manutenção em trafo

Tipo de Documento:

Área de Aplicação:

Título do Documento:

N.Documento: Categoria: Versão: Aprovado por: Data Publicação: Página:

Sumário

PÁG.

1 - OBJETIVO-------------------------------------------------------------------------------------- 01

2 - CONSIDERAÇÕES GERAIS ------------------------------------------------------------- 01

3 - DEFINIÇÕES---------------------------------------------------------------------------------- 01

3.1- Inspeção nos Almoxarifados--------------------------------------------------------- 013.2 - Inspeção nas Oficinas----------------------------------------------------------------- 013.3 - Manutenção Preventiva--------------------------------------------------------------- 013.4 - Manutenção Corretiva----------------------------------------------------------------- 023.5 - Manutenção Externa------------------------------------------------------------------- 023.6 - Enrolamento de Alta Tensão-------------------------------------------------------- 023.7 - Enrolamento de Baixa Tensão------------------------------------------------------ 023.8 - Período de Garantia------------------------------------------------------------------- 02

4 - PROCEDIMENTOS DAS INSPEÇÕES ----------------------------------------------- 02

4.1 - Inspeção no Almoxarifado de Transformadores Destinados à Instalação na Rede--------------------------------------------------------------------- 03

4.2 - Inspeção no Almoxarifado de Transformadores Retirados da Rede----- 034.3 - Inspeção na Oficina de Transformadores Destinados à Recuperação-- 05

5 - ALIENAÇÃO DE TRANSFORMADORES-------------------------------------------- 08

5.1 - Características Elétricas------------------------------------------------------------- 085.2 - Idade-------------------------------------------------------------------------------------- 095.3 - Qualidade-------------------------------------------------------------------------------- 095.4 - Padronização---------------------------------------------------------------------------- 09

6 - ENSAIOS--------------------------------------------------------------------------------------- 09

6.1 - Inspeções Gerais----------------------------------------------------------------------- 096.2 - Relação de Transformação---------------------------------------------------------- 096.3 - Resistência de Isolação--------------------------------------------------------------- 176.4 - Acidez do Óleo Isolante--------------------------------------------------------------- 20

Orientação Técnica

Distribuição

Inspeção em Transformadores de Distribuição

257 Instrução 1.1 Adalberto Sotero de Castro 12/03/2001 1 de 19

IMPRESSÃO NÃO CONTROLADA

Tipo de Documento:




1. OBJETIVO

Uniformizar os procedimentos de inspeção dos transformadores de distribuiçãoclasse 15 kV nos Almoxarifados e nas oficinas de manutenção.

2. CONSIDERAÇÕES GERAIS

Nesta norma não são abordadas as inspeções de recebimento de transformadoresnovos adquiridos pela CPFL, transformadores capitalizados e transformadoresadquiridos pelo processo de terceirização, pois esses casos são abordados emnormas específicas.

Esta norma cancela e substitui as OTD’s 523 - Inspeção e Manutenção deTransformadores de Distribuição - 1980 e 708 - Transformadores de Distribuição -Critérios Técnicos para Alienação - 1980

3. DEFINIÇÕES

3.1 - Inspeção nos Almoxarifados

Toda inspeção que afere as condições físicas e elétricas dos transformadoresremanejados da rede, bem como, aqueles que estão nos Almoxarifados,qualificando-os para estoque normal ou envio para manutenção.

3.2 - Inspeção nas Oficinas

Toda inspeção nos transformadores de distribuição executada após adesmontagem do mesmo, que tem como objetivo avaliar as características doequipamento após a avaria e diagnostico da causa.

3.3 - Manutenção Preventiva

Todos os reparos (substituição de buchas, pintura, secagem do núcleo,substituição do óleo isolante, consertos no painel, etc.) executados nostransformadores de distribuição que não perderam sua função principal, ou seja,mantém sua capacidade de transformação.

3.4 - Manutenção Corretiva

Todos os reparos, executados em transformadores de distribuição, destinados acorrigir e/ou substituir componentes da parte ativa (núcleo, enrolamentos) queencontram-se danificados impedindo sua função principal, ou seja, perderam suacapacidade de transformação.

3.5 - Manutenção Externa


Distribuição




Tipo de Documento:




Todos os reparos executados em transformadores de distribuição por terceiros,que mantém um contrato desses serviços com a CPFL.

