,recuperados, etc.) em redes de distribuição, obedecendo os critérios da Recomendaçãode Segurança para RD’s/BT em Anel (REC-001) e Recomendação de Segurança paraSubstituição de Trafos Monofásicos 13,8 kV e 34,5 kV (REC-004), visando a segurançade empregados e terceiros e a proteção das instalações.

2. DEFINIÇÕES

2.1. TRANSFORMADOR

Equipamento que transfere energia elétrica de um circuito a outro, mantendo a mesmafrequência e variando a tensão de trabalho.

2.2. TRANSFORMADOR CONVENCIONAL

É um transformador montado em rede de distribuição, com sistema de proteção primáriaexterna, através de chaves fusíveis.

2.2. TRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO

É um transformador montado em rede de distribuição, com sistemas internos deproteção primária através de fusível e secundária através de disjuntor termomagnéticocom acionamento manual externo.

2.3. OPERAÇÃO DE TRANSFORMADOR CONVENCIONAL EAUTOPROTEGIDOConsiste no conjunto de procedimentos necessários para energizar e desenergizartransformadores de distribuição convencionais ou autoprotegidos, por ocasião deserviços de construção, manutenção e atendimentos comerciais ou de urgência.

3 . TESTE DE CONTINUIDADE PRIMÁRIO, SECUNDÁRIO E TANQUE


3.1.1. TRANSFORMADOR MONOFÁSICO EM 13,8 kV







Nos transformadores monofásicos em 13,8 kV, as medições de resistência ôhmica serãoexecutados com o Volt-Amperímetro entre os seguintes pontos de acordo com diagramade ligação apresentado na Fig. 1.

Primário: H1 – H2;H1 – Tanque.

Secundário: X1 – X2;X1 – X3;X2 – X3;X2 – Tanque.

Primário - Secundário: H1 – X1;H1 – X2;H1 – X3;H2 – X1;H2 – X2;H2 – X3.

Fig. 1







As leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT e entre as buchasde BT serão valores numéricos. As leituras das medições de resistência ôhmica entre asbuchas de AT e o tanque e as buchas de BT e o tanque não deverão apresentar valoresnuméricos, pois não há conexão elétrica entre eles, ou seja apresentam a condição decircuito aberto. As leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT eBT (H1-X1, H1-X2, H1-X3, H2-X1, H2-X2, H2-X3), também não deverão apresentarvalores numéricos, pois não há conexão elétrica entre eles, ou seja, devem apresentar acondição de circuito aberto. Deverá ser observado que os valores numéricos deresistência ôhmica medidos entre as buchas de AT assim como entre as buchas de BTdeverão ser próximos entre si. Se estas condições não forem constatadas, otransformador não estará em boas condições e não deverá ser energizado.

3.1.2. TRANSFORMADOR MONOFÁSICO EM 34,5 kV

Nos transformadores monofásicos em 34,5 kV, as medições de resistência ôhmica serãoexecutadas com o Volt-Amperímetro entre os seguintes pontos de acordo com diagramade ligação apresentado na Fig. 2.

Primário: H1 – Tanque.

Secundário: X1 – X2;X1 – X3;X2 – X3;X2 – Tanque.

Primário – Secundário: H1 – X1;H1 – X2;H1 – X3.

As leituras das medições de resistência ôhmica entre a bucha de AT e o tanque deveráapresentar valor numérico. As leituras das medições de resistência ôhmica entre a buchade BT e o tanque não deverá apresentar valor numérico, pois não há conexão elétricaentre eles. As leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT e BT(H1-X1, H1-X2, H1-X3), também não deverão apresentar valores numéricos, pois nãohá conexão elétrica entre eles, ou seja devem apresentar a condição de circuito aberto.Deverá ser observado que os valores numéricos de resistência ôhmica medidos entre asbuchas de BT deverão ser próximos entre si. Se estas condições não forem constatadas,o transformador não estará em boas condições e não deverá ser energizado.







Fig. 2

3.1.3. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO EM 13,8 kV

Nos transformadores trifásicos em 13,8 kV, as medições de resistência ôhmica serãoexecutadas com o Volt-Amperímetro entre os seguintes pontos de acordo com diagramade ligação apresentado na Fig. 3.

