INSTRUÇÃO NORMATIVA DA DISTRIBUIÇÃO Nº GRNT. PROCEDIMENTOS PARA OPERAÇÃO DO SISTEMA SUBTERRÂNEO 13,8/0,380-0,220 kv

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1 Nº GRNT PROCEDIMENTOS PARA OPERAÇÃO DO SISTEMA SUBTERRÂNEO 13,8/0,380-0,220 kv 1ª EDIÇÃO ABRIL 2013 DIRETORIA DE ENGENHARIA - DE SUPERINTENDÊNCIA DE PLANEJAMENTO E PROJETOS - SPP GERÊNCIA DE NORMATIZAÇÃO E TECNOLOGIA - GRNT

2 FICHA TÉCNICA Coordenação: Celso Nogueira da Mota Participantes : Aristófanes Dantas, Edilton Oliveira Guerreiro, Francisco Sales de Sousa, João Alves Pereira, João Carlos dos Santos, José Cezar Nonato, Kamila Franco Paiva, Luiz Fernando de Castro, Stefanos Barbosa Nicolaidis 1ª Edição: Colaboradores: Nivaldo José Franco das Chagas GRNT - Gerência de Normatização e Tecnologia FAX: Fone:

3 1/108 INSTRUÇÃO NORMATIVA DA DISTRIBUIÇÃO IND ABR/2013 SUBTERRÂNEO 13,8 / 0,380-0,220 kv

4 2/108 SUMÁRIO 1. OBJETIVO PRÉ REQUISITOS MÍNIMOS CONFIGURAÇÕES, ARRANJOS E COMPONENTES ELETRÍCOS DE OPERAÇÃO E MANOBRAS DO SISTEMA SUBTERRANEO 13,8/0,380 0,220 kv CAIXA DE DERIVAÇÃO E MANOBRA - CDM BASES E FUSÍVEIS TIPO NH RETARDADO CHAVES TRIPOLARES SECAS PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA CHAVES TRIPOLARES A ÓLEO PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA DISJUNTORES DE BAIXA TENSÃO PROTETOR DE REDE RETICULADA DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA OU PROTETOR NETWORK OU PROTETOR ACESSÓRIOS DESCONECTÁVEIS TRANSFORMADOR A ÓLEO (NTD-3.02) TRANSFORMADOR A SECO COM OU SEM VENTILAÇÃO FORÇADA (NTD 3-45) TRANSFORMADOR PEDESTAL (NTD-3.35) CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 ( NTD-3.33 e NTD-3.46) CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 SUBMERSÍVEL COM TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA (NTD-3.48) CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA ORMAZABAL (NTD 4.33) CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA G&W (NTD 4.32) CONJUNTOS CBT (NTD-3.37) BARRAMENTO MÚLTIPLO ISOLADO BMI ( NTD-4.21) ARRANJOS RADIAIS ARRANJO RADIAL I DESENHO 1 - ARRANJO RADIAL I ARRANJO RADIAL II DESENHO 2 - ARRANJO RADIAL II ARRANJO RADIAL III DESENHO 3 - ARRANJO RADIAL III OPERAÇÃO PARA CONEXÃO E DESCONEXÃO DE REDE SUBTERRÂNEA DE AT UTILIZANDO CDM E DESCONECTAVEIS ARRANJO SPOT NETWORK DESENHO 4 - ARRANJO SPOT NETWORK ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM RECURSO PELO SECUNDÁRIO DESENHO 5 - ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM RECUROS PELO SECUNDÁRIO ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA E COM RECURSO PELO SECUNDÁRIO CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO DO SISTEMA SUBTERRÂNEO NOVA TECNOLOGIA X ATUALIZAÇÃO DO PRODIS

5 3/ OBJETIVO Esta norma tem por objetivo estabelecer e definir os procedimentos para a operação do sistema subterrâneo de 13,8/0,380-0,220 kv, abrangendo a aplicação e as principais características técnicas e operacionais detalhadas de cada um dos componentes elétricos de operação e manobras, bem como de todas as configurações elétricas instaladas no sistema subterrâneo da CEB-D. 2. PRÉ REQUISITOS MÍNIMOS Para a aplicação e uso desse documento, faz necessário o atendimento das condições mínimas abaixo indicadas: 2.1. o cumprimento da legislação de segurança e medicina do trabalho em especial a NR10 e NR33; 2.2. os profissionais que vão fazer uso deste documento deverão estar capacitados e autorizados, em cumprimento aos critérios definidos na NR10, e com treinamento especifico para execução dessas atividades, com reciclagem definida na legislação; 2.3. nenhuma nova tecnologia poderá ser implantada sem que haja o treinamento especifico para todos os profissionais que farão uso dessa; 2.4. todos os equipamentos relacionados neste documento só poderão ser operados com as manutenções em dia conforme recomendação do fabricante. Esse registro de manutenção tem que estar expresso e disponível para o operador (manobreiro) para consulta prévia antes da operação; 2.5. as condições ambientais onde os equipamentos estão instalados deverão estar em condições que garantam a segurança dos operadores; 2.6. os operadores (manobreiros) só poderão fazer uso deste documento estando os riscos das atividades executadas eliminados ou controlados. 3. CONFIGURAÇÕES, ARRANJOS E COMPONENTES ELETRÍCOS DE OPERAÇÃO E MANOBRAS DO SISTEMA SUBTERRANEO 13,8/0,380 0,220 kv Estão relacionados a seguir as diversas configurações e arranjos elétricos responsáveis pelo suprimento de energia às estações transformadoras de 13,8/0,380-0,220 kv, bem como os diversos componentes de operação e manobra instalados no sistema subterrâneo da CEB-D: 3.1. Configurações e Arranjos: arranjo radial simples;

6 4/108 arranjo primário seletivo dedicado; arranjo spot network Componentes Elétricos de Operação e Manobras: caixa de derivação e manobra CDM; bases e fusíveis tipo NH Retardado; chaves tripolares secas para interrupção em carga classe 15,0 kv; chaves tripolares a óleo para interrupção em carga classe 15,0 kv; chaves tripolares a gás SF6 hexafluoreto de enxofre; chaves seccionadoras em carga de baixa tensão; disjuntores de baixa tensão; protetores de rede reticulado de distribuição secundária; incluir os seguintes protetores BEGUIM e ABB FUTURA; acessórios desconectáveis classe 15,0 kv (200 A e 600 A); conjunto de barramento de distribuição em baixa tensão CBT-CEB; transformador pedestal; barramento múltiplo isolado BMI; limitador de corrente. A descrição das principais características técnicas e operacionais de cada um dos componentes elétricos de operação e manobra, bem como de todas as configurações elétricas e arranjos instalados no sistema subterrâneo da CEB-D-D são apresentados detalhadamente nos próximos capítulos 4. CAIXA DE DERIVAÇÃO E MANOBRA - CDM São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação das caixas de derivação e manobra - CDM, utilizadas no sistema subterrâneo de distribuição da CEB-D. Caixa de derivação e manobra CDM

7 5/108 Vista interna da caixa CDM 4.1. Definição - Caixa de Derivação e Manobra CDM É um equipamento utilizado para derivação e manobra em circuitos subterrâneos primários, sendo instalado ao longo da rede subterrânea de média tensão. Sua utilização permite além da ramificação do circuito primário, o seccionamento de um trecho do circuito em caso de manobras para a realização de serviços na rede Características Características técnicas e construtivas A caixa de derivação e manobra - CDM é formada por uma caixa metálica em aço, dimensionada para garantir as distâncias elétricas mínimas entre parte viva e carcaça, à qual se conectam cabos subterrâneos primários através de muflas terminais trifásicas acopladas a aberturas existentes na referida caixa. Internamente, os cabeçotes das muflas terminais são interligados através de cordoalhas condutoras de cobre estanhado denominadas "links", através dos quais são garantidas as conexões elétricas. Existem dois comprimentos padronizados de links que são 300 mm e 260 mm. As aberturas para recebimento de muflas não utilizadas são sempre fechadas com uma tampa (tampa cega) e aparafusadas. A CDM é sempre fixada na parede da caixa subterrânea e possui uma tampa frontal de acesso às suas partes internas, tampa esta que é aparafusada ao corpo da CDM. Os links são dimensionados de acordo com a capacidade do cabo de maior bitola a eles conectados. A CDM utilizada na CEB-D não é um equipamento para operar sob coluna d água.

8 6/108 Nota: Por ser um equipamento antigo, por falta de peças de reposição, quando existir a necessidade de qualquer manutenção nesse equipamento, deverá ser feita a sua substituição por um conjunto de desconectável Componentes da CDM: 1) caixa metálica para abrigo interno das muflas; 2) tampa frontal da caixa metálica; 3) flange destinado à instalação das três muflas de cada circuito; 4) tampa-cega para substituição do flange; 5) link flexível de cobre estanhado para restabelecer as ligações retas e em U; 6) juntas de vedação das tampas frontal, cega e flanges; 7) mufla de porcelana para cabo tronco, seções de 95 mm² a 150 mm²; 8) mufla de porcelana para ramal, seções de 35 mm² a 50 mm² Características operativas Quando fechada ou aberta a CDM deve ser considerada como estando energizada. Os links da CDM só podem ser acessados e retirados quando a CDM estiver completamente desenergizada a manobra de desconexão (desligamento de um cabo da CDM) é garantida pela retirada do link em cada uma das três fases Operação do Equipamento Para a retirada/instalação de um link, o eletricista deve: a) Utilizar os dez passos de segurança: 1) no local do serviço, Isolamento e sinalização da área com fitas, cones ou outras barreiras; 2) planejamento da tarefa incluindo a conversa próximo a caixa ou no pátio da estação transformadora com uso da APR Análise Preliminar de Risco; 3) seleção e uso dos EPIs e EPCs, ferramental e materiais de serviço adequados; 4) solicitação do bloqueio do religamento automático do circuito (Relé 79) ao COD Centro de Operação da Distribuição para o impedimento de reenergização.(item NÃO APLICADO A REDE SUBTERRÂNEA); 5) seccionamento do circuito, com o desacoplamento do disjuntor (descontinuidade elétrica total); 6) constatação da ausência de tensão; 7) instalação de aterramento temporário com equipotencialização dos condutores dos circuitos; 8) proteção dos elementos energizados existentes na zona controlada área em torno da parte condutora energizada (obstáculos, anteparos e isolamento das partes vivas); 9) instalação da sinalização de impedimento de reenergização (bandeirola, cartão, etc.);

9 7/108 10) impedimento físico de reenergização com aplicação de travamentos mecânicos para manter o dispositivo de manobra fixo numa determinada posição, de forma a impedir uma ação não autorizada (cadeados, travas, retirada dos elos fusíveis, etc.).; b) Confirmar a correta identificação do equipamento a ser manobrado, confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo: 1) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. 2) caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a implantação da NR33). 3) instalação dos aterramentos temporários na rede serão de responsabilidade do executante do serviço, sendo o mesmo responsável pela sua retirada, em conformidade com os procedimentos de trabalho. 4) desaparafusar e retirar a tampa frontal com cuidado, pois o teste de ausência de tensão não foi ainda executado; 5) realizar o teste de ausência de tensão e posteriormente o aterramento da CDM; 6) descarregar cargas estáticas existentes com bastão de teste e cordoalha de aterramento; 7) identificar o circuito a ser desconectando percorrendo visualmente na caixa e observando a direção do circuito nos dutos; 8) desaparafusar, retirar o link do cabo que se deseja desconectar, recolocar os demais links e reapertar os parafusos de fixação dos mesmos no cabeçote das muflas; 9) retirar o aterramento, recolocar a tampa frontal e aparafusá-la; 10) verificar se não deixaram nenhuma ferramenta, parafusos, porcas, cordoalha de aterramento no interior da CDM; 11) deixar os links de ligação em cima da CDM, para posterior instalação. 5. BASES E FUSÍVEIS TIPO NH RETARDADO São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação dos fusíveis e bases tipo NH, utilizados nos armários / quadros das estações transformadoras de distribuição de energia elétrica da CEB-D.

10 8/108 Bases e fusíveis Tipo NH Retardado 5.1. Definições Fusíveis NH São dispositivos próprios para proteção de circuitos, que em serviço, estão sujeitos a sobrecargas ou curto-circuito Bases NH São dispositivos destinados ao acoplamento do fusível tipo NH. Uma vez retirado o fusível, a base constitui um seccionamento visível dos circuitos, tornando dispensável, em muitos casos, a utilização de um seccionamento adicional, ou seja, interrupção do circuito de BT através do NH Características Características técnicas e construtivas Fusíveis NH Existem três tipos: retardados, rápidos e ultrarrápidos. A CEB-D somente utiliza o fusível retardado, pois os mesmos quando submetidos a sucessivas sobrecargas de curta duração ou a sobrecargas pequenas de longa duração, são resistentes à fadiga (envelhecimento). São utilizados fusíveis dos tamanhos DIN 00, 1,2 e 3, tensão nominal de funcionamento de 500V e corrente nominal variando desde 63 até 400A. Nota: Em casos existentes, excepcionalmente poderá ser empregado o fusível NH de 500A, 630A e 800A.

11 9/108 As partes isolantes dos fusíveis são fabricadas em porcelana ou esteatita, para garantia da estabilidade mecânica e térmica. A maioria dos fusíveis tem os contatos (facas) prateados, o que proporciona perdas muito reduzidas no ponto de ligação e evita o aquecimento indesejado, comum neste tipo de conexão. Geralmente os fusíveis têm um botão (pino) vermelho na face superior do corpo isolante, para indicação de ruptura do mesmo Bases NH São utilizadas na CEB-D apenas as bases NH tamanhos DIN 2 e 3. A base tamanho 2 suporta corrente nominal até 400 A, tensão nominal 500 V e a do tamanho 3 até 630 A, 500V. As bases NH são unipolares e podem ser montadas individualmente ou três bases unipolares sobre um único suporte. As bases NH têm seu corpo construído em material isolante e resistente. As garras são confeccionadas em cobre eletrolítico com cobertura prateada, para garantir o contato perfeito, ótima condutibilidade. Para melhor fixação do fusível, a pressão das garras é garantida através de molas de aço Características operativas As principais características operativas das bases e fusíveis NH são: os fusíveis são dimensionados para interromperem eletricamente o circuito sempre que um valor pré - determinado de corrente é ultrapassado; os fusíveis NH não foram projetados para manobra em carga, exceto quando acoplados ao equipamento que permite operação sob carga; destinam-se às instalações em ambientes abrigados e protegidos contra toque acidental Operação do Equipamento: 1) utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma; 2) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade; 3) proceder ao desligamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de atendimento às unidades consumidoras envolvidas, observando que, nos armários tipo CBT que existem câmaras de extinção de arco, a operação de abertura e fechamento será simultânea nas três, não será preciso retirar carga, porém no barramento convencional, deve-se antes de retirar os fusíveis NH, que seja desligada a chave secundária CS da

12 10/108 ET que alimenta o circuito para retirar os fusíveis individualmente utilizando o punho saca fusíveis. Retirar a carga desligando o dispositivo de proteção na chegada da UC; 4) em caso de suspeita de curto-circuito, seguir os procedimentos (passoa-passo) de substituição de fusíveis NH estabelecidos pela Gerência de Serviços; 5) os fusíveis NH não foram projetados para manobra em carga, exceto quando acoplados a equipamentos que permitem operação sob carga; 6) a instalação e a retirada de fusíveis nas bases NH deve ser realizada, obrigatoriamente, com a utilização de punhos de manobra, ferramenta específica para a operação de fusíveis NH. Os punhos são confeccionados em material isolante e resistente. Possuem um encaixe na parte inferior, que proporciona o acoplamento do fusível para posterior retirada ou colocação do mesmo na base NH; 7) a operação de retirada de fusíveis NH, quando existirem outros ramais de circuitos que permitirão a continuação de circulação de corrente (circuitos paralelos), não é considerada como abertura do circuito em carga. 6. CHAVES TRIPOLARES SECAS PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação das chaves tripolares secas para interrupção em carga, utilizadas na CEB-D.

13 11/108 Chaves tripolares secas para interrupção em carga 6.1. Definição É um equipamento para abertura em carga de circuitos subterrâneos primários, de acionamento manual, sendo instaladas antes do primário de transformadores subterrâneos para permitir o seccionamento do restante do circuito Características Características técnicas e construtivas As chaves secas utilizadas na CEB-D possuem as seguintes características técnicas: modelo Mini-Rupter fabricação S & C Electric Company; corrente nominal A; tensão nominal 14,4 kv; frequência - 60 Hz; capacidade de interrupção A;

14 12/108 cabos isolados dos circuitos subterrâneos são conectados ao corpo da chave através de terminais desconectáveis. O cabo de entrada é conectado na parte superior da chave e o cabo de saída para o transformador é conectado na parte inferior. Como a conexão é feita pela utilização de desconectáveis, existem instalações onde na parte superior da chave tem-se uma derivação do circuito para outro ponto, ao mesmo tempo em que o circuito é conectado a chave; e a chave seca utilizada na CEB-D possui uma única alavanca de manobra localizada na lateral esquerda da chave, a qual possui duas posições de descanso nas quais está alavanca pode ser travada. Estas duas posições de Fechado (ligado) ou Aberto (desligado) correspondem a situações operativas nas quais os cabos conectados à chave estão ligados ou separados eletricamente, respectivamente Características operativas As principais características operativas das chaves secas são: operação tripolar a plena carga; operação manual através de alavanca de manobra específica para esta finalidade. Existe na alavanca de manobra, uma indicação de sua posição operativa OPEN (aberta) e CLOSE (fechada); esta chave não possui a posição operacional aterrada. a velocidade de operação da chave independe da ação do operador. O esforço para girar a alavanca de comando por parte do operador é utilizado para carregar uma mola, a qual é responsável pelo movimento; a isolação interna entre partes vivas e carcaça são garantidas unicamente pelo ar existente no interior da chave; a chave possui câmaras de extinção de arco-voltaico para garantir a operação de abertura da chave; pode ser instalada em ambiente interno e externo; após abertura da chave, deverá ser conferido teste de ausência de tensão na baixa do transformador, para constatar possível tensão de retorno. NOTA: Por falta de peças de reposição, quando existir a necessidade de manutenção corretiva nesse equipamento, deverá ser feita a sua substituição por uma chave a SF Operação do Equipamento Para a operação segura de chaves secas o eletricista deve: 1) utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma; 2) confirmar a correta identificação do equipamento a ser operado, confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo; 3) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade; 4) caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação

15 13/108 e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a implantação da NR33). 5) verificar se a porta de acesso ao interior da chave está fechada; 6) girar a alavanca de comando para a posição desejada. Ao carregar a mola esta dispara a operação da chave, permitindo que a alavanca atinja o final de seu curso na posição de descanso; 7) em caso de liberação para trabalho, e, dependendo da finalidade da manobra é obrigatória a instalação de um cadeado ("cadeado dos manobreiros") para impedir o fechamento casual da chave; e 8) em hipótese alguma, a chave deve ser fechada quando houver suspeita de existência de curto circuito no trecho a ser energizado. 7. CHAVES TRIPOLARES A ÓLEO PARA INTERRUPÇÃO EM CARGA São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação das chaves tripolares a óleo para interrupção em carga, utilizadas na CEB-D Definição É um equipamento para abertura em carga de circuitos subterrâneos primários, de acionamento manual, sendo instaladas antes do primário de transformadores subterrâneos para permitir seu seccionamento do restante do circuito ou ainda aplicadas em diversos arranjos de sistemas aéreos e subterrâneos como chaves de manobra e de transferência de carga. NOTA: Quando se tratar de chave a óleo de propriedade do consumidor, na classe de tensão de 15 kv, não deverá ser operada sob carga e sempre que possível sem tens Características Características técnicas e construtivas As chaves a óleo utilizadas na CEB-D possuem as seguintes características técnicas: modelo COB-N, fabricação Hitachi; corrente nominal A; tensão nominal - 15 kv; frequência - 50/60 Hz; capacidade de interrupção com fator de potência superior a 0,8 sob tensão nominal A; e cabos isolados dos circuitos subterrâneos são conectados ao corpo da chave através de muflas terminais. Uma mufla recebe um cabo tripolar ou três cabos singelos de média tensão.