3.6 - Enrolamento de Alta Tensão

Conjunto de espiras que constituem um circuito elétrico, de um transformador,cuja tensão nominal é a mais elevada.

3.7 - Enrolamento de Baixa Tensão

Conjunto de espiras que constituem um circuito elétrico de um transformador,cuja tensão nominal é a menos elevada.

3.8 - Período de Garantia

É o período estabelecido por contrato entre o fabricante ou oficina reformadora ea CPFL, para reposição ou conserto gratuito dos transformadores queapresentem defeitos de fabricação ou nos serviços de manutenção,respectivamente.

4. PROCEDIMENTOS DAS INSPEÇÕES

As inspeções deverão ser realizadas, conforme fluxograma do Anexo I e descriçõesabaixo:

4.1 - Inspeção no Almoxarifado de Transformadores Destinados à Instalação naRede

Os transformadores, antes da sua liberação para instalação, devem passar pelasseguintes etapas:

• receber o número de Companhia, se necessário; • o número patrimonial deverá ser pintado na parte da frente do transformador

(lado oposto às buchas de baixa tensão) abaixo do radiador ou na melhorposição para visualização.

Esses números deverão ser pintados com tinta preta notação MUNSELL N1 enas dimensões de 60 mm de altura por 50 mm de largura, seguido do número defases e a capacidade do transformador, conforme exemplo a seguir: Ex: 81.532-3-45; • cadastramento no Sistema GTRAFO, se necessário;


Distribuição




Tipo de Documento:




• solicitação do Almoxarifado ao órgão responsável, para as seguintes

providências:

- inspeção geral;- acerto do Tap para instalação;- ensaio de relação de transformação, conforme item 6.2.

4.2 - Inspeção no Almoxarifado de Transformadores Retirados da Rede

Os transformadores retirados da rede, antes de serem colocados emdisponibilidade para alguma função, devem passar pelas seguintes etapas:

• colocar na situação “Aguardando Inspeção”, no Sistema GTRAFO; • retirar o relatório para inspeção (Relatório de Inspeção/Manutenção

Transformadores) no Sistema GTRAFO; • verificar se está em garantia (fábrica ou reformadora), e se a avaria não foi por

causas pertinentes à rede, (exemplo: descarga atmosférica, sobrecarga, curto-circuito externo, albaroamento, etc..).

4.2.1 - Transformador coberto por garantia:

• fazer o ensaio de relação de transformação, conforme item 6.2 • enviar o transformador para conserto em garantia, conforme OTD-725,

informando no memorando o resultado do ensaio de relação detransformação como:

- fase(s) em curto- fase(s) aberta(s)

ou outros defeitos como:

- ruído excessivo no núcleo - vazamento de óleo - baixa isolação - pinturas com problemas

4.2.2 - Transformador fora da garantia

• efetuar o ensaio de relação de transformação (TTR), conforme item 6.2;


Distribuição




Tipo de Documento:




• se o transformador apresentar bobinas em curto-circuito ou abertas, destinarpara manutenção, atualizando o Sistema GTRAFO;

OBS: quando o transformador indicar fase aberta, o mesmo não deverá ser

destinado para manutenção corretiva (reforma externa) imediatamentee sim ser melhor avaliado, evitando com isso o envio detransformadores com problemas que podem ser corrigidos na oficinada CPFL, exemplo: interrupção da ligação da bobina ao painel,derivações, etc.;

• se a relação de transformação estiver normal efetuar os seguintes ensaios,conforme item 5;

- resistência de isolação - acidez do óleo isolante - inspeção geral

• se alguma irregularidade for encontrada, destinar o transformador paramanutenção preventiva, atualizando no Sistema GTRAFO;

• se o transformador estiver em ordem, colocar o mesmo em disponibilidadeno estoque, atualizando o Sistema GTRAFO;

OBS: os transformadores que apresentarem apenas numeração apagada,

serão renumerados no próprio Distrito, assim como, se os dadoscadastrais do Sistema GTRAFO não estiverem compatíveis com osdados de placa, enviar os dados corretos aos DXTD’s, para análise ecorreção.