Primário: H1 – H2;H1 – H3;H2 – H3;H1 – Tanque.

Secundário: X1 – X2;X1 – X3;X2 – X3;X0 – X1;X0 – X2;







X0 – X3;X0 – Tanque.

Primário -Secundário: H1– X0;H1– X1;H1– X2;H1– X3;H2– X0;H2– X1;H2– X2;H2– X3;H3– X0;H3– X1;H3– X2;H3– X3.

Fig. 3

As leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT e entre as buchasde BT serão valores numéricos. As leituras das medições de resistência ôhmica entre asbuchas de AT e o tanque e as buchas de BT e o tanque não deverão apresentar valores







numéricos, pois não há conexão elétrica entre eles. As leituras das medições deresistência ôhmica entre as buchas de AT e BT (H1-X0, H1-X1, H1-X2, H1-X3, H2-X0, H2-X1, H2-X2, H2-X3, H3-X0, H3-X1, H3-X2, H3-X3) não deverão apresentarvalores numéricos, pois não há conexão elétrica entre eles, ou seja, devem apresentar acondição de circuito aberto. Deverá ser observado que os valores numéricos deresistência ôhmica medidos entre as buchas de AT assim como entre as de BT deverãoser próximos entre si. Se estas condições não forem constatadas, o transformador nãoestará em boas condições e não deverá ser energizado.

3.1.4. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO EM 34,5 kV

Nos transformadores trifásicos em 34,5 kV, as medições de resistência ôhmica serãoexecutados com o Volt-Amperímetro entre os seguintes pontos de acordo com diagramade ligação apresentado na Fig. 4.


Secundário: X1– X2;X1 – X3;X2 – X3;X0 – X1;X0 – X2;X0 – X3;X0 – Tanque.

Primário - Secundário: H1– X0;H1– X1;H1– X2;H1– X3;H2– X0;H2– X1;H2– X2;H2– X3;H3– X0;H3– X1;H3– X2;H3– X3.







As leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT e entre as buchasde BT serão valores numéricos. As leituras das medições de resistência ôhmica entre asbuchas de AT e o tanque deverão apresentar valores numéricos, já que a parte ativa deAT é aterrada devendo estes valores serem próximos entre si. As leituras das mediçõesde resistência ôhmica entre as buchas de BT e o tanque não deverão apresentar valoresnuméricos, pois não há conexão elétrica entre eles. As leituras das medições deresistência ôhmica entre as buchas de AT e BT (H1-X0, H1-X1, H1-X2, H1-X3, H2-X0, H2-X1, H2-X2, H2-X3, H3-X0, H3-X1, H3-X2, H3-X3) não deverão apresentarvalores numéricos, pois não há conexão elétrica entre eles, ou seja, devem apresentar acondição de circuito aberto. Deverá ser observado que os valores numéricos deresistência ôhmica medidos entre as buchas de AT assim como entre as de BT deverãoser próximos entre si. Se estas condições não forem constatadas, o transformador nãoestará em boas condições e não deverá ser energizado.

Fig. 4

Observações:1 – É importante sempre serem observados os diagramas de ligação que constam dasplacas deidentificação dos transformadores;







2 - Para o caso dos transformadores trifásicos em 34,5 com enrolamentos em conexãoestrela não aterrada (fora de padrão, mas existentes nas redes), é importante serobservada que as leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT e otanque não deverão apresentar valores numéricos, pois não há conexão elétrica entreeles. As demais condições a serem verificadas para este tipo de transformadores sãoidênticas as dos transformadores trifásicos com os enrolamentos em conexão estrelaaterrada.

3.2. TRANSFORMADOR TRIFÁSICO EM 13,8 kV AUTOPROTEGIDO

Nos transformadores trifásicos autoprotegidos em 13,8 kV, as medições de resistênciaôhmica serão executadas com o Volt-Amperímetro entre os seguintes pontos de acordocom diagrama de ligação apresentado na Fig. 5.


Secundário: X1– X2;X1 – X3;X2 – X3;X0 – X1;X0 – X2;X0 – X3;X0 – Tanque.