16 14/ Tipos de chaves utilizadas na CEB-D Tipo M-1014 Chave seccionadora Hitachi C1 são as mais comumente utilizadas na CEB-D; possui duas muflas terminais para conexão dos cabos isolados; a única alavanca de manobra das chaves M-1014 possui duas posições de operação nas quais está alavanca pode ser travada. Estas duas posições de LIGADO ou DESLIGADO correspondem a situações operativas nas quais os cabos conectados à chave pelas muflas terminais estão interligados ou separados eletricamente, respectivamente. Tipo K-1214 Chave reversora Hitachi CR

17 15/108 possui três muflas terminais para conexão dos cabos isolados; a única alavanca de manobra das chaves k-1214 possui três posições de operação nas quais está alavanca pode ser travada. As três posições são: ligado para o cabo da esquerda; ligado para o cabo da direita; desligado, com a alavanca posicionada na parte central. Essas posições são as operativas, nas quais o cabo conectado na mufla central da chave está eletricamente interligado ao cabo da mufla da esquerda, ou ao cabo da mufla da direita ou ainda separado eletricamente dos dois primeiros cabos (da direita e da esquerda); essas chaves são denominadas de "chave reversora" na CEB-D. Tipo C-0314 e C-0414 C0314 Chave de transferência C3. Duas fontes, 1 saída. K1214 Chave de transferência 4 vias possui três e quatro muflas terminais para conexão dos cabos isolados, respectivamente; as alavancas de manobras destas chaves, três e quatro, respectivamente, possuem duas posições de operação nas quais podem ser travadas. Estas duas posições de LIGADO ou DESLIGADO correspondem a situações operativas nas quais o cabo conectado correspondente àquela alavanca

18 16/108 está interligado ou separado eletricamente de um barramento interno da chave. Em outras palavras, cada alavanca serve para interligar o cabo isolado correspondente a um barramento interno da chave. Assim, para que se tenha circulação de corrente por uma chave deste tipo faz-se necessário que se tenha pelo menos duas alavancas na posição ligada; e estas chaves são chamadas na CEB-D de chave a óleo de três alavancas e de chave a óleo de quatro alavancas, conforme o número de alavancas que possuem Características operativas As principais características operativas das chaves a óleo são: operação tripolar a plena carga; operação manual através de alavanca de manobra específica para esta finalidade. Existe na alavanca de manobra, um ressalto que indica a sua posição operativa (DESLIGADO e LIGADO); a isolação interna entre partes vivas e carcaça e ainda a extinção do arcovoltaico na operação de abertura da chave, são garantidos pelo óleo isolante mineral com que a chave é preenchida; e pode ser instalada em ambientes externo e interno; 7.3. Operação do Equipamento Para a operação segura de chaves a óleo o eletricista deve: utilizar os dez passos de segurança, descrito no item 4.3 desta norma; caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a implantação da NR33). confirmar a correta identificação do equipamento a ser operado, confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo; estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. verificar o nível de óleo. As chaves não podem ser operadas com nível de óleo abaixo do mostrado no indicador de nível, uma vez que a operação nesta situação pode provocar a explosão da chave; recomenda-se à retirada de gás (ar na chave) antes da operação através da válvula de alivio localizada na tampa superior da chave; retirar o pino de trava da alavanca de comando e após a operação da chave é obrigatória à recolocação deste pino de trava. Em caso de liberação para trabalho, e, dependendo da finalidade da manobra é obrigatória a instalação de um cadeado ("cadeado dos manobreiros") impedindo a retirada do pino de trava da alavanca; realizar a movimentação da alavanca de manobra de forma rápida, segura e firme, sabendo que tal operação não tem volta; e

19 17/108 em hipótese alguma, a chave deve ser fechada quando houver suspeita de existência de curto circuito no trecho a ser energizado; deverá ser conferido teste de ausência de tensão na baixa do transformador; deverá ser conferido faseamento no protetor, disjuntor e antes da bucha do transformador. NOTA: Por falta de peças de reposição, quando existir a necessidade de manutenção corretiva nesse equipamento, deverá ser feita a sua substituição por uma chave a SF Características da manutenção Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; verificação do nível de óleo; retirada de gás pela válvula de alivio de pressão; verificação de vazamentos; condições da Identificação posição operacional; condições da Identificação dos alimentadores; inspeção visual nas muflas de entrada e saída Manutenção preventiva: limpeza externa; nível baixo de óleo é completado até o nível indicado; retirada de gás pela válvula de alivio de pressão; remarcação da identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação da identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; substituição programada do equipamento por chave seccionadora ou de transferência à SF-06, caso o mesmo apresente vazamentos no equipamento ou muflas Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por chave seccionadora ou de transferência a SF-06, caso o mesmo apresente vazamentos no equipamento ou muflas. 8. DISJUNTORES DE BAIXA TENSÃO São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação dos disjuntores de baixa tensão, utilizados nas subestações do Sistema subterrâneo da CEB-D.

20 18/108 Disjuntor de baixa tensão 8.1. Definição É um equipamento para abertura em carga de circuitos de baixa tensão, de acionamento manual e automático, sendo instalados nas Estações Transformadoras do Sistema Subterrâneo da CEB-D, para permitir a interrupção de correntes do transformador para o Armário de BT. É sensibilizado por correntes superiores às nominais, interrompendo a passagem das mesmas. O disjuntor é sempre instalado entre o secundário do transformador de distribuição e o Armário de BT Características Características técnicas e construtivas O disjuntor é constituído basicamente pelos seus contatos principais e câmara de extinção de arco, alavanca de comando, sensores térmicos (bimetálicos) e eletromagnéticos e bobina de desligamento para acionamento externo. Na presença de sobrecorrentes de baixa intensidade (sobrecarga) e de alta intensidade (curto-circuito), os sensores térmicos e eletromagnéticos são sensibilizados, respectivamente e acionam o desligamento do disjuntor. Estes sensores, dependendo do fabricante, podem ter valores ajustados de correntes de atuação ou não.

21 19/108 O disjuntor é projetado para ser capaz de interromper correntes de carga e de curto circuito e para tal possui câmaras de extinção de arco. O disjuntor é construído em caixa moldada, o que permite sua instalação externa a quadros de distribuição, porém devem ser instalados em locais abrigados. O disjuntor é equipado com uma bobina de desligamento externo acionada pelo relé de gás ou termômetro do transformador associado Características operativas As principais características operativas dos disjuntores de BT são: o disjuntor é um equipamento projetado para interrupção em carga, inclusive de correntes de curto-circuito, possuindo para este fim câmaras de extinção de arco. Pode ser operado manualmente através de um operador, ou automaticamente por um comando elétrico externo ou ainda por um comando interno através de seus sensores de sobrecorrente; operação manual através de alavanca de manobra específica para esta finalidade. Através da alavanca de manobra tem-se a indicação se o disjuntor está aberto ou fechado (Desligado ou Ligado); quando desligado por comando automático interno (sensores de sobrecorrente), há necessidade de armar o disjuntor para conseguir o seu fechamento, ou seja, movimentar a alavanca de manobra no sentido contrário ao sentido do fechamento para depois movimentá-la no sentido do fechamento Operação do Equipamento Para a operação segura de disjuntores de baixa tensão o eletricista deve: utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma; caso a ET seja no subsolo ou abrigada em edifícios proceder a instalação do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a implantação da NR33); confirmar a correta identificação do equipamento a ser operado, confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo; estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade.; devido às correntes de magnetização elevadas, ocorre algumas vezes que o disjuntor abre logo após ser fechado. Quando isto ocorrer, faz-se necessário retirar parte da carga para realizar a operação de fechamento. Para retirada da carga deve-se sempre procurar operar outro equipamento adequado para fechamento em carga; quando da abertura automática do disjuntor, deve-se identificar a causa da abertura, procurando por possíveis defeitos, antes de realizar a tentativa de fechamento;

22 20/108 sempre que se executar serviços que envolvam possibilidade de inversão de fase, a confirmação do perfeito faseamento deve ser realizada antes de se manobrar o disjuntor; realizar a movimentação da alavanca de manobra de forma rápida, segura e firme Características da manutenção Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; condições de Identificação da posição operacional; condições de Identificação dos alimentadores; inspeção visual nos pontos de conexões; inspeção visual no isolamento dos pontos de conexões; medições instantâneas de tensão e corrente; inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; teste operacional, liga/desliga; reaperto/substituição dos conectores; conferencia de faseamento; recomposição do isolamento dos pontos de conexões; substituição programada do equipamento por outro similar Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por outro similar. 9. PROTETOR DE REDE RETICULADA DE DISTRIBUIÇÃO SECUNDÁRIA OU PROTETOR NETWORK OU PROTETOR São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação e operação dos protetores de rede reticulado de distribuição secundária utilizados na CEB-D.

23 21/108 WH/EATON GE

24 22/108 GE BEGHIM

25 23/ Definição É um equipamento que executa o seccionamento automático entre o secundário do transformador de distribuição e o sistema reticulado de distribuição (no caso CEB-D, Armário de BT), em resposta a pré-determinadas condições elétricas existentes (no circuito primário ou transformador), bem como interliga o transformador ao sistema reticulado secundário (quadro/ armário de distribuição de carga) através de comando manual ou automático. O protetor é sempre instalado entre o secundário do transformador de distribuição e o Armário de BT. A CEB-D não possui o sistema reticulado de distribuição, utilizando como alternativa ao mesmo o sistema tipo SPOT ESTAÇÃO TRANSFORMADORA DEDICADA se caracteriza pela instalação de dois ou três transformadores, de alimentadores diferentes, conectados a um mesmo armário de BT do qual derivam os diversos circuitos responsáveis pela alimentação das cargas Características Características técnicas e construtivas O protetor é um equipamento constituído basicamente por um disjuntor e circuitos, composto conforme abaixo: caixa metálica protetora; circuito principal, constituído pelo barramento, disjuntor, buchas e fusíveis; circuito de controle, constituído pelas placas de ligação com o disjuntor, relé mestre, relé de fase, transformadores de corrente e auto-transformadores de potencial. Os protetores existentes na CEB-D são de fabricação GENERAL ELECTRIC (GE), WESTINGHOUSE/EATON (WH), FUTURA (ABB) e BEGHIM e foram projetados e construídos para operar em altitude de até 1000m acima do nível do mar, temperatura ambiente máxima de 40ºC e média diária não superior à 35ºC e é do tipo não submersível. O Relé Direcional de Potência Trifásica ou Relé MASTER ou Relé MESTRE é um componente do circuito de controle do protetor e suas características principais são: comandar o fechamento do protetor, interligando o transformador ao quadro/armário de distribuição de cargas, em condições corretas e adequadas do fornecimento de energia; e garantir a abertura automática do protetor quando da existência de fluxo inverso de potência (sentido da rede para o transformador).

26 24/108 O Relé de Fase é um componente do circuito de controle do protetor que opera em conjunto com o relé mestre, porém atuando de maneira independente. Sua característica é garantir que o protetor somente seja ligado quando o transformador estiver em condições corretas e adequadas de fornecimento de energia ao conjunto de manobra. Assim, este relé tem a responsabilidade de evitar operações intermitentes (liga - desliga) do protetor. Este relé só atua durante a operação de fechamento do protetor. A seguir são apresentadas as características técnicas dos protetores existentes na CEB-D: PROTETOR NETWORK FABRI GE GE WESTINGHOUSE/EATON BEGHIM FUTURA (ABB) CANTE Modelo MG9 MG9I CMD 1875 NET PRO Corrente Nominal (A) Tensão Nominal (V) Tensão Máxima de Operação (V) Capacida de de Interrupç ão Simétrica (ka) Freqüênc ia (Hz) Fusíveis Número de fases 1200 / / / / / / / / / / / NF3/NF5 NF3/NF 5 NPL -18 A DCA DCA Características operativas O protetor é um equipamento projetado para interrupção em carga, inclusive de correntes de curto-circuito, possuindo para este fim câmaras de extinção de arco. Pode ser operado manualmente através de um operador, ou automaticamente por um comando elétrico externo ou ainda por um comando interno através de seus relés. Todos os protetores são equipados com uma alavanca de comando, que possuem três posições de descanso, que são: OPEN (aberto), CLOSE (fechado) e

27 25/108 AUTOMATIC (automático). A localização desta alavanca encontra-se conforme a seguir: protetor GE situa-se na lateral do protetor, podendo ser externa ou interna à caixa protetora; protetor WH/EATON situa-se externamente e na porta frontal do protetor; protetor Beghim situa-se na lateral externa do protetor; protetor Futura - situa-se na lateral externa do protetor; A unidade disjuntora (circuito principal e de comando, incluindo disjuntor, relés, TC, auto-transformadores, etc.) pode ser extraída da caixa metálica protetora, possibilitando a confirmação do desacoplamento do protetor e também desenergização para a substituição de qualquer componente. O protetor GE possui BOTÕES que uma vez desatarraxados e retirados desconectam eletricamente o circuito de controle do mesmo. O protetor é equipado com fusíveis internos, responsáveis pela interrupção da corrente em caso de sobrecarga ou curto-circuito. É importante salientar que nos protetores antigos, mesmo elevadas correntes não sensibilizam o relé mestre caso estejam no sentido direto (fluxo normal de potência). Os protetores recém adquiridos possuem relés micro-processados que podem ser ajustados para perceber estas correntes de fluxo direto. Os protetores Beghim e Futura possuem relés de corrente para proteção de sobrecarga (função F). Quando atuado a proteção de sobrecorrente atua a bobina de trip do disjuntor impedindo o rearme automático do protetor. O protetor é equipado com motores, os quais permitem seu fechamento automático. Existe diferença entre os protetores GE, WH/EATON, Beghim e Futura no tocante ao fechamento comandado pela alavanca na posição CLOSE e AUTOMATIC a seguir relatadas: ao se movimentar a alavanca para a posição CLOSE, consegue-se o fechamento do protetor GE sem acionar o motor, ou seja, a energia necessária para a ação de fechamento do protetor depende do esforço firme e contínuo do operador. No caso do protetor WH/EATON, ao movimentar-se a alavanca para a posição CLOSE (ABERTO), o motor do protetor é acionado que carrega uma mola e está provoca o fechamento do protetor, utilizando energia elétrica para realizar esta ação; ao se movimentar a alavanca para a posição AUTOMATIC, ambos os protetores GE, WH/EATON, Beghim e Futura têm o mesmo comportamento, ou seja, o motor é acionado e fecha os contatos do protetor. Este acionamento do motor só é possível caso os contatos dos relés estejam fechados na existência de condições favoráveis; no caso dos protetores Beghim e Futura, quando da ausência dos relés de proteção, permite-se o fechamento dos contatos mesmo na hipótese de algum problema no circuito elétrico. Mediante essa característica técnica,

28 26/108 fica terminantemente proibida a retirada do relé de proteção e/ou colocação do mesmo em operação; no caso do protetor WH/EATON, com a porta de acesso aberta, pode-se carregar manualmente a mola, através de manivela até obter-se o fechamento do protetor. no caso do protetor GE é vedado realizar a operação manual. Esta ação aplica-se exclusivamente para os manobreiros; as portas dos protetores WH/EATON/Eaton, Beghim e Futura precisam estar perfeitamente fechadas para garantir sua operação manual ou automática de fechamento, pois nesta condição são fechados contatos do circuito de comando de fechamento; os protetores Beghim e Futura, são providos de dispositivos de proteção que ao realizar a abertura da porta provocará o desligamento do equipamento. Portanto é vedado colocar e retirar o equipamento em operação, com a porta aberta Operação automática (fechamento e abertura) Fechamento automático O fechamento automático dos contatos principais de um protetor é conseguido quando a alavanca de comando é colocada na posição AUTOMATIC e os contatos de Close do relé mestre e do relé de fase estão fechados. Estes contatos estarão fechados quando a tensão do lado do transformador for um pouco maior (1,5 Volts maior) e estiver adiantada em relação à tensão do lado da carga. Nos protetores adquiridos nos últimos anos, os relés eletromecânicos foram substituídos por relés estáticos ou micro processados, os quais garantem estas funcionalidades; Abertura automática A abertura automática da unidade disjuntora de um protetor é realizada em duas situações distintas: pelo fechamento do contato de trip do relé mestre, quando na presença de fluxo de potência reverso. Uma falta no circuito primário (13,8 kv) ou no transformador associado é isolada pela abertura automática do disjuntor na SE e de todos os protetores ligados ao circuito defeituoso e desta forma é garantida o fornecimento de energia sem interrupção; pelo fechamento dos contatos do termômetro quando a temperatura do transformador atingir a temperatura de desligamento, e do relé de gás quanto o nível de óleo do transformador estiver abaixo do nível de funcionamento, nos protetores WH/EATON e GE acenderá um botão sinalizador vermelho indicando a atuação dessas proteções. Nos protetores Beghim e Futura, é sinalizado no painel frontal no display do relé; pela queima de fusíveis, neste caso, deverá ser substituído fusível para rearme do equipamento;