4.3 - Inspeção na Oficina de Transformadores Destinados à Recuperação

Esta inspeção / avaliação tem finalidade de diagnosticar a provável causa daavaria do transformador ou a confirmação da mesma já levantada, quando daretirada do transformador da rede.

OBS: na avaliação do transformador, deverá ser inspecionado não só a parteativa (núcleo e bobinas), mas também o tanque, buchas, tampa, painel ecaracterísticas do óleo, pois esses componentes podem indicar sinais quefacilitam diagnosticar a causa da avaria.

As causas da avaria são classificadas como:

• descarga atmosférica• curto-circuito interno• curto-circuito externo


Distribuição




Tipo de Documento:




• sobrecarga• vazamento de óleo• infiltração de água• defeitos internos

A seguir relacionamos as características pertinentes as causas de avaria citadas,com o objetivo de facilitar o diagnóstico das mesmas no transformador emavaliação.

4.3.1 - Descarga Atmosférica

Ruptura das primeiras espiras da bobina de entrada da A.T., assim comotérmino da outra bobina no fechamento do Delta, conforme indicado na figura aseguir:

- Não apresenta deformação por esforço mecânico nas bobinas;

- sinais de vazamento de tensão nas buchas de A.T. (queima do verniz);

- chamuscamento nos terminais de A.T. ou até a fusão dos mesmos;

- sinais de vazamento na tampa do tanque, principalmente nos parafusos defixação da bucha, quando estes existirem;


Distribuição




Tipo de Documento:




- sinais de vazamento no painel de comutação, queima do fenolite;

- descargas de grande intensidade poderão ocasionar o rompimento de todos oscondutores da primeira camada da bobina.

4.3.2 - Curto-Circuito Interno

Ruptura localizada de uma parte da bobina, ocasionada por baixa isolação(isolantes ressecados, material inadequado, umidade, serviço e material debaixa qualidade).

Não apresenta deformação por esforço mecânico nas bobinas.

OBS: quando a ruptura acontece internamente à bobina, a visualização ficadifícil.

4.3.3 - Curto-Circuito Externo

Apresenta deformação por esforço mecânico nas bobinas.Nos transformadores com enrolamento primário formado por várias panquecas,há uma tendência de expulsão das mesmas, aparentando sofrer maior esforçomecânico as panquecas de extremidade.

Dependendo da intensidade do curto-circuito poderemos ter as características aseguir:

- queima das bobinas de baixa tensão, tendendo a expulsão das mesmas;- fusão do núcleo de ferro, principalmente nas extremidades.

OBS: Como a origem do curto-circuito externo acontece no circuito secundário,observa-se que o esforço mecânico dá-se nas bobinas de baixa tensãorefletindo nas bobinas de alta tensão.

4.3.4 - Sobrecarga

- Escurecimento das bobinas de alta tensão;- ressecamento dos materiais isolantes (papel, cadarço, espaguete, etc.);- presença de borra nas ferragens internas (núcleo, culatra, etc.);- rompimento das bobinas de A.T.;- óleo tem aspecto escuro;- não apresenta deformação por esforço mecânico nas bobinas.

4.3.5 - Vazamento de Óleo


Distribuição




Tipo de Documento:




Tanque apresenta manchas de óleo com acúmulo de poeira.

4.3.6 - Infiltração de Água

- Marcas no painel ou parte ativa (man chas esbranquiçadas);- borra localizada sobre a parte ativa (núcleo e enrolamentos;- oxidação do ferro;- diminuição do nível de isolação provocando curto-circuito interno.

4.3.7 - Defeitos Internos

Curto-circuito no painel e na parte inferior das buchas por baixo nível de óleo.

Rompimento do condutor de descida das buchas até painel de tap’s ou doscondutores de derivação de tap’s (ligação de painel ou comutador até asderivações nas bobinas).

5 - ALIENAÇÃO DE TRANSFORMADORES

Os transformadores designados para manutenção corretiva, devem sofrer umaavaliação quanto à sua qualidade, idade e padronização, pois quando os mesmosestiverem fora dos parâmetros mínimos estabelecidos, deverão ser alienados.

OBS: ao alienar um transformador, deverá ser retirada a sua placa de identificaçãoe destruída.