Primário - Secundário: H1– X0;H1– X1;H1– X2;H1– X3;H2– X0;H2– X1;H2– X2;H2– X3;H3– X0;H3– X1;H3– X2;H3– X3.







Fig. 5

Observar que os testes nos enrolamentos secundários devem ser feitos com o disjuntorligado e desligado.Convém observar também que caso o neutro esteja conectado ao terra, ele deve serdesconectado.As leituras das medições de resistência ôhmica entre as buchas de AT e entre as buchasde BT serão valores numéricos. As leituras das medições de resistência ôhmica entre asbuchas de AT e o tanque e as buchas de BT e o tanque não deverão apresentar valoresnuméricos, pois não há conexão elétrica entre eles. As leituras das medições deresistência ôhmica entre as buchas de AT e BT (H1-X0, H1-X1, H1-X2, H1-X3, H2-X0, H2-X1, H2-X2, H2-X3, H3-X0, H3-X1, H3-X2, H3-X3), não deverão apresentarvalores numéricos, pois não há conexão elétrica entre eles, ou seja devem apresentar acondição de circuito aberto. Deverá ser observado que os valores numéricos deresistência ôhmica medidos entre as buchas de AT assim como entre as de BT deverãoser próximos entre si. Se estas condições não forem constatadas, o transformador nãoestará em boas condições e não deverá ser energizado.







3.2.1. DISPOSITIVO DE OPERAÇÃO DO DISJUNTOR DOTRANSFORMADOR AUTOPROTEGIDO

O transformador autoprotegido é provido de disjuntor tripolar instalado internamenteentre a bobina e o terminal de baixa tensão, na parte superior do tanque, sendo que osensor de disparo deve sentir a corrente no secundário e a temperatura no topo do óleo.O disjuntor de B.T. está marcado com as letras “A” para alavanca de operação aberta,“F” para alavanca de operação fechada, “N” para alavanca de operação normal e “E”para alavanca em operação de emergência (normal mais 20%).

Fig. 6

O disjuntor admite operação manual externamente ao tanque do transformador. Atensão e a corrente nominais são estabelecidas pelo fabricante, em função da potência eda tensão secundária do transformador.O dispositivo de operação externo do disjuntor está posicionado do mesmo lado dabucha X0, de forma que não haja interferência na sua operação e que esta possa serefetuada por meio de vara de manobra. O dispositivo é provido de duas alavancas, umapara permitir a abertura e o fechamento do disjuntor, do tipo abertura livre, e outra parapermitir que o disjuntor opere em condições de emergência. As alavancas indicamclaramente a situação dos contatos do disjuntor (abertos, fechados), bem como acondição de operação normal ou emergência. Essas indicações estão gravadas oupintadas no tanque do transformador.Com a alavanca de operação de emergência acionada, o disjuntor opera para umatemperatura superior a temperatura de operação normal em cerca de 20ºC.A operação da alavanca do disjuntor de BT poderá ser comutada com o transformadorautoprotegido energizado, devendo ser solicitado o bloqueio do religamento automáticodo RA (Religador Automático) do circuito e atendido os procedimentos de segurança.







4 . PROCEDIMENTOS PARA DESENERGIZAÇÃO


a. Solicitar o bloqueio do religamento automático do RA (Religador Automático) docircuito.b. Equipar-se com os EPIs (Equipamentos de Proteção Individual) e ferramentaisnecessários para o trabalho;c. Abrir as chaves fusíveis de proteção do transformador, desenergizando o circuitosecundário;d. Executar o teste de ausência de tensão do circuito secundário, com o auxílio de umvoltímetro, e instalar o bastão de aterramento curto-circuitador de BT (Baixa Tensão) eo aterramento temporário sela;e. Desconectar os GLVs (conectores derivação de linha viva) dos adaptadores deestribo, com auxílio de um bastão de manobra (“pega-tudo”), conforme especificaçãoNBR 11.864;f. Solicitar o desbloqueio do religamento automático.Obs.: Estruturas sem os GLVs deverão ser padronizadas.