29 27/108 pela atuação do relé de sobrecorrente, nos protetores Beghim e Futura, que atuam na bobina de trip impedindo o rearme do equipamento. Neste caso deverá haver o reset da bobina de trip para energização do equipamento; pela atuação do relé do protetor, nos protetores Beghim e Futura, por falta de fase ou desbalanço de corrente; pela atuação do relé do protetor, nos protetores Beghim e Futura, por falta de neutro, atuando a proteção de desequilíbrio de tensão, devendo o operador abrir CDI para manutenção Operação do Equipamento: utilizar os dez passos de segurança descrito no item 4.3 desta norma; estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. confirmar a correta identificação do equipamento (posição operacional), a ser operado, confrontando informações recebidas do COD com a realidade no campo; quando em operação normal, o protetor deve estar sempre com a alavanca na posição AUTOMATIC; após cada operação realizada, é necessário confirmar no indicador a posição mostrada confirmando a correta operação realizada. O indicador apresenta as posições de OPEN (aberto) e CLOSE (fechado) Abertura de protetor: para a operação de abertura de protetor, o operador deve girar a alavanca de manobra posicionando-a na posição OPEN (ABERTO). Assim, serão abertos os contatos do protetor através de uma mola de comando que estará previamente carregada. Deve-se confirmar a abertura pelo indicador de posição, o qual deverá passar de CLOSE (FECHADO) para OPEN (ABERTO) Fechamento de protetor: inicialmente deve-se confirmar o correto fechamento da porta do protetor WH/EATON e o aperto dos botões do protetor GE, pois problemas nestes quesitos poderão impedir o fechamento. Estando o protetor aberto e com tensão em seus terminais (ambos os lados), para seu fechamento é necessário posicionar a alavanca na posição AUTOMATIC. Após o posicionamento da alavanca o protetor fechará seus contatos principais desde que seus relés permitam este fechamento. Há normalmente necessidade de existência de carga na barra para que o relé permita o fechamento automático; sempre que se executar serviços que envolvam possibilidade de inversão de faseamento, a confirmação do faseamento deve ser realizada antes de se manobrar os protetores;

30 28/108 caso o fechamento através da alavanca na posição AUTOMATIC não seja conseguido, deve-se acionar o pessoal de manutenção ATRAVÉS DE CDI (Comunicação de Defeito e Irregularidade) Realização da extração de protetor: protetor GE desparafusar e retirar as conexões que conectam a unidade disjuntora às barras principais do mesmo e puxar a unidade disjuntora sobre o trilho de extração; protetor WH/EATON gira-se a manivela no sentido anti-horário que desacopla a unidade disjuntora da caixa protetora, possibilitando sua posterior retirada sobre o trilho de extração; é importante observar que as unidades disjuntoras só podem ser extraídas depois de confirmada a abertura dos protetores Instalação ou retirada de botões do protetor GE Com o protetor na posição aberto (OPEN), e também com a alavanca de comando na posição OPEN, colocar e atarraxar os botões (instalação) ou desatarraxar e retirar os botões (retirada). Esse item é de uso exclusivo da equipe de manutenção Substituição de fusíveis Com o protetor na posição aberto (OPEN) e a alavanca na posição OPEN, desatarraxar os parafusos dos fusíveis. No caso do protetor GE faz-se necessário utilizar chave T isolada específica para tal e escada de fibra isolada tesoura duplo acesso É importante observar que na maior parte dos protetores instalados no sistema CEB-D o fusível estará energizado, porém sem passagem de corrente, pois, o protetor está aberto. Todo cuidado deve ser tomado para que os parafusos e arruelas não caiam sobre partes energizadas do protetor. NOTA: Na substituição de fusiveis em protetores devera ser inspecionado o cabo neutro do transformador; 9.4. Características da manutenção: Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; condições de Identificação da posição operacional; condições de Identificação dos alimentadores; inspeção visual nos pontos de conexões; inspeção visual no isolamento dos pontos de conexões; medições instantâneas de Tensão e Corrente; inspeção Termográfica.

31 29/ Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; teste operacional, liga/desliga; reaperto/substituição dos conectores; conferencia de faseamento; recomposição do isolamento dos pontos de conexões; inspeção Termográfica; substituição programada do equipamento por outro similar Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por outro similar. 10. ACESSÓRIOS DESCONECTÁVEIS TBB BTX São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação dos terminais desconectáveis utilizados nas redes de distribuição da CEB-D Definição Os terminais desconectáveis são acessórios submersíveis, destinados à derivação ou ramificação dos circuitos subterrâneos de média tensão (13,8 KV). São concebidos a partir do sistema plug-tomada, permitindo a fácil conexão e desconexão de cabos de potência, equipamentos, derivações e emendas.

32 30/ Características Características técnicas e construtivas Construtivamente os terminais desconectáveis são acessórios responsáveis pela ligação de dois ou mais pontos de entroncamento, ramificação ou simples extensão de um circuito. Permitem a interligação entre cabos, e também entre cabos e equipamentos e barramentos, apresentando excelentes características condutoras. Os terminais apresentam isolação contínua e compatibilidade como o sistema ao qual está conectado. Possuem alças e portas de apoio, os quais permitem o perfeito acoplamento entre as peças. São projetados em dois modelos básicos no tocante a capacidade de condução de correntes que são o modelo de 200 A e o modelo de 600 A. Os principais acessórios de terminais desconectáveis utilizados pela CEB-D são os seguintes: TDC (Terminal Desconectável Cotovelo) de 200 A, com formato em L; TDR (Terminal Desconectável Reto) de 200 A, com formato linear; BTX (Barramento triplex) de 200 A, para acoplamento dos desconectáveis; TBB (Terminal Básico Blindado) de 600 A; AC (Adaptador de Cabo) 600 A; PIB (Plug Isolante Básico), para blindar o TDC ou TDR; PAT (Plug para Aterramento); DAT (Dispositivo para Aterramento); RIB (Receptáculo Isolante Blindado), para isolação de pontos do barramento; PBI-F (Plug Básico Isolante Fêmea) 600 A; PBI-M (Plug Básico Isolante Macho) A; PC (Plug de Conexão) 600 A; PR (Plug de Redução) 600/200 A; BLE (Bucha de Ligação de Equipamento) Chave de gancho. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS CLASSE DE 200 A CLASSE DE 600 A Tensão de Isolamento 15/25 kv 15/25 kv Corrente Nominal (Valor Eficaz) 200 A 600 A Características operacionais: deve ser operado (conectado ou desconectado) exclusivamente desenergizado; os terminais possuem um ponto de teste de tesão para verificação da energização do acessório;

33 31/108 o terminal deve ser operado com todas as conexões de aterramento em perfeitas condições; apresentam conectores RIB/PIB/PBI para isolação de pontos do barramento. Nenhum barramento pode ser energizado se estiver tampado por TDC ou RIB totalmente Operação do Equipamento: estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade; confirmar a correta identificação do equipamento, de acordo com os procedimentos planejados junto à gerência de operação; retirar o capuz de proteção do compartimento de teste de tensão; realizar o teste de presença de tensão com o sensor de tensão sem contato (tipo caneta) de VAC; todos os pontos de contato eventualmente não utilizados nos barramentos devem ser obrigatoriamente isolados através dos conectores. RIB, PIB e/ou PBI; para conectar ou desconectar os TDC, TDR e RIB faz-se necessário soltar os grampos de fixação; para conectar os desconectores os acessórios de 600 A faz-se necessário a utilização de chaves de boca e chaves de gancho. O torque aplicado garantirá boa conexão elétrica Características da manutenção Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza dos mesmos e do local onde estão instalados; condições de identificação da posição operacional; condições de identificação dos alimentadores; condições de acomodação; inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; realizar o teste de presença de tensão com o sensor de tensão; substituição programada do equipamento por outro similar Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por outro similar.

34 32/ TRANSFORMADOR A ÓLEO (NTD-3.02) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação dos transformadores a óleo utilizados nas redes de distribuição da CEB-D Definição Os transformadores a óleo são equipamentos com características elétricas e mecânicas destinadas ao rebaixamento da classe de tensão 15 kv para 380/220 V no sistema de distribuição de energia da CEB-D Distribuição. Estes transformadores são trifásicos, para uso abrigado ou ao tempo, montados sobre base de concreto. Nota: Em casos excepcionais existem transformadores com tensão secundária de 220/127 V Características Características técnicas Os valores padronizados das potências nominais, de transformadores trifásicos a óleo, utilizados pela CEB-D, são os seguintes: 300, 500, 750 e 1000 kva. tensão primária 15 kv; derivações 13,8/13,5/13,2/12,9 kv; 14,4/14,1/13,8/13,5 kv; ligação do enrolamento primário Triângulo; tensão secundária 380/220 V; ligação do enrolamento secundário Estrela; frequência 60 Hz Características operativas: Este equipamento não requer ação do operador de campo Características da manutenção: Manutenção preditiva: inspeção Visual; inspeção visual da carcaça e de conexões; condições de limpeza; condições de Identificação da posição operacional; condições da Identificação dos alimentadores; inspeção visual nos pontos de conexões; inspeção visual no isolamento dos pontos de conexões;

35 33/108 medições instantâneas de tensão e corrente; inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; reaperto/substituição dos conectores; conferencia de faseamento; recomposição do isolamento dos pontos de conexões; caso não substituição programada do equipamento por outro similar. inspeção Termográfica Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por outro similar. 12. TRANSFORMADOR A SECO COM OU SEM VENTILAÇÃO FORÇADA (NTD 3-45) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação dos transformadores a seco utilizados nas redes de distribuição da CEB-D Definição

36 34/108 Os transformadores a seco são equipamentos com características elétricas e mecânicas destinadas ao rebaixamento de tensões nas Estações Transformadoras (ET s) abrigadas de classe de tensão 15 kv da CEB-D Distribuição. Estes transformadores são trifásicos com isolação a seco, em epóxi ou resina, com enrolamento constituído de fios ou fitas de cobre ou alumínio e resfriamento forçado. Este equipamento quando em operação deverá obrigatoriamente estar protegido por tela (devidamente aterrada), devido sua carcaça energizada Características Características técnicas potência nominal 500/1000 kva; tensão primária 15 kv; derivações 14,4/14,1/13,8/13,5/13,2/12,9 kv; ligação do enrolamento primário Triângulo; tensão secundária 380/220 V; ligação do enrolamento secundário Estrela; freqüência 60 Hz; impedância percentual a 115 C, referida à potência AN (a 75 C) 5,5 % Características operativas Qualquer ação de energização do transformador obrigatoriamente deverá ter a grade de proteção devidamente fechada Características da manutenção Manutenção preditiva: inspeção Visual; inspeção visual da grade de proteção; condições de limpeza; condições de Identificação da posição operacional; condições da Identificação dos alimentadores; inspeção visual nos pontos de conexões; inspeção visual no isolamento dos pontos de conexões; medições instantâneas de Tensão e Corrente; inspeção Termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização;

37 35/108 remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; reaperto/substituição dos conectores; conferencia de faseamento; recomposição do isolamento dos pontos de conexões; substituição programada do equipamento por outro similar inspeção termográfica Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por outro similar. 13. TRANSFORMADOR PEDESTAL (NTD-3.35) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação dos transformadores pedestais utilizados nas redes de distribuição da CEB-D Definição Transformador Pedestal Os Transformadores Pedestais são equipamentos com características elétricas e mecânicas destinadas ao rebaixamento da tensão de 15 kv para 380/220 V no sistema de distribuição de energia da CEB-D Distribuição. Estes transformadores são trifásicos, selados para uso ao tempo, montados sobre base de concreto, com compartimentos blindados para conexões da média e da baixa tensão. NOTA: Este transformador de distribuição em pedestal" também é conhecido como pad-mounted

38 36/ Características Características técnicas Os valores padronizados das potências nominais, de transformadores trifásicos pedestais (pad-mounted), utilizados pela CEB-D, são os seguintes: 75, 150, 300, 500 e 1000 kva tensão primária 15 kv; derivações 13,8/13,2/12,6 kv; ligação do enrolamento primário Triângulo; tensão secundária 380/220 V; ligação do enrolamento secundário Estrela; freqüência 60 Hz; NOTA: Encontra-se instalados no sistema elétrico da CEB-D transformadores doados com as seguintes potências: 15, 30, 45, 75, 112,5, 150, 225, 300, 500, 750 e 1000 kva Características operativas: Este transformador internamente tem um fusível tipo baioneta. A troca do mesmo, só poderá ser feito com transformador completamente desenergizado. No primário deste transformador tem dois conjuntos de entrada interligados internamente. Ele pode ser utilizado para dar continuidade ao circuito. No caso da CEB-D está sendo utilizado para conectar para raio de AT neste bucha conforme foto abaixo.

39 37/ Características da manutenção: Manutenção preditiva: inspeção visual; inspeção visual da carcaça e armário de conexão e derivação; condições de limpeza; condições de identificação da posição operacional; condições da identificação dos alimentadores; inspeção visual nos pontos de conexões; inspeção visual no isolamento dos pontos de conexões; medições instantâneas de tensão e corrente; inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa;

40 38/108 remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; reaperto/substituição dos conectores; conferencia de faseamento; recomposição do isolamento dos pontos de conexões; verificação condições fusível tipo baioneta; caso de queima do fusivel efetuar teste TTR, caso relação transformação estiver ok, substituí-lo; caso não substituição programada do equipamento por outro similar. inspeção termográfica Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por outro similar. 14. CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 ( NTD-3.33 e NTD-3.46) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação da chave Seccionadora tripolar a SF6 utilizados nas redes de distribuição da CEB-D.

41 39/ Definição A Chave Seccionadora Tripolar a SF6 é um equipamento com características elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga, a serem utilizadas no seccionamento e manobra de transformadores em redes primárias de 15 kv, no sistema Subterrâneo de distribuição de energia da CEB-D Distribuição Características Características Técnicas Esta chave é tripolar para operação em carga, com operação manual não dependente, de duas vias (fonte e carga) e três posições (aberta, fechada e aterrada). Tem como meio de isolamento o gás SF6 (hexafluoreto de enxofre) e de interrupção o SF6 ou vácuo. O gás é incolor, não tóxico, quimicamente inerte, estável, não inflamável, inodoro e isento de umidade e impurezas A mesma possui dispositivo que possibilita a instalação de unidade terminal remota (UTR) destinada à transmissão de sinais relativos às grandezas elétricas da rede, sinalização da posição dos contatos, sinalização de baixa pressão do gás, bem como viabilizar a sua operação remotamente Características operativas Esta chave tem três posições: Fechado, aberto e aterrada. Porém para não limitar a possibilidade da equipe de manutenção de utilizar o hipot, a equipe de manobreiro não deve colocar a chave posição aterrada. Somente a equipe de manutenção, quando da necessidade que vai solicitar para colocar a chave na posição aterrada. Em caso de liberação para trabalho, e, dependendo da finalidade da manobra é obrigatória a instalação de um cadeado ("cadeado dos manobreiros") impedindo a retirada do pino de trava da alavanca;

42 40/ Características da manutenção: Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; verificação do nível de gás SF-06; verificação de vazamentos; condições de identificação da posição operacional; condições de identificação dos alimentadores; inspeção visual nas muflas de entrada e saída. inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; substituição programada do equipamento por chave similar Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por chave seccionadora ou de transferência a SF-06 similar caso o mesmo apresente baixo nível de gás no equipamento ou ponto quentes nos desconectáveis; 15. CHAVE SECCIONADORA TRIPOLAR A SF6 SUBMERSÍVEL COM TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA (NTD-3.48) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação da chave Seccionadora tripolar a SF6 submersível com transferência automática utilizados nas redes de distribuição da CEB-D Definição A Chave Seccionadora Tripolar a SF6 submersível com transferência automática, é um equipamento com características elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga, a serem utilizadas no seccionamento e manobra de circuitos em redes primárias de 15 kv, no sistema Subterrâneo de distribuição de energia da CEB-D Distribuição.

