Manutenção de Transformadores em Líquido Isolante

Milan Milasch

1984 — 1ª edição

R$ 143,00

Disponível em estoque

Sobre o Livro

ISBN: 9788521201403
Páginas: 354
Formato: 16x23 cm
Ano de Publicação: 1984
Peso: 0.555 kg

Conteúdo

Prefácio
Dedicatória
Agradecimentos
Emprego das palavras ensaio e teste
Introdução
Precauções a serem observadas quando da realização de trabalhos em transformadores de transmissão.

Capítulo 1- Transporte, inspeções interna e externa do transformador Unidade de pressão
1.1. Transporte de transformadores
1.2. Registrador de impacto
1.3. Inspeção externa
1.4. Inspeção interna
1.5. Unidades de pressão

Capítulo 2 - Montagem e enchimento do transformador. Aterramento do núcleo
2.1. Enchimento de óleo
2.2. Montagem do transformador
2.3. Acessórios
2.4. Tanque
2.5. Pintura
2.6. Vazamentos do tanque em locais de solda
2.7. Reparo de vazamento de radiadores
2.8. Aterramento do núcleo do transformador

Capítulo 3 - Secagem de transformadores. Métodos. Recomendações GCOI
3.1. Métodos de Secagem
3.2. Recomendações do GCOI-SCMpara Tratamento do Óleo Isolante e Secagemde Transformadores

Capítulo 4 - Determinação do teor de umidade da isolação  sólida de transformadores
4.1. Gráfico de John D. Piper - Indicadores de Temperatura de Transformadores
4.2. Gráfico de pressão teórica do equilíbrio do vapor para celulose, óleo e ar
4.3. Umidade Relativa
4.4. Nível Aceitável de Umidade em Transformador
4.5. Gráfico Westhinghouse Electric Corporation (EUA)
4.6. Tabela de relação entre o Ponto de Orvalho e o teor de Umidade dos Gases
4.7. Conversão de Grandezas de Umidade
4.8. Sistemas de Preservação do Óleo Isolante de Transformadores
4.9. Indicadores de Temperatura de Transformadores

Capítulo 5 - Buchas de transformadores: tipos, testes, transporte, manuseio, armazenamento, instalação, contaminação e limpeza
5.1. Tipos de Buchas
5.2. Transporte, Recebimento, Manuseio, Armazenamento e Instalação de Buchas
5.3. Métodos de Testes de Buchas, Espécime Não-Aterrado (UST). Espécime Aterrado (GST)
5.4. Testes de Fator de Potência de Buchas Instaladas em Transformadores
5.5. Testes de Buchas que têm Derivação de Capacitância ou Fator de Potência Instaladas em Transformador
5.6. Teste de Bucha Instalada em Transformador e que Não Tem Derivação de Capacitância ou de Fator de Potência
5.7. Teste com Guard Energizado (Hot Guard Test-HGT)
5.8. Teste da Isolação da Derivação de Capacitância
5.9. Isolação da Derivação de Teste de Fator de Potência
5 10. Registro dos Testes
5.11. Determinação da Temperatura das Buchas
5.12. Contaminação de Buchas e Isoladores
5.13. Manutenção de Buchas

Capítulo 6 - Isolação sólida. Efeito da umidade, da temperatura e da acidez sobre o envelhecimento
6.1. Isolação sólida
6.2. Efeito da umidade
6.3. Gráfico de Piper
6.4. Acidez do óleo e resistência mecânica do papel
6.5. Resistência mecânica, teor de umidade e envelhecimento do papel isolante
6.6. Fator de potência e resistência à perfuração por impulso
6.7. Envelhecimento da isolação ou perda de vida em função da temperatura
6.8. Temperatura de serviço e vida esperada

Capítulo 7 - Óleo mineral isolante
7.1. Propriedades físicas
7.2. Solubilidade da água no óleo isolante
7.3. Absorção da água do ar úmido pelo óleo mineral de transformador
7.4. Solubilidade do ar no óleo mineral isolante
7.5. Propriedades elétricas
7.6. Composição e propriedades químicas
7.7. Componentes do óleo mineral isolante
7.8. Efeito da refinação seletiva sobre a estabilidade do óleo
7.9. Óleos de base parafínica e naftênica
7.10. Dados conflitantes
7.11. Composição dos óleos parafínicos e naftênicos
7.12. Mistura de óleos isolantes
7.13. Norma CNP-16
7.14. Projeto ABNT NB-108. 2/1 978
7.15. Limites sugeridos para resultados de testes de óleo envelhecido em serviço, por classe de tensão.