a. Solicitar o bloqueio do religamento automático do RA (Religador Automático) docircuito.b. Equipar-se com os EPIs (Equipamentos de Proteção Individual) e ferramentaisnecessários para o trabalho;c. Acionar a alavanca do disjuntor para a posição “Desligado”, desenergizando ocircuito secundário;d. Executar o teste de ausência de tensão do circuito secundário, com o auxílio de umvoltímetro;e. Instalar o bastão de aterramento curto-circuitador de BT (Baixa Tensão) ou instalaraterramento temporário tipo sela, observando:• O eletricista somente poderá tocar nos terminais de AT do transformador quandotodos os GLVs estiverem desconectados (poderão ser energizados pela corrente deretorno);• Estruturas sem os GLVs deverão ser padronizadas.f. Desconectar os GLVs (conectores derivação de linha viva) dos adaptadores de estribo,com o auxílio de um bastão de manobra (“pega-tudo”), obedecendo a seguinteseqüência:• Abrir os dois GLVs mais afastados do poste, evitando que toquem na estrutura;







• Abrir o GLV mais próximo da estrutura;g. Solicitar o desbloqueio do religamento automático.

5 . PROCEDIMENTOS PARA ENERGIZAÇÃO


a. Solicitar o bloqueio do religamento automático do RA (Religador Automático) docircuito.b. Equipar-se com os EPIs (Equipamentos de Proteção Individual) e ferramentaisnecessários para o trabalho;c. Conectar os GLVs aos adaptadores de estribo, com o auxílio de um bastão demanobra (“pega-tudo”);d. Retirar o aterramento temporário do circuito secundário;e. Fechar as chaves fusíveis do transformador;f. Medir as tensões no secundário do transformador utilizando uma extensão trifásica;(conforme especificado pela DNOT)g. Solicitar o desbloqueio do religamento automático.


a. Solicitar o bloqueio do religamento automático do RA (Religador Automático) docircuito.b. Equipar-se com os EPIs (Equipamentos de Proteção Individual) e ferramentaisnecessários para o trabalho;c. Confirmar se o disjuntor está na posição “Desligado”;d. Conectar os GLVs aos adaptadores de estribo, com o auxílio de um bastão demanobra (“pega-tudo”), obedecendo a seguinte sequência:• Fechar o GLV mais próximo da estrutura, evitando toque acidental dos demais GLVsna estrutura ou no corpo do operador;• Fechar os dois GLVs mais afastados do poste, evitando que toquem na estrutura e nocorpo do eletricista;• Retirar o aterramento temporário do circuito secundário;e. Fechar o disjuntor do transformador;h. Medir as tensões no secundário do transformador utilizando uma extensão trifásica;(conforme especificado pela NORT)f. Solicitar o desbloqueio do religamento automático.







6. TESTE DE TRANSFORMADORES COM SUSPEITA DE DEFEITO


6.1.1. TESTES DE CONTINUIDADE

Execução dos testes de continuidade das bobinas primárias, secundárias e carcaçaconforme o item 3.Observação: Caso persistam as dúvidas, executar os testes a vazio.

6.1.2. TESTE A VAZIO

a. Abrir as chaves fusíveis e executar os testes de ausência de tensão na base da chavede alta tensão e na baixa tensão;b. Aterrar a baixa tensão;c. Executar a abertura dos Grampos de Linha Viva;d. Desconectar o barramento do secundário do transformador;e. Instalar tomada de quatro pinos nos bornes do transformador para possibilitar amedição das tensões secundárias. Para a execução desta operação com segurança, oscondutores terão o comprimento mínimo de dois metros;f. Substituir os elos fusíveis por outros de 1H;g. Conectar os Grampos de Linha Viva;h. Fechar as chaves fusíveis. Atuando o porta fusível com o rompimento de qualquerum dos elos fusíveis, providenciar a substituição do transformador;i. Caso não ocorra a condição anterior medir as tensões com o Volt-Amperimetroconforme os níveis de tensão de fornecimento entre fases e fase neutro, constatando-seque a tensão esteja fora dos parâmetros pré-estabelecidos, providenciar a substituição dotransformador.

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