43 41/ Características Características Técnicas Esta chave é tripolar para operação em carga, 60 Hz, instalações externas, submersíveis ou pedestal em tensão máxima de 15 kv e corrente nominal de 600 A., com 3,4 ou 5 vias, podendo ter acionamento manual mecânico ou automatizado. Tem como meio de isolamento o gás SF6 (hexafluoreto de enxofre) e de interrupção o SF6 ou vácuo. O gás é incolor, não tóxico, quimicamente inerte, estável, não inflamável, inodoro e isento de umidade e impurezas Características operativas Chave ainda não foi adquirida pela CEB-D aguardando aquisição Características da manutenção Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; verificação de presença de água na caixa; verificação do nível de gás SF-06; verificação de vazamentos; condições de identificação da posição operacional; condições de identificação dos alimentadores; inspeção visual nas muflas de entrada e saída. inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; substituição programada do equipamento por chave similar Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por chave seccionadora ou de transferência a SF-06 similar caso o mesmo apresente baixo nível de gás no equipamento ou ponto quentes nos desconectáveis; 16. CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA ORMAZABAL (NTD 4.33)

44 42/108 São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação da chave de transferência automática ORMAZABAL utilizados nas redes de distribuição da CEB-D Distribuição Definição A Chave de transferência automática Ormazabal é um equipamento com características elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga através de dispositivo de comando externo ou eletricamente por comando local ou remoto, a serem utilizadas em manobra de circuitos em redes primárias de 15 kv, no sistema de distribuição de energia da CEB-D Características Características Técnicas A Distribuição adquiriu dois modelos desta chave que apresentam bastante similaridade em seu modo de atuação. Ambos possuem entradas para dois circuitos de alimentação em 15 kv, que serão chamados de circuitos fonte, sendo que a principal diferença entre elas está na quantidade de circuitos de saída para a alimentação das cargas, chamados de circuitos carga. Modelo I - Chave com dois circuitos de entrada e um de saída; Modelo II - Chave com dois circuitos de entrada e dois de saída. As principais características desta chave de transferência são: operação trifásica, sob carga, podendo ser operadas:

45 43/108 manualmente, através de dispositivo de comando externo; elétricamente, por comando local e por comando remoto. transferir a alimentação de um circuito para o outro no caso de indisponibilidade do circuito que vinha executando essa função; podem ser programadas para retornar a alimentação ao circuito fonte preferencial quando de sua regularização, ou permanecer alimentadas pelo circuito fonte alternativo; (checar com fornecedor) são chaves de manobra e automação, possuindo funções de proteção nos circuitos de saída ( circuitos carga ); a abertura e fechamento dos contatos internos ocorrem dentro de câmaras seladas contendo gás sf6, e a extinção de correntes de curto-circuito é realizada em câmaras a vácuo; é necessário que apresentem a pressão do gás SF6 dentro de determinados limites para poder realizar as operações com segurança; Instalada em conjunto com painéis de comando que atuam sobre os circuitos fonte, e um painel de comando para cada um dos ( circuitos carga ); não devem ser instaladas ao tempo e em locais sujeitos à inundações, pois apesar dos terminais das chaves de abertura e fechamento dos circuitos estarem em cuba hermeticamente fechada, os terminais dos cabos de 15 kv não contam com essa proteção. O gás isolante SF6 (Hexafluoreto de Enxofre) tem como principais características: ótima atuação como isolante e na extinção de arcos elétricos; é transparente, não inflamável; embora o SF6 seja um gás não tóxico, a formação e extinção de arcos dentro das câmaras com SF6 podem provocar o aparecimento de produtos potencialmente tóxicos, tanto na forma gasosa quanto na forma de finas partículas. Portanto, para todos os efeitos considerar o SF6 como um componente tóxico, principalmente se for manuseado em um ambiente fechado; é mais pesado que o ar, e os trabalhos com o mesmo em ambientes fechados exigem cuidados especiais, pois uma grande concentração do gás pode expulsar o oxigênio do local, causando sufocamento; se liberado na atmosfera, contribui para o aquecimento global, sendo recomendável o seu reaproveitamento Características operativas: chave em módulos, podendo ser utilizada como seccionadora simples com a instalação de um módulo ou podendo ser utilizada como chave de transferência instalando módulos em paralelo; Quando da utilização dessa chave como seccionadora de transferência automática a posição da entrada de alimentação e a saída ficam invertidas, com isso, quando a mesma estiver na posição aterrada ela

46 44/108 estará aterrando o tronco do circuito de AT. Por isso, somente a equipe de manutenção poderá colocar a chave nesta posição; Na saída da chave de transferência automática, existe um disjuntor de AT juntamente com uma chave secionadora que tem a posição operativa aberta e outra aterrada; Sequência de operação para aterramento da saída: - Para operar este disjuntor, existe uma botoeira que liga e desliga o disjuntor, neste caso, deverá abrir o disjuntor. Depois operar a seccionadora para a posição aberta, muda a alavanca de posição e colocar a seccionador na posição aterrada. Logo após deverá colocar o disjuntor para a posição fechada Descrição da Lógica de Transferência do Relé EKORCCP Transferência automática de linhas: A transferência automática de linhas é responsável por manter a carga alimentada em caso de perda de tensão de uma linha. Esta carga pode ser uma subestação, rede de distribuição, etc Configuração inicial Inicia-se com uma configuração, chamada normal, em que o interruptor da linha de fornecimento preferencial está fechado e o interruptor da linha reserva está aberto e existe presença de tensão nas duas linhas. No painel, há uma botão seletor para determinar o modo de operação da chave de transferência, se opera no modo automático ou manual Operação em modo Automático O automatismo funciona monitorando-se instantaneamente as tensões das linhas de entrada. No caso de falta de tensão na linha preferencial e presença de tensão na linha reserva, ocorre a abertura do interruptor da linha preferencial e, após a confirmação da abertura, ocorre o fechamento da linha reserva Manobra de Transferência: PREFERENCIAL RESERVA Com base na configuração normal, na falta de tensão na linha preferencial durante um tempo ajustado TEMPO FALTA DE TENSÃO, e houver presença de tensão na linha RESERVA se abre o interruptor da linha PREFERENCIAL, e após aberto, fecha-se o interruptor da linha RESERVA Voltar à configuração inicial: RESERVA PREFERENCIAL Duas são as possibilidades: 1ª Possibilidade.

47 45/108 Após retorno da tensão da linha PREFERENCIAL, se comprova a estabilidade da mesma durante o tempo ajustado VOLTA DE TENSÃO NORMAL. Se durante este tempo a tensão permaneceu estável, se abre o interruptor da linha RESERVA e, após aberta, fecha-se o interruptor da linha PREFERENCIAL, estabelecendo a condição normal de operação. 2ª Possibilidade. Após retorno de tensão na linha PREFERENCIAL, e durante o tempo de comprovação de estabilidade VOLTA DE TENSÃO NORMAL falta tensão na linha RESERVA durante o tempo TEMPO FALTA DE TENSÃO, Se abre o interruptor da linha RESERVA e, após aberto, fecha-se o interruptor da linha PREFERENCIAL, estabelecendo a condição normal de operação. Pode-se também determinar um período de retorno para preferencial, no menu PARÂMETROS TEMPOS PERÍODO DE RETORNO Onde definimos o horário de início em fim de retorno para preferencial Sistema de Apoio: O sistema de apoio permite minimizar os efeitos sobre o sistema elétrico de uma falha permanente na carga, devido a um defeito na instalação que não foi devidamente isolado por qualquer dos seguintes motivos: 1) Não foi possível detectar a falta por falha no Sistema de Proteção: falha na seletividade do relé de proteção, causando queda no alimentador à montante; equipamento com defeito ou relé fora de serviço. 2) Interruptor de proteção não atuou corretamente por falta de alimentação ou defeito interno : este defeito causa o desligamento do alimentador a montante, que, pela falta de tensão na linha PREFERENCIAL, irá realizar a transferência automática, desde que haja tensão na linha RESERVA. Como o defeito permanece, causará o desligamento também do alimentador a montante da linha RESERVA, e, se houve o religamento do circuito PREFERENCIAL, o sistema entrará em um ciclo de comutações; para evitar esta situação, o sistema de apoio monitora a tensão da linha para qual foi transferida a alimentação da carga durante o tempo ajustável tempo de falta não detectada.se falta tensão de alimentação durante este intervalo de tempo, entende-se que existe uma falha na instalação, como descrito anteriormente, e o sistema abre o interruptor de alimentação, bloqueia o automatismo e emite alarme de FALTA NÃO DETECTADA ; para restabelecer o automatismo, deve-se primeiro repor o alarme de falta não detectada.

48 46/108 3) Bloqueio Automático de Transferência : - A Transferência Automática é bloqueada ou vai a Modo Manual, nos seguintes casos: a) acionando modo Manual (local ou remoto); b) manobrar o interruptor manualmente estando o sistema em modo automático, o sistema emite alarme de "Manobra Exterior."; c) se as duas linhas, PREFERENCIAL e RESERVA forem colocadas em paralelo manualmente, o sistema também emite alarme de acoplo de linhas ; d) a falha de um dos dois interruptores; e) bateria com baixa tensão; f) por falta não detectada (sistema de apoio); g) por atuação da proteção (50/51, 50/51n) de um dos dois interruptores de saída. 4) Intertravamento dos interruptores PREFERENCIAL E RESERVA : - As manobras de transferência automática sempre são efetuadas abrindo-se o interruptor que está fechado e, após comprovação de estado de interruptor aberto, será fechado o interruptor que estava aberto. Normalmente, existem intertravamentos por contato de sinalização de estado e na lógica do sistema de transferência. 5) paralelismo dos interruptores PREFERENCIAL E RESERVA : em uma situação em que os dois alimentadores PREFERENCIAL E RESERVA estejam operando normalmente e por interesse / necessidade do COD em fazer uma transferência de carga do circuito preferencial para o circuito reserva, sem provocar uma interrupção na carga, poderá colocar momentaneamente os dois circuitos em paralelo para que seja feito a transferência; esta manobra só poderá ser feita manualmente utilizando as alavancas das chaves do circuito preferencial e reserva para executar a manobra. Este procedimento de paralelismo não poderá ser realizado através do comando devido ao fato do bloqueio elétrico que impede o paralelismo; recomenda-se que o paralelismo seja executado quando somente os dois ramais dos circuitos preferencial e reserva estejam derivando diretamente de chave faca, seccionadora tripolar em rede aérea ou os referidos alimentadores forem subterrâneo. Caso este circuitos estejam derivando de uma chave fusível, em função da manobra, os elos fusíveis poderá não suportar a corrente circulante.

49 47/ Características da manutenção Obs.: Existe um conflito nas botoeiras para comando elétrico de abertura Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; verificação do nível de gás SF-06; verificação de vazamentos; condições de Identificação da posição operacional; condições de Identificação dos alimentadores; inspeção visual nas muflas de entrada e saída. inspeção termográfica Manutenção preventiva:

50 48/108 limpeza externa; remarcação de identificação da posição operacional, caso esteja apagada ou de difícil visualização; remarcação de identificação dos alimentadores, caso esteja apagada ou de difícil visualização; substituição programada do equipamento por chave similar Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por chave seccionadora ou de transferência a SF-06 similar caso o mesmo apresente baixo nível de gas no equipamento ou ponto quentes nos desconectáveis; 17. CHAVE DE TRANSFERÊNCIA AUTOMÁTICA G&W (NTD 4.32) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação da chave de transferência automática G&W utilizados nas redes de distribuição da CEB-D. Modelo 66T / 908A Modelo 66TTT / 908C Definição A Chave de transferência automática G&W é um equipamento com características elétricas e mecânicas destinadas a operação manual em carga através de dispositivo de comando externo ou eletricamente por comando local ou remoto, a serem utilizadas em manobra de circuitos em redes primárias de 15 kv, no sistema de distribuição de energia da CEB-D Características Características Técnicas

51 49/108 A CEB-D adquiriu dois modelos desta chave que apresentam bastante similaridade em seu modo de atuação. Ambos possuem entradas para dois circuitos de alimentação em 15 kv, que serão chamados de circuitos fonte, sendo que a principal diferença entre elas está na quantidade de circuitos de saída para a alimentação das cargas, chamados de circuitos carga. Modelo 66T / 908A - Chave com dois circuitos de entrada e um de saída; Modelo 66TT / 908B - Chave com dois circuitos de entrada e duas de saídas; Modelo 66TTT / 908C - Chave com dois circuitos de entrada e três de saídas. As principais características desta chave de transferência são: Operação trifásica, sob carga; Podem ser operadas: Manualmente, através de dispositivo de comando externo; Eletricamente, por comando local e por comando remoto. Transferir a alimentação de um circuito para o outro no caso de indisponibilidade do circuito que vinha executando essa função; Podem ser programadas para retornar a alimentação ao circuito fonte preferencial quando de sua regularização, ou permanecer alimentadas pelo circuito fonte alternativo; São chaves de manobra e automação, possuindo funções de proteção nos circuitos de saída ( circuitos carga ); A abertura e fechamento dos contatos internos ocorrem dentro de câmaras seladas contendo gás SF6, e a extinção de correntes de curto-circuito é realizada em câmaras a vácuo; É necessário que apresentem a pressão do gás SF6 dentro de determinados limites para poder realizar as operações com segurança; Instalada em conjunto com painéis de comando que atuam sobre os circuitos fonte, e um painel de comando para cada um dos ( circuitos carga ); Não devem ser instaladas em locais sujeitos à inundações, pois apesar dos terminais das chaves de abertura e fechamento dos circuitos estarem em cuba hermeticamente fechada, os terminais dos cabos de 15 kv não contam com essa proteção. O gás isolante SF6 (Hexafluoreto de Enxofre) tem como principais características: Ótima atuação como isolante e na extinção de arcos elétricos; É transparente, não inflamável; Embora o SF6 seja um gás não tóxico, a formação e extinção de arcos dentro das câmaras com SF6 podem provocar o aparecimento de produtos potencialmente tóxicos, tanto na forma gasosa quanto na forma de finas

52 50/108 partículas. Portanto, para todos os efeitos considerar o SF6 como um componente tóxico, principalmente se for manuseado em um ambiente fechado, É mais pesado que o ar, e os trabalhos com o mesmo em ambientes fechados exigem cuidados especiais, pois uma grande concentração do gás pode expulsar o oxigênio do local, causando sufocamento; Se liberado na atmosfera, contribui para o aquecimento global, sendo recomendável o seu reaproveitamento Características operativas Não existe, no âmbito da Empresa nenhuma chave energizada. Deve-se aguardar no agendamento da obra, o melhor momento para discussão com o representante da chave o treinamento de uso em campo Características da manutenção Não tendo nenhuma em operação, faz-se necessário elaboração de procedimentos para manutenção (além de instalação e operação). É possível. Inicialmente, utilizar os procedimentos adotados para demais chaves até conclusão ou elaboração do manual de procedimentos de manutenção! 18. CONJUNTOS CBT (NTD-3.37) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação do conjunto de Barramento de distribuição em baixa tensão - CBT utilizados nas redes de BT subterrânea da CEB-D Distribuição Definição

53 51/108 O Conjunto de Barramento de Distribuição - CBT é um quadro de distribuição de baixa tensão com funções elétricas combinadas. Sua função principal é de proteção e distribuição de saída dos alimentadores de baixa tensão do(s) transformador(es) das estações transformadoras, para atendimento às unidades consumidoras - UC. Os CBT s são providos de no mínimo 08 chaves tripolares tipo NH na saída, abertura simultânea em carga, nas dimensões máximas de 940 X 1250 X 500 mm, com sinalização luminosa em todas as fases indicando a queima do fusível Características Características Técnicas tensão nominal 380/220V; tensão de projeto 500V; corrente nominal 1800A; corrente de Curta Duração 1 Seg 30kA; corrente de Crista 52kA; freqüência aplicada 60hz Características operativas permite a abertura de fusível NH com carga; abertura é trifásica; e permite verificar através de sinalização a queima de fusível NH Características da manutenção Manutenção preditiva: inspeção visual na caixa externa; condições de limpeza; condições de Identificação dos alimentadores de bt; inspeção visual led s sinalizadores dos fusíveis NH; indicação para área de serviço caso identificação de fusível aberto para substituição; inspeção termográfica Manutenção preventiva: limpeza externa; remarcação de identificação dos circuitos de bt; substituição conectores; substituição de conjunto de base caso de ponto carbonizado; substituição programada do equipamento por similar.

54 52/ Manutenção corretiva: Consiste na substituição do equipamento por similar. 19. BARRAMENTO MÚLTIPLO ISOLADO BMI ( NTD-4.21) São apresentadas a seguir as principais características técnicas e operacionais, bem como a aplicação do conjunto de Barramento Múltiplo Isolado BMI, utilizados nas redes de BT subterrânea da CEB-D Definição BMI O Conjunto de Barramento Múltiplo Isolado BMI é um dispositivo para conexão nas redes de BT, do sistema subterrâneo da CEB, isolado, preenchido com gel, para aplicações submersíveis na tensão 0,6/1 kv Características Características Técnicas tensão Nominal de Operação 0,6/1(kV); corrente Nominal 525(A); freqüência Nominal 60(Hz); tipo de Condutor Cobre ou Alumínio; faixa de Utilização de Cabos 4 a 185 (mm²) Características operativas

55 53/108 Para conexão junto ao BMI, será necessário destravar a tampa de acesso ao parafuso da derivação, utilizando chave allen apropriada, desatarraxar o parafuso, inserir o cabo na derivação, executar o reaperto do parafuso e fechar a tampa de acesso ao parafuso Características da Manutenção Trata-se de um dispositivo de derivação (conexão) de BT, para tanto, é necessário inspeção preditiva, localizando ponto quente ou ponto de carbonização, deverá planejar sua substituição imediata. 20. ARRANJOS RADIAIS Definição É utilizado pela CEB-D no atendimento a unidades consumidoras, em tensão secundária de distribuição, em áreas de fornecimento pelo sistema aéreo, mas que por conveniência técnica, questões estéticas ou de ordem ambiental, a rede aérea se torna inviável. Pode ainda ser utilizado para atender unidades consumidoras, em tensão secundária, em edificações com elevadas demandas, situadas em regiões supridas pelo sistema aéreo. Enquadram-se neste contexto os centros comerciais e shopping centers. É composto basicamente de ramal primário subterrâneo, derivado de rede de distribuição aérea, estação transformadora e rede de BT. No caso de shopping centers ou outras cargas de maior porte, que requeiram contingência superior àquela proporcionada pela rede aérea radial, as instalações podem ser alimentadas a partir de duas fontes distintas formadas por dois circuitos aéreos provenientes de uma mesma fonte supridora ou de fontes supridoras diferentes; nestes casos, um dos lados da alimentação deve permanecer normalmente aberto, mediante chave reversora com intertravamento mecânico Configurações dos Arranjos Radiais São apresentadas a seguir as diversas configurações dos arranjos radiais de estações transformadoras instaladas no sistema elétrico da CEB-D: a) Arranjo radial I: operação de SE com alimentação radial de AT através de rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kva, sem recurso de manobra através da BT; b) Arranjo radial II: operação de SE com alimentação radial de AT através de rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kva, com recurso de manobra através da BT; c) Arranjo radial III: operação de SE com alimentação radial de AT através de rede subterrânea com um transformador de 500 ou 1000 kva, com recurso de manobra através da BT.