Capítulo 8 - Acompanhamento do comportamento do óleo isolante em serviço
8.1. Acompanhamento do comportamento das isolações sólida e líquida
8.2. Classificação dos testes de óleo para triagem
8.3. Testes recomendados para óleo em serviço em transformadores
8.4. Sedimento e borra solúvel em óleos envelhecidos  em serviço
8.5. Fator de potência do óleo isolante
8.6. Número de neutralização (NN)
8.7. Tensão interfacial (TIF)
8.8. Umidade
8.9. Comentários

Capítulo 9 - Deterioração do óleo mineral isolante
9.1 - A oxidação do óleo
9.2. Dados obtidos pela ASTM em onze anos de testes
9.3. Correlação entre o número de neutralização e a tensão interfacial
9.4. Gases dissolvidos no óleo
9.5. Solubilidade dos gases no óleo isolante
9.6. Métodos de detecção dos gases combustíveis
9.7. Análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo
9.8. Interpretação dos resultados
9.9. Método de diagnóstico pelo gás chave
9.10. Diagnóstico de falha pelas análises dos gases dissolvidos em óleo mineral - NBR-7274
9.11. Diagrama de bloco - NBR-7274
9.12. Valores máximos admitidos por Hydro Quebec
9.13. Valores máximos admitidos por Morgan Schaffer Corporation
9.14. Valores considerados internacionalmente de referência
9.15. Valores conforme o tempo de operação GCOI-SCM
9.16. Valores de referÇncia GCOI-SCM
9.17. Tabela de relação entre gases dissolvidos no óleo e condições de falha
9.18. Considerações sobre a taxa de geração de gases e sua concentração no óleo mineral isolante
9.19. Transformadores selados e sem colchão de gás (com bolsa de borracha)
9.20. Transformadores selados e com colchão de gás
9.21. Coeficiente de solubilidade de Ostwald
9.22. Perdas por vazamento
9.23. Transformadores com conservador ou tanque de expansão
9.24. Coeficiente de absorção βx de Bunsen
9.25. Solubilidade dos gases e coeficientes de Ostwald e Bunsen
9.26. Estado de saturação do óleo
9.27. Valores normais e perigosos de taxas de geração de gases
9.29. Falhas incipientes
9.30. Descargas parciais
9.31. Esquema de interpretação de análise de gases de falha
9.32. Tabela de diagnóstico conforme CEGB
9.33. Casos históricos
9.34. Periodicidade das análises gascromatográficas conforme CEGB e Hidro Quebec
9.35. Detector portátil de gás de falha
9.36. Diagrama de diagnóstico de falhas de transformadores

Capítulo 10 - Norma NBR-7070, de dezembro de 1981, da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT):  - Guia para amostragem de gases e óleos em transformadores  e análise dos gases livres dissolvidos

Capítulo 11 - Métodos de tratamento do óleo isolante
11.1. Tratamento do óleo isolante
11.2. Métodos de recondicionamento do óleo
11.3. Recuperação
11.4. Inibidores

Capítulo 12 - Ascaréis
12.1. Ascaréis
12.2. Ascaréis e a saúde humana
12.3. Ascaréis e o meio ambiente
12.4. Eliminação do PCB de líquidos utilizados em equipamentos elétricos
12.5. Armazenamento temporário de produtos contendo PCBs enquanto aguardam destruição
12.6. Transformadores com PCB existentes
12.7. Líquido de silicone
12.8. Projeto ABNT3:09. 10.2-001, de dezembro de 1982

Capítulo 13 - A termoscopia e a termografia na manutenção de transformadores
13.1. A termoscopia e a termografia na manutenção de transformadores
13.2. Radiômetros
13.3. Valores para orientação de sobretemperatura para os serviços de manutenção
13.4. Comutador de derivações em carga
13.5. Valores apresentados ao II Seminário de Manutenção de Subestações
13.6. Buchas
13.7. Aterramento de núcleo e sua estrutura
13.8. Radiadores
13.9. Medidas de segurança durante a utilizaçcão do termvisor