Os parâmetros estabelecidos são os seguintes:

5.1 - Características Elétricas

• perdas no ferro• perdas totais• corrente de excitação• impedância

Os valores deverão estar dentro da tolerância da Tabela a seguir; se um dosvalores estiver fora da tolerância, o mesmo deverá ser alienado.

POTÊNCORRENTE EXC.

%PERDAS VAZIO

WPERDAS TOTAIS

WIMPEDÂNCIA C.C

%CIA VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR VALOR FAIXA


Distribuição




Tipo de Documento:




KVA TABE- ACEITÁVEL TABE- ACEITÁVEL TABE- ACEITÁVEL TABE- ACEITÁVELLADO MÁXIMO LADO MÁXIMO LADO MÁXIMO LADO DE A

15 5,0 6,0 120 132 460 48830 4,3 5,2 200 220 770 81745 3,9 4,7 260 286 1040 1103 3,5 3,23 3,7675 3,4 4,1 390 429 1530 1622

112,5 3,1 3,8 520 572 2070 2195150 2,9 3,5 640 704 2550 2703225 2,6 3,2 900 990 3600 3816300 2,4 2,9 1120 1232 4480 4749 4,5 4,16 4,84500 2,1 2,6 1640 1804 6560 6954

OBS: Os transformadores que não dispõem dos valores cadastrados no SAP/R3, ou osvalores cadastrados correspondem exatamente aos valores acima tabelados,deverão ser objeto de uma análise mais cuidadosa. Provavelmente os dadosapresentados não são confiáveis, e na falta dos dados corretos estes valoresforam introduzidos para subsidiar o cálculo de indicadores de desempenhorelativo a perdas técnicas. Esta situação é comum em transformadores que seencontravam instalados em redes e condomínios incorporados ou capitalizados.A probabilidade de um transformador que se enquadre nestas situaçõesapresente perdas superiores aos dados acima tabelados é significativa. Nestecaso, desde que não se enquadre nos outros itens de alienação, o transformadordeverá ser encaminhado para reforma identificando-o claramente como"CADASTRO TÉCNICO NÃO CONFIAVEL - AVALIAR CHANCES DE SUCESSONA REFORMA ANTES DE EXECUTÁ-LA".Esta observação provocará no reformador uma preocupação no sentido deproceder uma avaliação cuidadosa no equipamento dando-lhe condições depoder tomar uma decisão quanto a execução da reforma ou sucateamento antesde realizar qualquer operação.

5.2 - Idade

Transformadores avariados com idade acima de 33 anos devem ser alienados.

5.3 - Qualidade

Transformadores de qualidade comprovadamente inferior às exigências da CPFL,principalmente os adquiridos por terceiros.

Exemplos: Super-Watt, Super kVA, KEY, EBS, ESA, Etc..

5.4 - Padronização


Distribuição




Tipo de Documento:




• Transformadores de potências diferentes das especificadas pela CPFL• Transformadores que não possuem TAP’s entre 13,8 à 10,2 kV (avariado ou

não)• De dimensões físicas fora do padrão, que causam dificuldades para sua

instalação

6. ENSAIOS

Nas inspeções utilizaremos de alguns ensaios para avaliação dos transformadores.

Os ensaios a serem utilizados deverão ser realizados, conforme descrição a seguir:

6.1 - Inspeção Geral

Na inspeção geral deverão ser verificados os seguintes itens:

• estado da pintura• se há buchas quebradas• estado dos terminais• vazamento de óleo• numeração em ordem• dados de placa de acordo com GTRAFO• dimensões físicas• nível do óleo

6.2 - Relação de Transformação

Para este ensaio, será usado o equipamento TTR. Deve ser feito o ensaio,relação de transformação, no TAP de maior tensão do transformador, menos o dasituação do item 3.1, que deve ser usado o TAP da instalação.