56 54/ Componentes Elétricos para os Três Arranjos São apresentados a seguir os diversos componentes elétricos dos arranjos radiais de estações transformadoras instaladas no sistema subterrâneo da CEB-D: a) Arranjo radial I : Ramal subterrâneo de 13,8 kv, derivando de um circuito de rede aérea para atender uma estação transformadora. 01 chave fusível instalada na rede aérea de AT; 01 ramal de AT em rede subterrânea; 01 chave seccionadora sob carga de AT; 01 transformador (500 ou 1000) kva; 01 disjuntor de BT; 01 chave seccionadora sob carga de BT; 01 armário de BT (composto de bases, fusíveis e ramais de ligação de BT); bases e fusíveis de BT; ramais de ligação de BT. b) Arranjo radial II: Ramal subterrâneo de 13,8 kv, derivando de um circuito de rede aérea para atender uma estação transformadora, porem com recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente. (Ex: QI s do GUARÁ I) 01 chave fusível instalada na rede aérea de AT; 01 ramal de AT em rede subterrânea; 01 chave seccionadora sob carga de AT; 01 transformador (500 ou 1000) kva; 01 disjuntor de BT; 01 chave seccionadora sob carga de BT; 01 armário de BT (composto de bases, fusíveis e ramais de ligação de BT), interligado aos conjuntos de manobras das SE s adjacentes bases e fusíveis de BT; ramais de ligação de BT. c) arranjo radial III: Ramal subterrâneo de 13,8 kv, derivando de um circuito de rede subterrânea para atender uma estação transformadora, porém com recurso pela BT em anel, proveniente de estação transformadora adjacente. (Ex: Quadras da 715 a 702 e 516 a 502 sul PARALELOS) 01 ramal de AT em rede subterrânea; 01 chave seccionadora sob carga de AT; 01 transformador (500 ou 1000) kva; 01 disjuntor de BT; 01 chave seccionadora sob carga de BT;

57 55/ armário de BT (composto de bases, fusíveis e ramais de ligação de BT), interligado aos conjuntos de manobras das SE s adjacentes bases e fusíveis de BT (circuitos paralelos); ramais de ligação de BT. Armário de BT Manobras Similares que se Aplicam aos Arranjos Radiais São apresentadas a seguir as diversas manobras que são similares e aplicam-se aos arranjos radiais de estações transformadoras instaladas no sistema subterrâneo da CEB-D: Manobras similares que se aplicam aos arranjos radiais I, II e III Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora 1) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade; 2) verificar o número de circuitos de BT que compõem o ramal de ligação, na alimentação da UC (unidade consumidora) que se quer desligar; 3) comunicar ao consumidor o desligamento; 4) confirmar e anotar no QGD (quadro geral de distribuição) de entrada da unidade consumidora, a sequência de fases, se horário ou anti-horário; 5) proceder ao desligamento da carga pelo lado do cliente. Se necessário, desligar as cargas dos quadros parciais da UC, para redução do carregamento no QGD; 6) utilizar multímetro; 7) operar (retirar) no Armário de BT, os fusíveis NH do ramal de ligação da UC;

58 56/108 8) sinalizar os pontos de manobra, primeiramente na carga e posteriormente na fonte. Utilizar plaqueta de sinalização NÃO OPERE Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora 1) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. 2) comunicar ao consumidor que ele será religado; 3) instalar fusíveis NH, primeiro no lado da fonte; 4) se tratar de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase, proceder ao faseamento no lado da carga; 5) confirmar sequência de fases, adequando-a a condição original, e confirmar grandezas elétricas; 6) verificar as condições dos quadros parciais da UC e se necessário religá-los; 7) retirar a sinalização no lado da carga e no lado da fonte, depois de concluídas as operações anteriormente descritas Manobras similares que se aplicam aos arranjos radiais II e III Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) 1) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. 2) identificar na caixa subterrânea o ramal de ligação que deriva para a UC e que se quer isolar; 3) para serviços em caixa subterrânea, proceder a instalação do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a implantação da NR33). 4) comunicar ao consumidor o desligamento; 5) se tratar de ramal de ligação trifásico, confirmar a sequência de fases no QGD (quadro geral de distribuição) de entrada da UC, e anotar no armário do QGD; 6) operar (retirar fusível ou desligar disjuntor) no QGD de entrada da UC; 7) sinalizar adequadamente o QGD; 8) na caixa subterrânea, proceder a desconexão do ramal de ligação do cabo tronco e recompor a isolação do cabo tronco; 9) sinalizar adequadamente o ramal que foi desligado. 10) utilizar plaqueta de sinalização NÃO OPERE

59 57/ Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) 1) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. 2) comunicar ao consumidor que ele será religado; 3) confirmar que as bases NH ou o disjuntor do QGD da UC encontra-se desligado e sinalizado; 4) para serviços em caixa subterrânea, proceder a instalação do resgate subterrâneo conforme instrução normativa da CEB-D para instalação e retirada do equipamento de resgate subterrâneo e NR33 trabalho em espaço confinado (existe um trabalho coordenado pela área de segurança visando a implantação da NR33). 5) na caixa subterrânea que deriva para a UC, proceder as conexões ao cabo tronco de BT; 6) no QGD da UC, verificar a sequência de fases adequando-a a condição original, conforme anotado quando do desligamento; 7) religar a UC e confirmar as grandezas elétricas; 8) retirar a sinalização nos lados da carga e da fonte Operação para isolar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente (circuitos paralelos) 1) estando com a PRM em mãos com todas as Estação Transformadoras que passam os circuitos que serão manobrados sob a coordenação do COD. 2) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade. 3) verificar o número de unidades consumidoras ligadas diretamente ao tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente; 4) comunicar aos consumidores, que serão atingidos, o desligamento; 5) confirmar, em uma unidade consumidora qualquer, alimentada pelo tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT(circuito paralelo) e que será isolado, a sequência de fases original; 6) proceder ao desligamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de atendimento às unidades consumidoras envolvidas. Caso, no momento do desligamento, a carga suprida esteja situada em valores que comprometam a segurança do operador, reduzir o carregamento do circuito tronco de BT operando o desligamento de algumas unidades consumidoras, a partir da proteção geral de entrada de cada uma delas; 7) proceder ao desligamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de atendimento às unidades consumidoras envolvidas observando que Nos armários tipo CBT que existe câmara de extinção a operação de abertura e

60 58/108 fechamento será simultânea das três fases não é preciso retirar carga, porém no barramento convencional Deve-se antes de retirar os fusíveis NH, que seja desligado o disjuntor CS da ET que alimenta o circuito paralelo para retirar os fusíveis individual utilizando o punho saca fusíveis. 8) sinalizar com plaqueta de sinalização NÃO OPERE na estação transformadora em que foi desligado o tronco subterrâneo de BT. Posteriormente, sinalizar com plaqueta de sinalização NÃO OPERE, na estação transformadora adjacente (NA), para que não ocorra energização acidental; Operação para religar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente 1) na estação transformadora que alimenta, como recurso, o tronco subterrâneo que se quer religar (NA) retirar a sinalização e religar os condutores de BT; 2) na estação transformadora, que alimenta preferencialmente o tronco subterrâneo de BT, verificar o correto faseamento entre uma e outra fonte, com a tensão de retorno pela estação transformadora adjacente, conforme item anterior; 3) confirmado o faseamento, fechar o circuito pela estação transformadora que alimenta preferencialmente o tronco subterrâneo que se quer religar; 4) proceder ao religamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de atendimento às unidades consumidoras envolvidas observando que Nos armários tipo CBT que existe câmara de extinção a operação de abertura e fechamento será simultânea das três fases não é preciso retirar carga, porém no barramento convencional Deve-se antes de colocar os fusíveis NH, que seja desligado o disjuntor CS da ET que alimenta o circuito paralelo para colocar os fusíveis individual utilizando o punho saca fusíveis. 5) na estação transformadora adjacente que opera NA com o tronco subterrâneo de BT que se quer religar, desligar os condutores envolvidos, operação inversa ao descrito no item 1; 6) na unidade consumidora em que foi registrada a seqüência de fases (item ) verificar a sequência de fases, confrontando-a com o registro anterior. Verificar também o sentido de rotação em outras unidades consumidoras, onde os serviços realizados assim o exijam; 7) proceder à religação das unidades consumidoras, caso algumas delas tenham sido desligadas para possibilitar a manobra no tronco subterrâneo de BT, conforme descrito em ) Operação para isolar o armário de BT 1) equipar com EPI s e EPC s adequados a atividade

61 59/108 2) estando com a PRM em mãos com todas as Estação Transformadoras que passam os circuitos que serão manobrados sob a coordenação do COD. 3) transferir as cargas ligadas aos cabos-troncos que tem fornecimento preferencial pela estação transformadora cujo conjunto de manobra se quer isolar, para as estações transformadoras adjacentes. Para tal, obedecer a sequência: 4) verificar se ha tensão nos dois polos da base NH,fazer o teste de continuidade no fusivél tipo NH,e fazer o faseamento entres os dois polos. Em seguida fazer o fechamento dos fusiveis interligando a BT com a estação transformadoras adjacente. 5) e em seguida desligar o paralelo na estação transformadora cujo conjunto de manobra se quer isolar; 6) abrir o disjuntor de BT correspondente ao conjunto de manobra se quer isolar; 7) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou abrir a chave seccionadora que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial III), cujo transformador se quer isolar; 8) sinalizar a chave seccionadora no radial II colocar bandeirola de sinalização e no radial III colocar cadeado do manobreiro 9) isolar os pontos vivos dos cabos troncos provenientes das estações transformadoras adjacentes conectadas as bases NH, cujas cargas foram transferidas para as estações transformadoras adjacentes; 10) testar a ausência de tensão nos diversos pontos do conjunto de manobra, e liberar para equipe que ira trabalhar através de cartão ou LPT aterrar e sinalizar Operação para religar o Armário de BT 1) estando com a PRM em mãos com todas as Estação Transformadoras que passam os circuitos que serão manobrados sob a coordenação do COD; 2) estar utilizando EPI s e EPC s adequados a atividade; 3) Sinalizar a chave seccionadora dos arranjos radiais I e II, colocar bandeirola de sinalização e no arranjo radial III, colocar cadeado de manobra; 4) retirar aterramento do conjunto de manobra que se quer religar; 5) retirar a proteção isolante dos pontos vivos dos cabos troncos que interligam com as estações transformadoras adjacentes; 6) fechar a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou fechar a chave seccionadora que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial III); 7) verificar se ha tensão nos dois polos da base NH,fazer o teste de continuidade no fusivél tipo NH,e fazer o faseamento entres os dois polos.

62 60/108 Em seguida fazer o fechamento dos fusiveis interligando a BT com a estação transformadoras adjacente. 8) fechar o disjuntor de proteção do conjunto de manobra que se quer religar; 9) verificar as grandezas elétricas (tensão e corrente) do conjunto de manobra; 10) verificar faseamento entre o conjunto de manobra religado e as chegadas dos cabos troncos provenientes das estações transformadoras adjacentes; 11) retornar à configuração original para os cabos troncos, nas posições NA e NF do conjunto de manobra que se quer religar. Para tal, obedecer a sequência: primeiro religar os cabos troncos no barramento do conjunto de manobra que se esta religando e em seguida, desligar a alimentação provisória pelas estações transformadoras adjacentes, retornando a configuração original; 12) retirar sinalização nos pontos que foram manobrados nas estações transformadoras adjacentes Operação para isolar o transformador 1) transferir as cargas ligadas ao conjunto de manobra alimentado pelo transformador que se quer isolar, incluindo as cargas ligadas aos cabos troncos, para as estações transformadoras adjacentes; 2) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora cujo transformador se quer isolar; 3) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou abrir a chave seccionadora que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial III) cujo transformador se quer isolar; 4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra, aterrar e sinalizar Operação para religar o transformador 1) retirar a sinalização e aterramento nos pontos de manobra; 2) fechar a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial II) ou fechar a chave seccionadora que alimenta a estação transformadora (procedimento para o arranjo radial III); 3) confirmar o faseamento no disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra alimentado pelo transformador que se quer religar, comparando a tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de saída nos bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de alimentação do conjunto de manobra; 4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora; 5) retornar à configuração original para os cabos troncos, nas posições NA e NF do conjunto de manobra que se quer religar. Obedecer à seguinte

63 61/108 sequencia: primeiro religar os cabos troncos no barramento do conjunto de manobra que esta sendo religado, em seguida, desligar a alimentação provisória pelas estações transformadoras adjacentes, retornando à configuração original. 21. ARRANJO RADIAL I Operação de SE com alimentação radial de AT através de rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kva, sem recurso de manobra através da BT. (Desenho 1) Componentes Elétricos Os componentes elétricos deste arranjo são os constantes no subitem 20.3._a) Manobras Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o Armário de BT 1) abrir o disjuntor de BT da SE; 2) abrir a chave seccionadora de AT se houver; 3) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 4) testar a ausência de tensão e sinalizar o conjunto de manobra; 5) aterrar conjunto de manobra Operação para religar o Armário de BT 1) retirar o aterramento nos pontos de manobra e posteriormente a sinalização; 2) fechar a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 3) fechar a chave seccionadora de AT se houver; 4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora

64 62/ Operação para isolar o transformador 1) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora; 2) abrir a chave seccionadora de AT se houver; 3) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra, aterrar e sinalizar Operação para religar o transformador 1) retirar o aterramento nos pontos de manobra e posteriormente a sinalização; 2) fechar a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 3) fechar a chave seccionadora de AT se houver; 4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora Operação para isolar o ramal subterrâneo de AT 1) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora; 2) abrir a chave seccionadora de AT se houver; 3) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra, sinalizar e aterrar Operação para religar o ramal subterrâneo de AT 1) retirar sinalização e aterramento nos pontos de manobra; 2) fechar a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 3) fechar a chave seccionadora de AT se houver; 4) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora.

65 63/108 DESENHO 1 - ARRANJO RADIAL I Estação transformadora com alimentação radial de AT através de rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kva, sem recurso de manobra através da BT 22. ARRANJO RADIAL II 1 - Chave fusível em Rede Aérea 2 - Ramal de AT em Rede Subterrânea 3 - Chave seccionadora sob carga AT 4 - Transformador de 500 ou 1000 KVA 5 - Disjuntor de BT 6 - Armário de BT 7 - Bases e fusíveis NH de BT 8 - Ramais de ligações de BT Operação de SE com alimentação radial de AT através de rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kva, com recurso de manobra através da BT. (desenho 2) Componentes Elétricos. Os componentes elétricos deste arranjo são os constantes no subitem b Manobras Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora

66 64/108 As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o Armário de BT As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o Armário de BT As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o transformador As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o transformador As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o ramal subterrâneo de AT 1) transferir as cargas ligadas ao conjunto de manobra, alimentadas a partir do ramal subterrâneo de AT que se quer isolar, incluindo as cargas ligadas

67 65/108 diretamente aos cabos-troncos, para as estações transformadoras adjacentes; 2) abrir o disjuntor de BT da estação transformadora cujo ramal subterrâneo de AT se quer isolar; 3) abrir a chave fusível instalada na rede aérea que alimenta a respectiva estação transformadora; 4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra, aterrar e sinalizar Operação para religar o ramal subterrâneo de AT 1) retirar sinalização e aterramento nos pontos de manobra; 2) fechar chave fusível de proteção do ramal de ligação, na rede aérea que alimenta a estação transformadora; 3) checar o faseamento no disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra alimentado a partir do ramal subterrâneo de AT que se quer religar, comparando a tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de saída dos bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de alimentação do conjunto de manobra; 4) Fechar disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra. DESENHO 2 - ARRANJO RADIAL II Estação transformadora com alimentação radial de AT através de rede aérea com um transformador de 500 ou 1000 kva, com recurso de manobra através da BT.

68 66/ ARRANJO RADIAL III 1 - Chave fusível em Rede Aérea 2 - Ramal de AT em Rede Subterrânea 3 - Chave seccionadora sob carga AT 4 - Transformador de 500 ou 1000 KVA 5 - Disjuntor de BT 6 - Armário de BT interligado aos conjuntos de manobras das Estações Transformadoras adjacentes 7 - Bases e fusíveis NH de BT 8 - Ramais de ligações de BT 9 - Recurso de BT das Estações Transformadoras adjacentes Operação de estação transformadora com alimentação radial de AT através de rede subterrânea com um transformador de 500 ou 1000 kva, com recurso de manobra através da BT. (Desenho 3) Componentes Elétricos Os componentes elétricos deste arranjo são os constantes no subitem Manobras Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores, derivado do tronco subterrâneo que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem

69 67/ Operação para isolar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente. As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o Armário de BT As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o Armário de BT As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o transformador As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para religar o transformador As manobras a serem realizadas são as constantes no subitem Operação para isolar o ramal ou o circuito tronco subterrâneo de AT 1) transferir toda a carga secundaria que esta no circuito de AT correspondente ao ramal primário que será desligado, para as estações transformadoras adjacentes alimentadas através de outros circuitos. Procede-se ligando os paralelos NA nas estações transformadoras adjacentes, que passam a alimentar tanto as cargas ligadas aos troncos secundários, quanto às cargas ligadas a partir dos conjuntos de manobra correspondentes ao circuito primário cujo ramal se deseja isolar; 2) abrir, em primeiro lugar, os disjuntores de BT que protegem os conjuntos de manobras alimentados a partir do circuito primário cujo ramal primário se deseja isolar. Em seguida à abertura de cada disjuntor desligado, procedese à abertura da chave seccionadora primária correspondente, até completar a operação em todas as estações transformadoras envolvidas na manobra; 3) desligar e desacoplar o disjuntor de AT do circuito de AT correspondente ao ramal subterrâneo que será isolado; 4) verificar ausência de tensão no ponto de derivação do tronco para o ramal que será isolado, de acordo com os seguintes procedimentos: derivação através de CDM: proceder conforme item ;

70 68/108 derivação através de componentes desconectáveis, classe 200 Ampères: proceder conforme item ; derivação através de componentes desconectáveis, classe 600 Ampères: proceder conforme item ; 5) recomenda-se o aterramento do circuito primário em pelo menos 02 pontos: no primeiro ponto acessível, após o cubículo de saída do circuito alimentador; em um ponto intermediário, a ser definido pela equipe responsável pela intervenção na rede. Observação: caso o ramal primário isolado vá permanecer inoperante por um longo período de tempo, o tronco primário poderá ser religado, bem como as subestações a ele conectadas, excetuando aquela correspondente ao ramal que foi isolado. Neste caso, deverão ser adotados os procedimentos necessários para a religação do tronco primário Operação para religar o ramal ou o circuito tronco subterrâneo de AT 1) retirar sinalização e aterramento na SE de Transmissão (saída de 13.8 kv), e ainda as caixas subterrâneas a jusante e a montante do local de trabalho, caso o tronco tenha permanecido inoperante durante o tempo em que o ramal primário permaneceu desligado; 2) acoplar e religar o disjuntor de AT do circuito correspondente ao ramal subterrâneo que se quer religar; 3) retirar travamento e sinalização das chaves a óleo, dos conjuntos de manobras e dos disjuntores de BT de todas as SE s do circuito desligado e fechar, nesta ordem, todos os disjuntores de BT e chaves a óleo de todas as estações transformadoras; 4) transferir toda a carga secundaria que estava energizada através das estações transformadoras adjacentes para a estação transformadora que se quer religar, obedecida a configuração original NA e NF dos recursos, pelo secundário.