Capítulo 14 - Pintura de transformadores
14.1. Pintura de transformadores
14.2. Chapa de ferro laminada a quente
14.3. Corrosão
14.4. Erosão
14.5. Corrosão atmosférica
14.6. Preparo da superficie metálica a ser pintada
14.7. Métodos de limpeza e decapagem
14.8. Tabelas de Tintas
14.9. TIntas para pintar transformadores
14.10. Deterioração da pintra de transformadores
14.11. Efeitos de ferrugem sob a camada de pintura
14.12. Métodos de aplicação das tintas
14.13. Deterioração das tintas
14.14. Tolerância de tintas à temperatura
14.15. Ação da umidade sob a pintura
14.16. Ação de produtos químicos sob a pintura
14.17. Tinta de acabamento uretana ASTM classe V
14.18. Espessura dda camada de tinta de acabamento
14.19. Algumas sugestões para a pintura de transformadores
14.20. Cor da pintura de transformadores
14.21. Efeito da cor da pintura em transformadores instalados à sombra
14.22. Efeito da cor de pintura em transformadores expostos ao sol
14.23. Coeficiente de absorção de tintas para radiação solar
14.24. Fatores de emissividade de tintas
14.25. Considerações econômicas sonre a pintura do transformador

Capítulo 15 - Testes elétricos
15.1. Testes elétricos
15.2. Testes com corrente contínua
15.3. Testes com corrente alternada (CA)
15.4. Medição  da resistência do isolamento
15.5. Recomendações do CGOI e ABNT
15.6. Esquemas de ligações
15.7. FIchas de registro de resultados
15.8. Correção da resistência de isolamento em função da tempretaura
15.9. Medição da corrente de excitação de transformadores
15.10.  Esquemas de testes
15.11. Métodos alternativos
15.12. Resultados dos testes

Capítulo 16 - Manutenção preventiva do transformador
16.1. Programação da manutenção preventiva do transformador
16.2. Água
16.3. Calor excessivo
16.4. Número de neutralização (NN) e tensão interfacial (TIF)
16.5. Bateria de testes recomendáveis
16.6. Critérios de avaliação dos resultados
16.7. Análise cromatográfica (ACG) dos gases dissolvidos no óleo isolante
16.8. Correlação entre número de neutralização, tensão interfacial e formação de borra no óleo mineral isolante
16.9. Remoção da borra do óleo e das partes internas do transformador
16.10. Tratamento do óleo isolante com o transformador energizado
16.11. Diretrizes sugeridas paraa desborrificação de transformadores
16.12. Definições ASTM
16.13. Classificação dos óleos isolantes
16.14. Análise econômica da manutenção preventiva de transformadores (Exemplo)

Capítulo 17 - Conclusões e recomendações
17.1. Conclusões e recomendações
17.2. Diretrizes de insperção e testes

Capítulo 18 - Trafoscópios
18.1. Trafpscópios
18.2. Testes dos gases
18.3. Verificações a serem feitas quando o trafoscópio operar
18.4. Relé de fluxo de óleo e gás
18.5. Relé de pressão
18.6. Dispositivos de aliviar a pressão do tanque do transformador

Capítulo 19 - Comutadores de derivações em carga
19.1. Manutenção de comutadores de derivação em carga
19.2. Comutadores Maschinen Reinhausen - MR
19.3. Recomendações para a manutenção do mecanismo de acionamento motorizado MR , tipo MA2, MA3, MA4 e MA7
19.4. Recomendações para a manutenção de comutadores de derivações em carga marca Trafo União (TUSA)
19.5. Recomendações para manutenção de comutadores de derivações em carga marca ASEA
19.6. Comutadores Hitachi
19.7. Comutador Mitsubishi

Capítulo 20 - Instrumentos e métodos de testes de transformadores
20.1. Teste da isolação elétrica pelo método do fator de potência com o auxílio do instrumento Doble engineering, tipo MEU 2 500 V
20.2. Teste da isolação elétrica com o Doble, tipo MH, 10 000 V
20.3. Determinação do fator de potência de óleos isolantes provenientes do petróleo com o Doble MEU 2 500 V ou MH 10 000 V
20.4. Determinação da rigidez dielétrica do óleo mineral isolante pelo método dos eletrodos de disco - ABNT/IBP 330 ou ASTM (D877)80
20.5. Determinação da rigidez dielétrica do óleo mineral isolante pelo método ASTM (D1816)/79
20.6. Medição da temperatura de um enrolamento de cobre pelo método da variação de resistência
20.7. Instrumento TTR para a medião da relação de espirais do transformador
20.8. Medição de resitência de baixo valor
20.9. Métodos de medição  da resistência de aterramento
20.10. Medição da resistência de isolamento
Bibliografia

Sinopse

Em sua parte final, poderão ser encontradas informações relacionadas com os instrumentos de teste comumente utilizadas nas empresas brasileiras de energia elétrica, informações estas obtidas em instruções dos respectivos fabricantes.

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