Os ensaios deverão ser feitos, conforme ilustrações a seguir:

6.2.1 - Ligação Triângulo-Estrela (Dy1) - Transformador Trifásico


Distribuição




Tipo de Documento:




FASE A SER PRIMÁRIA SECUNDÁRIAMEDIDA A TERMINAL TERMINALRELAÇÃO BUCHA DO TTR A BUCHA DO TTR A

DE TRANS- USAR USARFORMAÇÃO

1 H1 Ts1 X1 TE1H3 Ts2 X0 TE2



Ts1 = Garra Preta (conetor tipo jacaré)Ts2 = Garra Vermelha (idem)TE1 = Grampo Preto (conetor tipo sargento)TE2 = Grampo Vermelho (idem)

6.2.2 - Ligação Triângulo - Zig-Zag (DzO) - Transformador Trifásico


Distribuição




Tipo de Documento:




A SER PRIMÁRIA SECUNDÁRIAMEDIDA A TERMINAL TERMINALRELAÇÃO BUCHA DO TTR A BUCHA DO TTR A

DE TRANS- USAR USARFORMAÇÃO





6.2.3 - Transformador Monofásico

FASE A SER PRIMÁRIA SECUNDÁRIAMEDIDA À TERMINAL TERMINAL


Distribuição




Tipo de Documento:




RELAÇÃO BUCHA DO TTR A BUCHA DO TTR ADE TRANS- USAR USARFORMAÇÃO





6.2.4 - Tabelas de Valores da Relação de Transformação

Valores limites da relação de transformação.

De acordo com o item 6.5 da NBR 5356 da ABNT, admite-se tolerância de ±0,5% do valor teórico.

6.2.4.1 - Transformadores Trifásicos

TENSÃO SECUNDÁRIA: 127V (FASE-NEUTRO/LIGAÇÃO DY)

TAP VALOR MÍNIMO VALOR TEÓRICO VALOR MÁXIMO13,8 108,117 108,661 109,20413,2 103,417 103,937 104,45612,6 98,715 99,212 99,70812,0 94,015 94,488 94,960

11,95 93,624 94,094 94,56411,90 93,232 93,700 94,16811,43 89,550 90,000 90,45011,4 89,314 89,763 90,21110,8 84,613 85,039 85,46410,2 79,912 80,314 80,715

TENSÃO SECUNDÁRIA: 220V (FASE-NEUTRO/LIGAÇÃO DY)

TAP VALOR MÍNIMO VALOR TEÓRICO VALOR MÁXIMO13,8 62,413 62,727 63,040


Distribuição




Tipo de Documento:




13,2 59,700 60,000 60,30012,6 56,985 57,272 57,55812,0 54,272 54,545 54,817

11,95 54,047 54,318 54,58911,90 53,820 54,090 54,36111,43 51,655 51,955 52,21511,4 51,558 51,818 52,07710,8 48,844 49,090 49,33510,2 46,131 46,363 46,594

TENSÃO SECUNDÁRIA: 220V (FASE-NEUTRO/LIGAÇÃO DZ)


11,95 31,290 31,447 31,60411,90 31,159 31,315 31,47111,40 29,850 30,000 30,15010,90 28,541 28,684 28,82710,80 28,278 28,421 28,56310,20 26,707 26,842 26,976

6.2.4.2 - Transformadores Monofásicos

TENSÃO SECUNDÁRIA: 254V (FASE-FASE / X1 - X3 )TAP VALOR MÍNIMO VALOR TEÓRICO VALOR MÁXIMO13,8 54,059 54,331 54,60313,2 51,708 51,968 52,22812,6 49,358 49,606 49,85412,0 47,008 47,244 47,480

11,95 46,812 47,047 47,28211,90 46,616 47,850 47,08411,43 44,775 45,000 45,22511,40 44,657 44,882 45,10610,80 42,307 42,520 42,73310,20 39,956 40,157 40,358

TENSÃO SECUNDÁRIA: 240V (FASE-FASE / X1 - X3 )

TAP VALOR MÍNIMO VALOR TEÓRICO VALOR MÁXIMO


Distribuição




Tipo de Documento:




13,8 57,213 57,500 57,78513,2 54,725 55,000 55,27512,6 52,237 52,500 52,76312,0 49,750 50,000 50,250

11,95 49,543 49,792 50,04111,90 49,335 49,583 49,83111,43 47,387 47,625 47,86311,40 47,263 47,500 47,73710,80 44,775 45,000 45,22510,20 42,287 42,500 42,713

TENSÃO SECUNDÁRIA: 230V (FASE - FASE)


11,95 51,696 51,956 52,21611,90 51,480 51,739 51,99811,43 49,447 49,696 49,94411,40 49,317 49,565 49,81310,80 46,721 46,956 47,19110,20 44,126 44,348 44,570