71 69/108 DESENHO 3 - ARRANJO RADIAL III Estação transformadora alimentada por rede subterrânea de AT e com recurso de manobra através da BT RS-1 1 RS-2 1- CDM ou Terminal Desconectavel classe 200 ou 600 A 2- Chave Primaria Seca ou a Óleo 3- Transformador 1000 ou 500 KVA 4- Disjuntor BT 1000 ou 2000 A 5- Armário de BT interligado aos conjuntos de manobras das Estações Transformadoras adjacentes 6- Bases e fusiveis NH de BT 7- Recurso de Manobra de BT

72 70/ OPERAÇÃO PARA CONEXÃO E DESCONEXÃO DE REDE SUBTERRÂNEA DE AT UTILIZANDO CDM E DESCONECTAVEIS São apresentadas a seguir diversas etapas de operação envolvendo a conexão e desconexão da rede subterrânea de AT, utilizando CDM e Desconectáveis Operação para Isolar Circuito Alimentador e Ramal de Ligação Conectado a uma CDM Caixa de Derivação e Manobra Operação para isolar trecho do circuito alimentador: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar a abertura da tampa frontal da caixa metálica; 2) providenciar o teste de ausência de tensão, mediante a utilização de bastão com detector sonoro e luminoso. Descarregar eventuais cargas capacitivas remanescentes nos condutores primários; 3) desconectar o link correspondente às muflas destinadas aos condutores do circuito alimentador, isolando o trecho à montante ou à jusante, dependendo da intervenção que será realizada; 4) permanecendo um ou mais pontos vivos no interior da caixa CDM após a operação, recomenda-se a instalação de capuz isolante na ponta que permanecerá desligada; 5) havendo conveniência operacional ou das equipes que intervêm no trecho que permanecerá desligado, retirar o flange correspondente e instalar tampa-cega no local; 6) conectar o link tipo reto ou U para garantir o fluxo de corrente nos pontos que permanecerão ligados e instalar a tampa frontal da CDM Operação para isolar ramal de ligação conectado a uma CDM caixa de derivação e manobra: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar a abertura da tampa frontal da caixa metálica; 2) providenciar o teste de ausência de tensão, mediante a utilização de bastão com detector sonoro e luminoso. Descarregar eventuais cargas capacitivas remanescentes nos condutores primários; 3) desconectar os links correspondentes às muflas destinadas dos condutores do ramal de ligação (ou dos ramais de ligação, caso sejam duas derivações a serem isoladas), isolando o trecho à jusante; 4) instalar link reto ou tipo U, caso seja necessário dar continuidade ao circuito primário; 5) permanecendo ligado o trecho de circuito primário durante a intervenção no ramal de ligação, instalar capuz isolante nas pontas que permanecerem desligadas; 6) havendo conveniência operacional ou das equipes que intervêm no trecho que permanecerá desligado, retirar o flange correspondente e instalar tampa-cega no local;

73 71/108 7) instalar a tampa frontal da caixa CDM Componentes da CDM Os componentes da CDM são os relacionados no item Operação para Religar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de Ligação Conectado a uma CDM Caixa de Derivação e Manobra Operação para religar trecho do circuito alimentador conectado a uma CDM Caixa de Derivação e Manobra: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar a abertura da tampa frontal da caixa metálica; 2) providenciar o teste de ausência de tensão, mediante a utilização de bastão com detector sonoro e luminoso. Descarregar eventuais cargas capacitivas remanescentes nos condutores primários; 3) reinstalar link tipo reto ou U para dar continuidade ao circuito; 4) fechar tampa frontal da caixa CDM Operação para religar o ramal de ligação conectado a uma CDM Caixa de Derivação e Manobra: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar a abertura da tampa frontal da caixa metálica; 2) providenciar o teste de ausência de tensão, mediante a utilização de bastão com detector sonoro e luminoso. Descarregar eventuais cargas capacitivas remanescentes nos condutores primários; 3) reinstalar link tipo reto ou U para dar continuidade ao circuito; 4) fechar tampa frontal da caixa CDM Operação para Isolar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de Ligação Conectado a um Componente Desconectável da Classe 200 Ampères Operação para isolar trecho do circuito alimentador conectado a um acessório desconectável da classe 200 Ampères: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar o teste de ausência de tensão a partir do divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC. Essa operação deverá ser feita com um simples teste néon. Recomenda-se que o teste seja feito no TDC proveniente da fonte; 2) desconectar o terminal desconectável cotovelo TDC do barramento isolado - BTX no ponto à jusante ou à montante, dependendo do trecho que será submetido a uma determinada intervenção; 3) no trecho que permanecerá isolado, providenciar a instalação de um plug de aterramento PAT, em cada uma das três fases;

74 72/108 4) no trecho que voltará a ser energizado, no caso o BTX, instalar um receptáculo isolante blindado RIB; 5) caso o barramento triplex BTX venha a permanecer isolado e o desconectável tipo cotovelo TDC, volte a ser religado, este deverá receber a instalação de um plug isolante blindado PIB Operação para isolar um ramal de ligação conectado a um acessório desconectável da classe 200 Ampères: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar o teste de ausência de tensão a partir do divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC. Essa operação deverá ser feita com um simples teste néon. Recomenda-se que o teste seja feito no TDC proveniente da fonte; 2) identificar e desconectar o terminal desconectável cotovelo TDC do barramento isolado BTX, no ponto correspondente ao ramal de ligação que se deseja isolar; 3) instalar em cada uma das três fases do ramal de ligação isolado, um plug de aterramento PAT; 4) instalar no barramento triplex BTX um receptáculo isolante blindado RIB; 5) liberar o circuito primário para ser religado, se for o caso Componentes de um acessório desconectável da classe 200 Ampères Os componentes de um desconectavel da classe de 200 amperes são os relacionados no item Operação para Religar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de Ligação Conectado a um Componente Desconectável da classe 200 Ampères Operação para religar trecho de circuito alimentador conectado a um componente desconectável da classe 200 Ampères: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar o teste de ausência de tensão a partir do divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC. Essa operação deverá ser feita com um simples teste néon. Recomenda-se que o teste seja feito no TDC proveniente da fonte; 2) sacar o plug de aterramento PAT do terminal desconectável cotovelo TDC que se quer religar; 3) sacar o receptáculo isolante blindado RIB do barramento triplex BTX; 4) instalar o TDC em sua posição original no BTX, observando a marcação original das fases A, B e C; 5) liberar o circuito para ser religado Operação para religar um ramal de ligação conectado a um componente desconectável da classe 200 Ampères:

75 73/108 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar o teste de ausência de tensão a partir do divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC que se encontra conectado ao barramento triplex - BTX. Essa operação deverá ser feita com um simples teste néon. Recomenda-se que o teste seja feito no TDC proveniente da fonte; 2) sacar o receptáculo isolante blindado RIB instalado no barramento triplex, onde será conectado o TDC correspondente ao ramal primário que se quer religar; 3) sacar o plug de aterramento PAT conectado temporariamente ao TDC correspondente ao ramal de ligação que se quer religar; 4) instalar o TDC no barramento BTX, observando a marcação original das fases A, B e C; 5) liberar o circuito para religação Operação para Isolar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de Ligação Conectado a um Componente Desconectável da Classe 600 Ampères Operação para isolar trecho do circuito alimentador conectado a um componente desconectável de 600 Ampères: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador, providenciar o teste de ausência de tensão. Duas condições podem ocorrer, neste caso: na primeira, existindo derivação de ramal primário a partir do conjunto desconectável, o teste pode ser feito a partir do divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC que se encontra acoplado ao terminal básico blindado - TBB. Na segunda condição, o desconectável da classe 600 Ampères não possui derivação para ramal. Daí, o teste deverá ser feito a partir do plug básico blindado PBI, utilizado para lacrar a peça principal deste tipo de acessório. Em ambas as situações, a operação de teste é realizada com a utilização de um simples teste néon; 2) feito o teste, deve ser identificado o trecho de cabo a ser isolado. O módulo do TBB correspondente ao trecho de circuito primário a ser isolado deverá ser desatarraxado, a partir do plug de conexão PC, que o une a um ou dois outros módulos TBB do conjunto; 3) feita a desconexão, o TBB correspondente ao trecho do circuito alimentador que será isolado deverá ser lacrado, mediante a utilização de dois plug básicos isolante PBI, um macho e um plug fêmea; 4) o conjunto que poderá ser religado deverá receber o mesmo tratamento, dependendo da configuração da derivação Operação para isolar um ramal de ligação conectado a um componente desconectável de 600 Ampères: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador correspondente ao ramal de ligação que se quer isolar, providenciar o teste de ausência de tensão, a partir do divisor capacitivo existente na parte

76 74/108 posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC, correspondente ao ramal de ligação que se quer isolar; 2) feito o teste, desconectar o TDC do conjunto de acessórios da classe 600 ampères. O TDC, quando utilizado nos acessórios da classe 600 Ampères, ele é conectado ao TBB, a partir da utilização de um plug de redução PR, no lugar do plug básico blindado PBI; 3) concluída a retirada do TDC correspondente ao ramal de ligação que se quer isolar, o mesmo deverá ser aterrado, mediante a utilização de um plug de aterramento PAT; 4) no conjunto de acessórios da classe 600 Ampéres, no lugar do TDC, deverá ser instalado um receptáculo isolante blindado, componente que integra o grupo de acessórios da classe 200 Ampères. 5) concluída esta última operação, o conjunto poderá ser liberado para religação do circuito alimentador Componentes do acessório desconectável da classe 600 Ampères Os componentes de um desconectável da classe de 600 amperes são os relacionados no item Operação para Religar Trecho do Circuito Alimentador e Ramal de Ligação Conectado a um Componente Desconectável da Classe 600 Ampères Operação para religar trecho do circuito alimentador a um componente desconectável da classe 600 Ampéres: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário alimentador correspondente ao trecho de circuito alimentador que se quer religar, providenciar o teste de ausência de tensão. Existindo derivação de ramal primário a partir do conjunto desconectável, o teste pode ser feito a partir do divisor capacitivo existente na parte posterior do terminal desconectável tipo cotovelo TDC que se encontra acoplado ao terminal básico blindado - TBB. Caso o desconectável da classe 600 ampères não possui derivação para ramal, o teste deverá ser feito a partir do divisor capacitivo existente na parte externa do PBI. A operação de teste é realizada com a utilização de um teste néon; 2) concluído o teste, desatarraxar o conjunto desconectável, a partir do plug de conexão PC, para inserir o TBB correspondente ao trecho de circuito alimentador que se quer religar; 3) recompostas todas as conexões necessárias, liberar o circuito para religação Operação para religar o ramal de ligação a um componente desconectável de 600 Ampères: 1) estando desenergizado e liberado o circuito primário correspondente ao ramal de ligação que se quer religar, providenciar o teste de ausência de tensão a ser realizado na extremidade oposta à da instalação do TDC

77 75/108 correspondente ao ramal de ligação que se quer religar. O teste poderá ser realizado a partir do PBI ou do TDC, caso exista um segundo ramal de ligação conectado ao conjunto desconectável. 2) concluído o teste, sacar o receptáculo isolante blindado RIB, instalado temporariamente no conjunto; 3) sacar o plug de aterramento PAT, instalado temporariamente no TDC do ramal de ligação que se quer religar; 4) reinstalar o terminal desconectável tipo cotovelo TDC e liberar o circuito para religação. 25. ARRANJO SPOT NETWORK É o arranjo reticulado dedicado, caracterizado como de alta confiabilidade, haja vista a existência de redundância de alimentador e de transformador nas unidades servidas por ele. Sua principal característica é a manutenção da continuidade do serviço mesmo no desligamento de um dos alimentadores do conjunto ou de um dos transformadores da estação transformadora, por falhas, defeitos e/ou conveniência operacional. Sua adoção é recomendada no atendimento a edifícios ou grupo de edifícios de elevada demanda individual Componentes elétricos: 1) disjuntor primário de 13.8 kv da SE supridora; 2) circuito primário subterrâneo de 13.8 kv; 3) ramais do circuito primário subterrâneo de 13,8 kv; 4) caixa de Derivação e Manobra CDM; 5) terminal Desconectável classe 200 e 600 Ampères; 6) chave seccionadora tripolar primaria para interrupção em carga; 7) transformador; 8) protetor de rede reticulada de distribuição secundaria protetor network; 9) armário de BT; 10) bases e fusíveis de BT; 11) ramais de ligação de BT Manobras Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor. 1) verificar o número de circuitos de BT que compõem o ramal de ligação, na alimentação da unidade consumidora que se quer desligar; 2) comunicar ao consumidor o desligamento; 3) confirmar e anotar no quadro geral de entrada da unidade consumidora, a seqüência de fases, se horário ou anti-horário;

78 76/108 4) proceder ao desligamento da carga pelo lado do cliente. Se necessário, desligar as cargas nos quadros parciais, para redução do carregamento no quadro geral de distribuição; 5) operar (retirar), no Armário de BT, os fusíveis NH do ramal de ligação do consumidor; 6) sinalizar os pontos de manobra primeiramente na carga e, posteriormente, na fonte Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor. 1) comunicar ao consumidor que a sua unidade consumidora será religada; 2) retirar a sinalização no lado da carga e no lado da fonte; 3) instalar fusíveis NH, primeiro no lado da fonte; 4) em se tratando de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase, proceder ao faseamento no lado da carga; 5) confirmar sequência de fases, adequando-a as condições originais, e grandezas elétricas; 6) verificar as condições dos quadros parciais, se necessário religá-los Operação para isolar o Armário de BT 1) operar todos os protetores network que estão interligados ao conjunto de manobra a ser desligado, realizando a abertura dos mesmos posicionando suas alavancas de manobra na posição aberto (OPEN); 2) operar todas as chaves seccionadoras tripolares primarias que atendem ao conjunto de manobra a ser desligado, posicionando suas alavancas na posição aberta e travá-las com cadeado; 3) testar a ausência de tensão e sinalizar os pontos de manobra; 4) aterrar conjunto de manobra Operação para religar o Armário de BT 1) retirar o aterramento no conjunto de manobra e a sinalização; 2) retirar o cadeado e fechar todas as chaves seccionadoras tripolares primarias, que atendem ao conjunto de manobra a ser religado; 3) operar todos os protetores network que estão interligados ao conjunto de manobra a ser religado, realizando o fechamento dos mesmos. Para fechamento do primeiro protetor, acionar sua alavanca posicionando-a para fechamento(close). Para os demais protetores, acionar suas alavancas posicionando-as para fechamento na posição Automático (AUTOMATIC) e verificar se esse entrou em operação, automaticamente:

79 77/108 se positivo, considerar a tarefa como concluída; se negativo, comunicar à mesa de operação e expedir CDI à área de conformidade e, simultaneamente, monitorar a carga da estação transformadora; 4) Proceder a leitura de grandezas elétricas Operação para isolar o transformador 1) operar o protetor network interligado ao transformador a ser desligado, realizando a abertura do mesmo, posicionando sua alavanca de manobra na posição aberto (OPEN); 2) operar a chave seccionadora tripolar primaria que atende ao transformador a ser desligado, posicionando sua alavanca na posição aberta; travá-la com cadeado; 3) em caso de protetor de fabricação WESTINGHOUSE, extrair o miolo do mesmo (unidade disjuntora) na caixa protetora; 4) em caso de protetor GE, desatarraxar e retirar todos os botões; 5) testar a ausência de tensão e sinalizar Operação para religar o transformador 1) retirar a sinalização; 2) no caso do protetor referente ao transformador a ser religado for de fabricação WESTINGHOUSE, inserir o miolo do mesmo (unidade disjuntora) na caixa protetora; 3) no caso do protetor referente ao transformador a ser religado for de fabricação GE, colocar e atarraxar todos os botões; 4) retirar a sinalização, o cadeado e operar a chave seccionadora tripolar primária que atende ao transformador a ser religado, posicionando sua alavanca na posição fechada (close); 5) operar o protetor network interligado ao transformador a ser religado, colocando sua alavanca na posição automática e verificar se esse entrou em operação, automaticamente: se positivo, considerar a tarefa como concluída; se negativo, comunicar à mesa de operação e expedir CDI à área de conformidade e, simultaneamente, monitorar a carga da estação transformadora; 6) proceder a leitura de grandezas elétricas Operação para isolar a unidade disjuntora (miolo) do protetor

80 78/108 1) operar o protetor network a ser desligado, realizando a abertura do mesmo, posicionando sua alavanca de manobra na posição aberto (OPEN); 2) extrair a unidade disjuntora (miolo do protetor); 3) sinalizar. A sinalização deverá contemplar alerta de que o borne inferior e o posterior da caixa do protetor permanecem energizados Operação para religar a unidade disjuntora (miolo) do protetor 1) retirar a sinalização; 2) inserir a unidade disjuntora (miolo do protetor); 3) operar a alavanca do protetor de network para a posição automática e verificar se esse entrou em operação, automaticamente: se positivo, considerar a tarefa como concluída; se negativo, comunicar à mesa de operação e expedir CDI à área de conformidade e, simultaneamente, monitorar a carga da estação transformadora; 4) proceder à leitura de grandezas elétricas Operação para isolar todo o circuito primário subterrâneo 1) desligar, desacoplar e sinalizar o disjuntor e cubículo correspondente ao circuito primário da SE supridora; 2) em cada uma das estações transformadoras atendidas pelo circuito que se quer isolar, verificar a abertura automática do protetor network correspondente ao circuito que se quer isolar. 3) atentar para as seguintes condições: protetor abriu automaticamente passar para o próximo passo da operação (item 3); protetor não abriu pelo automático proceder à abertura manual, avisar a mesa de operação e emitir CDI para a área de conformidade verificar o problema, posteriormente; 4) posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (OPEN) e sinalizar; 5) abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga, acopladas ao circuito que se quer desligar. Travar as chaves na posição aberta, com instalação de cadeados e sinalizá-las adequadamente;

81 79/108 6) recomenda-se o aterramento do circuito primário em, pelo menos, dois pontos: no primeiro ponto acessível, após o cubículo de saída do circuito alimentador e em um ponto intermediário, a ser definido pela equipe responsável pela intervenção na rede Operação para religar todo o circuito primário subterrâneo 1) retirar o aterramento, primeiro no ponto intermediário definido pela equipe que trabalhou no circuito e, após, no ponto à montante do trecho trabalhado, mais próximo do cubículo de saída do circuito alimentador; 2) retirar sinalização, acoplar e ligar o disjuntor primário da SE supridora; 3) retirar sinalização e destravar a chave seccionadora na primeira estação transformadora alimentada, após o trecho trabalhado, e conferir o faseamento a partir dos bornes de entrada e de saída do protetor correspondente; 4) retirar sinalização e cadeados das demais chaves seccionadoras do circuito que se quer religar e fechá-las; 5) simultaneamente ao fechamento de cada chave seccionadora primaria, voltar o protetor de network correspondente à posição automática e verificar se esse entrou em operação, automaticamente: se positivo, considerar a tarefa como concluída; se negativo, comunicar à mesa de operação e expedir CDI à área de conformidade e, simultaneamente, monitorar a carga da estação transformadora. NOTA: Quando acontecer um desligamento de um circuito subterrâneo por atuação de proteção com o circuito manobrado, e não encontrado o defeito com a utilização de HIPOT, deverá ser feita uma manobra, fechando todas as chaves seccionadoras primárias, permanecendo as chaves seccionadoras secundárias abertas, solicitando ao COD para acoplar e religar o disjuntor Operação automática do protetor network O protetor network tem sua operação normal realizada de forma automática, devendo, portanto ser observado, conforme exposto anteriormente, o cumprimento dessa condição. Caso confirmado a não abertura ou o não fechamento automático do protetor network, o coordenador do COD deverá ser informado para que ele acione o Núcleo responsável pela manutenção deste equipamento Operação para isolar trecho do circuito primário subterrâneo Essa operação só deve ser realizada em condições especiais, quando não se pode prescindir da inoperância do circuito alimentador como um todo, ou quando o trecho a ser isolado permanecerá inoperante por um período de tempo superior a 24 horas.

82 80/108 1) desligar, desacoplar e sinalizar o disjuntor e cubículo correspondente ao circuito primário da SE supridora; 2) em cada uma das estações transformadoras atendidas pelo circuito que se quer isolar, verificar a abertura automática do protetor network correspondente ao circuito que se quer isolar; 3) atentar para as seguintes condições: protetor abriu automaticamente passar para o próximo passo da operação (item 3); protetor não abriu pelo automático proceder à abertura manual, avisar a mesa de operação e emitir CDI para a área de conformidade verificar o problema, posteriormente; 4) posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (open) e sinalizar; 5) abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga, acopladas ao circuito que se quer desligar. Travar as chaves na posição aberta, com instalação de cadeados; 6) verificar ausência de tensão na derivação, a partir da qual o trecho do tronco será isolado, obedecendo aos seguintes procedimentos: derivação através de CDM: proceder conforme subitem ; derivação através de componente desconectável, classe 200 Ampères: proceder conforme subitem ; derivação através de componente desconectável, classe 600 Ampères: proceder conforme subitem ; 7) religar o circuito primário no trecho à montante do que foi isolado; 8) fechar as chaves seccionadoras das estações transformadoras existentes no trecho correspondente ao tronco que foi religado. Concomitantemente à religação de cada chave seccionadora, verificar a entrada automática do protetor de network correspondente. Caso algum protetor não tenha aceitado a religação automática, comunicar imediatamente a mesa de operação e proceder a reabertura da chave correspondente Operação para religar trecho do circuito primário subterrâneo 1) desligar, desacoplar e sinalizar o disjuntor e cubículo correspondente ao circuito primário da SE supridora; 2) em cada uma das estações transformadoras que permaneceram ligadas, verificar a abertura automática dos respectivos protetores de network, correspondentes ao circuito que se quer religar, plenamente; 3) atentar para as seguintes condições: 4) protetor abriu automaticamente passar para o próximo passo da operação (item 3);

83 81/108 5) protetor não abriu pelo automático proceder à abertura manual, avisar a mesa de operação e emitir CDI para a área de conformidade verificar o problema, posteriormente; 6) nessas estações transformadoras, posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (open) e sinalizar; 7) em seguida, abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga, acopladas ao trecho do circuito que permaneceu ligado. Travar as chaves na posição aberta, com instalação de cadeados; 8) verificar ausência de tensão na derivação, a partir da qual o trecho do circuito primário será religado, obedecendo aos seguintes procedimentos: derivação através de CDM: proceder conforme subitem derivação através de componente desconectável, classe 200 Ampères: proceder conforme subitem derivação através de componente desconectável, classe 600 Ampères: proceder conforme subitem ) retirar aterramento, sinalização e religar o circuito; 10) fechar as chaves seccionadoras de todas as estações transformadoras alimentadas pelo circuito. 11) concomitantemente à religação de cada chave seccionadora, posicionar a alavanca dos protetores na posição automática (AUTOMATIC) e verificar a entrada automática do protetor de network correspondente. Caso algum protetor não tenha aceitado a religação automática, comunicar imediatamente a mesa de operação e proceder a reabertura da chave primária correspondente Operação para isolar ramal primário subterrâneo de uma estação transformadora 1) desligar, desacoplar e sinalizar o disjuntor e cubículo correspondente ao circuito primário da SE supridora; 2) em cada uma das estações transformadoras atendidas pelo circuito correspondente ao ramal primário se quer isolar, verificar a abertura automática do protetor network correspondente; 3) posicionar a alavanca dos protetores na posição desligada (open) e sinalizar; 4) atentar para as seguintes condições: protetor abriu automaticamente passar para o próximo passo da operação (item 3); protetor não abriu pelo automático proceder à abertura manual, avisar a mesa de operação e emitir CDI para a área de conformidade verificar o problema, posteriormente; 5) abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga, acopladas ao circuito correspondente ao ramal primário se quer desligar. Travar as chaves

84 82/108 na posição aberta, com instalação de cadeados e sinalizá-las adequadamente; 6) isolado o circuito subterrâneo primário, passa-se à isolação do ramal subterrâneo que se quer desligar. O mesmo poderá estar acoplado a uma CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou 600 Ampères. Deverão ser adotados os procedimentos a seguir: quando acoplado a uma CDM: proceder conforme subitem ; quando acoplado ao desconectável de 200 ampéres: proceder conforme subitem ; quando acoplado ao desconectável de 200 ampéres: proceder conforme subitem ; 7) religar o circuito obedecendo às sequências descritas no item 25.10, excetuando a chave primária e o protetor correspondente ao ramal primário que foi isolado Operação para religar ramal primário subterrâneo de uma estação transformadora 1) desligar, desacoplar e sinalizar o disjuntor e cubículo correspondente ao circuito primário correspondente ao ramal primário que se quer religar, na SE supridora; 2) verificar a abertura automática dos protetores network correspondentes a esse circuito em todas as estações transformadoras alimentadas pelo mesmo. 3) atentar para as seguintes condições: protetor abriu automaticamente passar para o próximo passo da operação (item 3); protetor não abriu pelo automático proceder à abertura manual, avisar a mesa de operação e emitir CDI para a área de conformidade verificar o problema, posteriormente; 4) posicionar a alavanca de cada um dos protetores na posição desligada (OPEN) e sinalizar; 5) abrir as chaves seccionadoras primárias, operação em carga, acopladas ao circuito cujo ramal primário se quer religar. Travar as chaves na posição aberta, com instalação de cadeados; 6) verificar ausência de tensão na derivação, a partir da qual o ramal primário será religado, obedecendo aos seguintes procedimentos: derivação através de CDM: proceder conforme subitem derivação através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem

85 83/108 derivação através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ) retirar aterramento, sinalização e religar o circuito; 8) fechar as chaves seccionadoras de todas as estações transformadoras atendidas pelo circuito; 9) concomitantemente à religação de cada chave seccionadora, posicionar a alavanca dos protetores na posição automática (AUTOMATIC) e verificar a entrada automática do protetor de network correspondente. Caso algum protetor não tenha aceitado a religação automática, comunicar imediatamente a mesa de operação e proceder a reabertura da chave correspondente. O protetor referente ao ramal a ser religado deverá ter a unidade disjuntora inserida, em caso de protetor de fabricação WESTINGHOUSE ou ter os botões recolocados e atarraxados em caso de protetores de fabricação GE. Posicionar a alavanca do protetor na posição automática (AUTOMATIC), objetivando seu fechamento.

86 84/108 DESENHO 4 - ARRANJO SPOT NETWORK ESTAÇÃO TRANSFORMADORA ALIMENTADA POR REDE SUBTERRÂNEA DE AT COM ARRANJO RETICULADO DEDICADO 1 CDM ou Terminal Desconectável classe 200 ou 600 A 2 Chave Primária Seca ou a Óleo 3 Transformador 500 ou 1000 KVA 4 Protetor Network 1200 ou 1875 A 5 Conjunto de Manobra 6 Base e fusível NH de BT.

87 85/ ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM RECURSO PELO SECUNDÁRIO Trata-se de arranjo subterrâneo do tipo radial onde cada estação transformadora de uma determinada região é atendida por um circuito primário subterrâneo dentre dois possíveis. O circuito que atende, em regime permanente, uma estação é denominado preferencial; o segundo é denominado reserva. Uma característica importante neste arranjo é a interrupção no fornecimento de energia elétrica às unidades consumidoras servidas pela estação transformadora, no intervalo de tempo em que é feita a reversão da chave primária entre os dois circuitos alimentadores. Ainda que tal reversão se dá em um pequeno intervalo de tempo, o arranjo primário seletivo com chave reversora, admite interrupção no fornecimento para a realização de manobra, motivo pelo qual se recomenda prover recurso pela BT, de forma a minorar ou eliminar tal interrupção Componentes Elétricos: 1) disjuntor primário de 13.8 kv da SE supridora; 2) circuito primário subterrâneo de 13.8 kv; 3) ramais do circuito primário subterrâneo de 13,8 kv; 4) caixa de Derivação e Manobra CDM; 5) terminal Desconectável classe 200 e 600 Ampères; 6) chave reversora tripolar primária para manobra, sob carga, entre os dois circuitos primários possíveis para atendimento a uma determinada carga; 7) transformador; 8) disjuntor termomagnético de BT; 9) Armário de BT; 10) bases e fusíveis de BT; 11) ramais de ligação de BT Manobras Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidores. 1) verificar o número de circuitos de BT que compõem o ramal de ligação, na alimentação da unidade consumidora que se quer desligar; 2) comunicar ao consumidor o desligamento; 3) confirmar e anotar no quadro geral de entrada da unidade consumidora, a seqüência de fases, se horário ou anti-horário; 4) proceder ao desligamento da carga pelo lado do cliente. Se necessário, desligar as cargas nos quadros parciais, para redução do carregamento no quadro geral de distribuição; 5) operar (retirar), no Armário de BT, os fusíveis NH do ramal de ligação do consumidor;

88 86/108 6) Sinalizar os pontos de manobra primeiramente na carga e, posteriormente, na fonte Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor. 1) comunicar ao consumidor que sua UC será religada. Retirar a sinalização no lado da carga e o lado da fonte; 2) instalar fusíveis NH, primeiro no lado da fonte; 3) em se tratando de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase, proceder ao faseamento no lado da carga; 4) confirmar seqüência de fases, adequando-a as condições originais, e grandezas elétricas; 5) verificar as condições dos quadros parciais, se necessário religá-los Operação para isolar o Armário de BT 1) operar o disjuntor de BT da estação transformadora; 2) operar a chave reversora de AT, posicionando a alavanca na posição aberta; travá-la com cadeado e sinalizá-la; 3) testar a ausência de tensão e sinalizar os pontos de manobra; 4) aterrar conjunto de manobra Operação para religar o Armário de BT 1) retirar o aterramento no conjunto de manobra e a sinalização; 2) retirar a sinalização, o cadeado e fechar a chave reversora primária, observando a posição de fechamento pelo circuito preferencial; 3) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora; 4) proceder a leitura de grandezas elétricas Operação para isolar o Transformador 1) operar o disjuntor de BT da estação transformadora; 2) operar a chave reversora de AT, posicionando a alavanca na posição aberta; travá-la com cadeado e sinalizá-la; 3) testar a ausência de tensão e sinalizar; 4) aterrar conjunto de manobra Operação para religar o Transformador

89 87/108 1) retirar o aterramento e sinalização, no conjunto de manobra; 2) retirar a sinalização, o cadeado e fechar a chave reversora primária, observando a posição de fechamento, pelo circuito preferencial; 3) fechar o disjuntor de BT da estação transformadora; 4) proceder à leitura de grandezas elétricas Operação para isolar o ramal primário preferencial de ligação de uma estação transformadora 1) identificar todas as estações transformadoras atendidas pelo circuito primário correspondente ao ramal de ligação primária que se quer isolar; 2) no conjunto de manobra correspondente ao ramal que se quer isolar, verificar a seqüência de fases do barramento secundário; 3) nas estações transformadoras, proceder à reversão do circuito preferencial para o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto servido pelo arranjo primário seletivo; 4) concluídas as reversões, proceder à abertura do disjuntor primário de proteção do circuito subterrâneo correspondente ao ramal primário de ligação que se quer isolar, que deverá ser desacoplado e sinalizado; 5) isolado o circuito subterrâneo primário, passa-se à desconexão do ramal subterrâneo que se quer isolar. O mesmo poderá estar acoplado a uma CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou de 600 ampères. Proceder da seguinte forma: quando acoplado a uma CDM: proceder conforme subitem ; quando acoplado a um acessório desconectável de 200 ampères: proceder conforme subitem ; quando acoplado a um acessório desconectável de 600 ampères: proceder conforme subitem ; 6) em caso de necessidade ou conveniência operacional, o circuito poderá ser religado para assumir as cargas das demais estações transformadoras que integram o conjunto Operação para religar o ramal primário preferencial de ligação de uma estação transformadora 1) no caso do circuito ter sido religado, conforme definido no item 26.7., proceder ao desligamento do circuito; 2) a partir do circuito primário correspondente ao ramal de AT que se quer religar isolado, passa-se à conexão do ramal subterrâneo em questão. O

90 88/108 mesmo poderá ser acoplado a uma CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou de 600 Ampères. Proceder na forma a seguir: quando acoplado a uma CDM: proceder conforme subitem ; quando acoplado a um componente desconectável de 200 ampéres: proceder conforme subitem ; quando acoplado a um componente desconectável de 600 ampéres: proceder conforme subitem ; 3) retirar sinalização e aterramento nos pontos de manobra; 4) acoplar e ligar disjuntor geral de proteção do circuito primário correspondente ao ramal de ligação que se quer religar; 5) operar (fechar) chave reversora primária, correspondente ao ramal de ligação primário que se quer religar, observando a posição original pelo circuito preferencial. Na estação transformadora correspondente, confirmar a seqüência de fases, antes de se energizar o barramento secundário; 6) proceder à reversão de todas as demais estações transformadoras que se encontravam operando pelo circuito reserva, quando do desligamento do circuito correspondente ao ramal de ligação submetido à operação. Esta operação deverá ser feita em horário propício, de modo a não causar maiores transtornos à população atingida pelas manobras Operação para isolar todo o circuito primário do arranjo 1) identificar todas as estações transformadoras atendidas pelo circuito primário que se quer isolar; 2) em uma estação transformadora qualquer, localizada em trecho à jusante do ponto onde o circuito primário será objeto de intervenção, e que seja alimentada preferencialmente pelo circuito primário que se quer isolar, verificar a seqüência de fases do barramento secundário do conjunto de manobra correspondente; 3) em todas as estações transformadoras alimentadas preferencialmente pelo circuito que se quer isolar, proceder à reversão do circuito preferencial para o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto servido pelo arranjo primário seletivo; 4) feitas as reversões, proceder à abertura do disjuntor primário de proteção do circuito subterrâneo que se quer isolar, que deverá ser desacoplado e sinalizado Operação para religar todo o circuito primário do arranjo 1) retirar sinalização, acoplar e religar disjuntor de proteção do circuito primário, na subestação de transmissão;

91 89/108 2) na mesma estação transformadora, reverter a ligação do circuito reserva para o preferencial; 3) com o disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra aberto, proceder a conferência da sequência de fases; posteriormente, fechar o disjuntor para alimentação da carga; 4) identificar as demais estações transformadoras atendidas preferencialmente pelo circuito que se está religando; 5) proceder ao fechamento das chaves reversoras da posição circuito reserva para a posição circuito preferencial, em cada uma das estações transformadoras identificadas, conforme item anterior. Observação: Tais manobras devem ser realizadas, preferencialmente, em horário propício a minimizar os transtornos aos consumidores servidos pelo conjunto Operação para isolar chave reversora primária de arranjo primário seletivo sem recurso de BT Em se tratando de operação que enseja tempo considerável de inoperância da chave reversora que se quer isolar, a estação transformadora correspondente deverá ser suprida, temporariamente, por um ramal subterrâneo primário, conectado diretamente ao circuito primário alimentador e ao transformador da respectiva estação transformadora. Outra alternativa poderá ser a alimentação temporária do conjunto de manobra da estação transformadora atingida, mediante a instalação de grupo gerador de capacidade compatível com a demanda requerida pela carga atingida Condição de ligação de ramal primário temporário para isolar a chave reversora primária do arranjo primário seletivo sem recurso pela BT 1) identificar, previamente, a sequência de fases do barramento secundário do conjunto de manobra correspondente à chave reversora que se quer isolar; 2) identificar, no ramal primário preferencial de ligação da estação transformadora correspondente à chave reversora que será isolada, a coloração das fases dos condutores primários que compõem o ramal; 3) providenciar a isolação do circuito primário preferencial que alimenta a chave reversora primária que se quer isolar, cumprindo as manobras descritas no item ; 4) desconectar o ramal de ligação preferencial no ponto de derivação do circuito primário preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ;

92 90/108 conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 5) desconectar a ligação entre chave reversora e o transformador, no ponto de conexão dos condutores primários ao trafo; 6) após, conectar o ramal de ligação temporária da estação transformadora, observando a sequência de coloração dos condutores de 15kV desde o ponto de derivação do circuito primário, até o transformador em questão; 7) religar o circuito primário que alimenta preferencialmente a estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, cumprindo as seqüências de manobra descritas no item ; 8) com o disjuntor de BT, de proteção do conjunto de manobra da estação transformadora, aberto, confirmar a seqüência de fases para a ligação provisória; 9) sinalizar a ligação provisória executada na estação transformadora e na caixa subterrânea de derivação do ramal temporário; 10) reverter as ligações de todas as demais estações transformadoras do conjunto, para alimentação pelo circuito preferencial da estação cuja chave reversora se quer isolar; 11) isolar o circuito reserva correspondente a estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, obedecendo a seqüência de manobras descritas em ; 12) concluída a isolação do circuito reserva correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, desconectar o segundo ramal de alimentação da chave reversora que se quer isolar, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 13) em seguida, recompor o circuito primário alimentador reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, para que o mesmo volte a operar normalmente. Observação: Para redução do nº de manobras que provocam pequenas interrupções nas unidades consumidoras servidas pelo arranjo, recomenda-se manter toda a carga alimentada pelo circuito preferencial correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar. O circuito reserva correspondente à mesma estação estará apto a assumir toda a carga durante a inoperância da chave reversora sob intervenção, exceto a própria estação transformadora sob intervenção. Daí a recomendação de se verificar a alternativa de utilização de grupo gerador vide Condição de instalação de um grupo gerador na ligação do conjunto de manobra alimentado a partir da chave reversora que se quer isolar