TENSÃO SECUNDÁRIA 127 V (FASE - NEUTRO)

Vide Tabela item 6.2.4.1 (Transformadores Trifásicos)

TENSÃO SECUNDÁRIA: 120V (FASE - NEUTRO)



Distribuição




Tipo de Documento:




11,95 99,085 99,583 100,08111,90 98,671 99,167 99,66311,43 94,774 95,250 95,72611,40 94,525 95,000 95,47510,80 89,550 90,000 90,45010,20 84,575 85,000 85,425

TENSÃO SECUNDÁRIA: 115V (FASE - NEUTRO)


11,95 103,393 103,913 104,43611,90 102,960 103,478 103,99511,40 98,634 99,130 99,62610,80 93,443 93,913 94,38210,20 88,252 88,696 89,139

6.3. - Resistência de Isolação

Neste ensaio deve-se curto-circuitar os terminais de cada enrolamento dotransformador e fazer as medições, conforme figuras a seguir:

6.3.1 - Medição da Isolação AT para BT e Terra Ligado à Blindagem


Distribuição




Tipo de Documento:




6.3.2 - Medição da Isolação AT para Terra e BT Ligado à Blindagem

6.3.3 - Medição da Isolação de BT para Terra e AT Ligado à Blindagem

Os valores de resistência de isolação admissíveis deverão ser, conforme Tabela aseguir:


Distribuição




Tipo de Documento:




RESISTÊNCIA DE ISOLAÇÃO

Valores Mínimos Calculados em M ΩΩΩΩ para Resistência de Isolação

POTÊN- 15 30 45 75 112,5CIA

TEMP.°C AXB AXBM BXAM AXB AXBM BXAM AXB AXBM BXAM AXB AXBM BXAM AXB AXBM BXAM

18 4134 358 2923 253 2387 207 1849 160 1510 131

19 3856 334 2726 236 2226 193 1724 149 1408 122

20 3601 312 2541 221 2079 180 1611 140 1315 114

21 3355 291 2372 205 1937 168 1500 130 1225 106

22 3132 271 2215 192 1808 157 1401 121 1144 99

23 2926 254 2069 179 1689 146 1308 113 1068 93

24 2727 236 1928 167 1574 137 1219 106 996 86

25 2544 220 1799 156 1469 127 1138 99 929 81

26 2377 206 1681 146 1372 119 1063 92 868 75

27 2218 192 1568 136 1281 111 992 86 810 70

28 2067 179 1461 127 1193 103 924 80 755 66

29 1932 167 1366 118 1153 97 864 75 705 61

30 1797 156 1270 110 1037 90 803 70 656 57

31 1677 145 1186 103 968 84 750 65 612 53

32 1566 136 1107 96 904 78 700 61 572 50

33 1463 127 1034 90 845 73 654 57 534 46

34 1367 119 967 84 789 68 612 53 499 43

35 1272 110 899 78 734 64 569 49 464 40

36 1185 103 838 73 684 59 530 46 433 38

37 1105 96 781 68 638 55 494 43 404 35

38 1033 90 731 63 597 52 462 40 377 33

39 962 83 680 59 555 48 430 37 351 30

40 898 78 635 55 519 45 402 35 328 28

6.4 - Acidez do Óleo Isolante


Distribuição




Tipo de Documento:




Para o teste de acidez utilizar uma proveta graduada conforme Figura citada, adotandoos seguintes procedimentos:

• adicionar 10 ml do óleo a ser ensaiado;• adicionar 40 ml de solução neutra;• agitar bem a proveta para que se misturem, tornando homogênea a mistura óleo e

solução neutra;• adicionar uma ampola de KOH (Hidróxido de Potássio) com 3 mg;• agitar novamente e observar a cor que resultará esta mistura;• se a cor se aproximar do violeta claro, a acidez do óleo está entre 0,1 e 0,3 mg

KOH/ml, portanto, o óleo está dentro do padrão estabelecido que é no máximo 0,3mg KOH/ml;

• caso o óleo apresente cor diferente da citada (branca ou amarela) a acidez do óleoestá acima do limite, então o transformador deve ser enviado para manutençãopreventiva.


Distribuição




manutenção em trafo

Documents

Transcript of manutenção em trafo