93 91/108 1) identificar, previamente, a sequência de fases do barramento secundário correspondente à chave reversora que se quer isolar; 2) abrir disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra correspondente à chave reversora que se quer isolar; 3) conectar, às barras do barramento secundário do conjunto de manobra, os condutores provenientes do gerador de energia elétrica, observado a seqüência de fases obtida no item a ; 4) providenciar a isolação do circuito primário preferencial que alimenta a chave reversora primária que se quer isolar, cumprindo as manobras descritas no item ; 5) desconectar o ramal de ligação preferencial no ponto de derivação do circuito primário preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 6) recompor o circuito alimentador para reassumir as cargas do conjunto por ele servido; 7) reverter a alimentação de todas as estações transformadoras para o segundo circuito primário do conjunto (reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar), que, doravante, assume todas as estações transformadoras do conjunto; 8) providenciar a isolação do circuito primário reserva que alimenta a chave reversora primária que se quer isolar, cumprindo as manobras descritas no item ; 9) desconectar o ramal de ligação reserva no ponto de derivação do circuito primário reserva que alimenta a estação transformadora, correspondente à chave reversora que se quer isolar; obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 10) recompor o circuito alimentador para reassumir as cargas do conjunto por ele servido; 11) reverter as chaves reversoras das estações transformadoras servidas pelo circuito reserva relativo à estação transformadora cuja chave reversora se

94 92/108 quer isolar, excetuando esta última que se encontra desligada dos dois alimentadores. Observação: Recomenda-se, no entanto, caso a inoperância da chave reversora que se quer isolar se restrinja a um curto período de tempo, que seja mantida a alimentação de toda a carga do conjunto ligada a um único circuito primário alimentador (no caso em foco, ao circuito preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar), o que poderá reduzir o número de manobras, quando do retorno à configuração original do conjunto Operação para religar chave reversora primária de arranjo primário seletivo sem recurso de BT Condição de religação, mediante a retirada de ramal primário temporário utilizado para isolar a chave reversora primária do arranjo primário seletivo sem recurso pela BT 1) com o circuito reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, à vazio, providenciar o desligamento do disjuntor geral de proteção do mesmo, na subestação de transmissão. Desacoplar e sinalizar o cubículo correspondente; 2) na caixa de derivação para alimentação da estação transformadora cuja chave reversora se deseja religar, verificar ausência de tensão no acessório desconectável ou na CDM; 3) providenciar a conexão do ramal de ligação primário reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 4) com a chave reversora que se quer religar na posição aberta e travada, providenciar o acoplamento do disjuntor geral de proteção do circuito primário reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar. Retirar sinalização e religar o circuito primário; 5) nas demais estações transformadoras, todas atendidas pelo circuito preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, excetuando esta última, providenciar a reversão das respectivas chaves reversoras para o segundo circuito primário alimentador do conjunto; 6) concluída a manobra anterior, desligar e desacoplar o circuito primário preferencial da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar. Sinalizar o cubículo correspondente na subestação de transmissão;

95 93/108 7) imediatamente à conclusão da operação anterior, na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, testar ausência de tensão no ramal de ligação temporário, nos bornes de entrada de energia do transformador; 8) retirar o ramal de ligação temporário do transformador e instalar o ramal de ligação proveniente da chave reversora que se quer religar, obedecendo a condição original de entrada dos condutores isolados, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 9) concluída a conexão, reverter a chave reversora que se quer religar para a posição de alimentação pelo circuito reserva desta estação transformadora; 10) com o disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra desta estação transformadora, na posição aberta, conferir a seqüência de fases. Religar do disjuntor secundário e conferir demais grandezas elétricas; 11) Reverter as alimentações primárias de todas as estações transformadoras do conjunto para a posição original de alimentação (preferencial e reserva). Observação: Essa extensa seqüência de manobras poderá ser realizada por partes, em horários propícios de modo a minimizar os transtornos causados aos consumidores atendidos pelo conjunto Condição de religação, mediante a desativação do grupo gerador utilizado na alimentação temporária do conjunto de manobra quando da isolação da chave reversora primária 1) com o circuito reserva de alimentação da estação transformadora, cuja chave reversora se quer religar, ligado à vazio (vide observação constante do subitem ), providenciar o seu desligamento, desacoplamento e sinalização na subestação de transmissão; 2) na caixa de derivação deste circuito para a estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, testar ausência de tensão e providenciar a conexão do ramal de ligação reserva da respectiva estação transformadora ao circuito primário reserva, ora desligado, observando a posição original dos condutores; 3) na subestação de transmissão, retirar sinalização, acoplar e religar o circuito reserva da estação cuja chave reversora se quer religar; 4) em todas as demais estações transformadoras do conjunto, reverter as respectivas chaves reversoras para alimentação pelo circuito reserva, correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer religar; 5) em seguida, na subestação de transmissão, desligar, desacoplar e sinalizar cubículo correspondente a este circuito primário alimentador;

96 94/108 6) na caixa de derivação dos ramais de ligação, de alimentação da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, testar ausência de tensão no circuito alimentador ora desligado e providenciar a conexão do ramal primário a ele, obedecendo a posição original de ligação; 7) na subestação de transmissão, retirar sinalização, acoplar e religar o circuito primário preferencial da estação cuja chave reversora se quer religar; 8) com os dois circuitos ligados, proceder a adequação, em todas as estações transformadoras, inclusive àquela cuja chave reversora se quer religar, nas posições originais NA e NF, sendo que na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar. O disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra permanece aberto, uma vez que o barramento secundário encontra-se alimentado pelo grupo gerador; 9) na estação transformadora cuja chave reversora está sendo religada, proceder à conferência da sequência de fases a partir dos bornes de entrada de energia elétrica do disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra. Após, desligar o grupo gerador conectado ao barramento secundário do conjunto de manobra e ligar o disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra, restabelecendo o fornecimento de energia elétrica às unidades consumidoras.

97 95/108 DESENHO 5 - ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E SEM RECUROS PELO SECUNDÁRIO 1- CDM ou Terminal Desconectavel classe 200 ou 600 A 2- Chave Reversora Primaria a Óleo 3- Transformador 1000 ou 500 KVA 4- Disjuntor de BT 1000 ou 2000 A 5- Conjunto de Manobra 6- Bases e Fusíveis NH de BT

98 96/ ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA E COM RECURSO PELO SECUNDÁRIO Trata-se de arranjo subterrâneo do tipo radial onde cada estação transformadora de uma determinada região é atendida por um circuito primário subterrâneo dentre dois possíveis. O circuito que atende, em regime permanente, uma estação é denominada preferencial; o segundo é denominado reserva. O recurso pelo secundário é utilizado para garantir maior flexibilidade e continuidade no fornecimento de energia elétrica às cargas atendidas pelo conjunto. O recurso através de rede secundária proveniente de estações transformadoras adjacentes torna-se imprescindível quando essas são compostas de apenas um transformador. O circuito-tronco subterrâneo ou a rede-tronco subterrânea ligada em anel deve ser conectado a bases fusíveis NH ou a chaves seccionadoras de BT, operação sob carga, normalmente fechada em uma determinada estação transformadora e normalmente aberta em outra adjacente à primeira Componentes elétricos: 1) disjuntor primário de 13.8 kv da SE supridora; 2) circuito primário subterrâneo de 13.8 kv; 3) ramais do circuito primário subterrâneo de 13,8 kv; 4) caixa de Derivação e Manobra CDM; 5) terminal Desconectável classe 200 e 600 Ampères; 6) chave reversora tripolar primária para manobra, sob carga, entre os dois circuitos primários possíveis para atendimento a uma determinada carga. 7) transformador; 8) disjuntor termomagnético de BT; 9) armário de BT; 10) bases e fusíveis de BT; 11) circuito-tronco subterrâneo ou rede-tronco subterrânea ligada em anel; 12) ramais de ligação de BT; Manobras Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor derivado do conjunto de manobra da estação transformadora 1) verificar o número de circuitos de BT que compõem o ramal de ligação, na alimentação da unidade consumidora que se quer desligar; 2) comunicar ao consumidor o desligamento; 3) confirmar e anotar no quadro geral de entrada da unidade consumidora, a seqüência de fases, se horário ou anti-horário;

99 97/108 4) proceder ao desligamento da carga pelo lado do cliente. Se necessário, desligar as cargas nos quadros parciais, para redução do carregamento no quadro geral de distribuição; 5) operar (retirar), no Armário de BT, os fusíveis NH do ramal de ligação do consumidor; 6) sinalizar os pontos de manobra primeiramente na carga e, posteriormente, na fonte Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor, derivado do conjunto de manobra da estação transformadora 1) comunicar ao consumidor que ele será religado; 2) instalar fusíveis NH, primeiro no lado da fonte; 3) em se tratando de ramal de ligação composto de mais de um cabo por fase, proceder ao faseamento no lado da carga; 4) confirmar sequência de fases, adequando-a a condição original, e grandezas elétricas; 5) verificar as condições dos quadros parciais, se necessário religá-los; 6) retirar a sinalização no lado da carga e no lado da fonte, depois de concluídas as operações anteriormente descritas Operação para isolar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor derivado do tronco subterrâneo, ou de rede subterrânea ligada em anel, que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco secundário energizado) Havendo impedimento que comprometa a segurança do operador ou da equipe encarregada do serviço o procedimento deverá ser alterado conforme o disposto nos subitens e ) identificar o ramal de ligação que se quer isolar na caixa subterrânea que deriva para a unidade consumidora; 2) comunicar ao consumidor, o desligamento; 3) em se tratando de ramal trifásico, confirmar a sequência de fases no quadro geral de entrada da UC e anotar no armário do quadro; 4) operar (retirar fusível ou desligar disjuntor) no quadro geral de distribuição de energia elétrica da UC; 5) sinalizar adequadamente o QGD; 6) na caixa subterrânea, proceder à desconexão do ramal de ligação do cabo tronco; recompor a isolação do cabo-tronco. Esta atividade é realizada com a rede energizada; 7) sinalizar adequadamente o ramal que foi desligado.

100 98/ Operação para religar o ramal de ligação de BT de um ou mais consumidor, derivado do tronco subterrâneo, ou de rede subterrânea ligada em anel, que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente (operação a ser realizada com o cabo tronco energizado) 1) comunicar ao consumidor que ele será religado; 2) confirmar que as bases NH ou o disjuntor do quadro geral de energia da UC encontra-se sinalizado e desligado; 3) na caixa subterrânea que deriva para a unidade consumidora, proceder as conexões ao cabo-tronco de BT. Esta atividade é realizada com a rede energizada; 4) no quadro geral de energia da UC, verificar a sequência de fases, confrontando-a com as anotações feitas quando do desligamento; 5) religar a unidade consumidora, verificando as grandezas elétricas (tensão e corrente); 6) retirar a sinalização nos lados da carga e da fonte Operação para isolar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente 1) verificar o número de unidades consumidoras ligadas diretamente ao tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT, proveniente de estação transformadora adjacente; 2) comunicar aos consumidores, que serão atingidos, o desligamento; 3) confirmar, em uma unidade consumidora qualquer, alimentada pelo tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT e que será isolado, a sequência de fases original; 4) proceder ao desligamento do circuito tronco de BT, pelo lado NF de atendimento às unidades consumidoras envolvidas. Caso, no momento do desligamento, a carga suprida esteja situada em valores que comprometam a segurança do operador, reduzir o carregamento do circuito tronco de BT operando o desligamento de algumas unidades consumidoras, a partir da proteção geral de entrada de cada uma delas; 5) sinalizar na estação transformadora em que foi desligado o tronco subterrâneo de BT. Posteriormente, sinalizar, na estação transformadora adjacente (NA), para que não ocorra energização acidental; Operação para religar o tronco subterrâneo de BT que serve de recurso pela BT proveniente de estação transformadora adjacente

101 99/108 1) na estação transformadora que alimenta, como recurso, o tronco subterrâneo que se quer religar (NA) retirar a sinalização e religar os condutores de BT; 2) na estação transformadora, que alimenta preferencialmente o tronco subterrâneo de BT, verificar o correto faseamento entre uma e outra fonte, com a tensão de retorno pela estação transformadora adjacente, conforme item anterior; 3) confirmado o faseamento, fechar o circuito pela estação transformadora que alimenta preferencialmente o tronco subterrâneo que se quer religar; 4) na estação transformadora adjacente que opera NA com o tronco subterrâneo de BT que se quer religar, desligar os condutores envolvidos, operação inversa ao descrito no item 1; 5) na unidade consumidora em que foi registrada a seqüência de fases (item ) verificar a sequência de fases, confrontando-a com o registro anterior. Verificar também o sentido de rotação em outras unidades consumidoras, onde os serviços realizados assim o exijam; 6) proceder à religação das unidades consumidoras, caso algumas delas tenham sido desligadas para possibilitar a manobra no tronco subterrâneo de BT, conforme descrito em Operação para isolar o Armário de BT 1) transferir as cargas ligadas aos circuitos-troncos ou às redes subterrâneas ligada em anel, que têm fornecimento preferencial pela estação cujo conjunto de manobra se quer isolar, para as estações transformadoras adjacentes. Proceder obedecendo à sequência: ligar o paralelo com as estações transformadoras adjacentes e, em seguida desligar o paralelo na estação cujo conjunto de manobra se quer isolar; 2) operar (abrir) o disjuntor de BT correspondente ao conjunto de manobra que se quer isolar; 3) posicionar a chave reversora primária correspondente ao conjunto de manobra que se quer isolar, na posição aberta; sinalizá-la e travá-la com cadeado; 4) isolar os pontos-vivos dos cabos-troncos, ou das redes ligadas em anel, provenientes das estações transformadoras adjacentes, conectadas às bases NH ou a chaves seccionadoras de BT, cujas cargas foram transferidas para as estações adjacentes; 5) testar a ausência de tensão nos diversos pontos do conjunto de manobra, aterrar e sinalizar Operação para religar o Armário de BT 1) retirar aterramento do conjunto de manobra que se quer religar;

102 100/108 2) retirar a proteção isolante dos pontos-vivos dos cabos-troncos e das redes ligadas em anel que interligam com as estações transformadoras adjacentes; 3) retirar sinalização, destravar e fechar a chave reversora primária, observando a posição original de alimentação da estação transformadora; 4) operar (fechar) disjuntor de proteção do conjunto de manobra que se quer religar; 5) verificar grandezas elétricas (tensão e corrente) do conjunto de manobra; 6) verificar faseamento entre o conjunto de manobra religado e as chegadas dos cabos-troncos provenientes de estações transformadoras adjacentes; 7) retornar à configuração original para os cabos-troncos e redes ligadas em anel, nas posições NA e NF do conjunto de manobra que se quer religar. Obedecer à seguinte seqüência: primeiro religar os cabos-troncos no barramento do conjunto de manobra que se está religando e, em seguida, desligar a alimentação temporária, pelas estações transformadoras adjacentes, retornando à configuração original; 8) retirar sinalização nos pontos que foram manobrados nas estações transformadoras adjacentes Operação para isolar o Transformador 1) transferir as cargas ligadas ao conjunto de manobra alimentado pelo transformador que se quer isolar, incluindo as cargas ligadas aos cabostroncos ou às redes ligadas em anel, para as estações transformadoras adjacentes; 2) operar o disjuntor de BT da estação transformadora cujo trafo se quer isolar; 3) operar chave reversora primária correspondente ao transformador que se quer isolar, posicionando-a na posição aberta; travá-la e sinalizá-la; 4) testar a ausência de tensão nos pontos de manobra e sinalizar Operação para religar o Transformador 1) retirar sinalização nos pontos de manobra; 2) operar (fechar) a chave reversora primária, observando a alimentação do trafo que se quer religar, pelo circuito primário preferencial; 3) verificar o faseamento no disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra alimentado pelo transformador que se quer religar, comparando a tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de saída dos bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de alimentação do conjunto de manobra; 4) operar (fechar) o disjuntor de BT da estação transformadora; 5) retornar à configuração original para os cabos-troncos e redes ligadas em anel, nas posições NA e NF do conjunto de manobra que se quer religar. Obedecer à seguinte sequência: primeiro religar os cabos-troncos no

103 101/108 barramento do conjunto de manobra que se está religando e, em seguida, desligar a alimentação temporária, pelas estações transformadoras adjacentes, retornando à configuração original Operação para isolar o ramal primário preferencial de ligação de uma estação transformadora 1) identificar todas as estações transformadoras atendidas pelo circuito primário correspondente ao ramal de ligação primária que se quer isolar; 2) nas estações transformadoras, proceder à alimentação dos respectivos conjuntos de manobra a partir dos circuitos-troncos, ou das redes secundárias ligadas em anel, provenientes de estações transformadoras adjacentes atendidas pelo segundo circuito primário; 3) ainda nessas estações transformadoras, proceder à reversão do circuito preferencial para o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto servido pelo arranjo primário seletivo, isolando completamente o circuito preferencial correspondente ao ramal de ligação que se quer isolar; 4) em seguida, proceder à abertura do disjuntor secundário de proteção do conjunto de manobra correspondente à estação transformadora ligada ao circuito alimentador primário conectado ao ramal de ligação primária que se quer isolar; 5) após, proceder à abertura do disjuntor primário de proteção do circuito subterrâneo correspondente ao ramal primário de ligação que se quer isolar, que deverá ser desacoplado e sinalizado; 6) isolado o circuito subterrâneo primário, passa-se à isolação do ramal subterrâneo que se quer desligar. O mesmo poderá estar acoplado a uma CDM ou aos acessórios desconectáveis de 200 ou 600 Ampères, e o isolamento do ramal obedecerá aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 7) em caso de necessidade ou conveniência operacional, o circuito poderá ser religado para assumir as cargas das demais estações transformadoras que integram o conjunto Operação para religar o ramal subterrâneo de AT Esta manobra é realizada considerando-se que o circuito primário alimentador encontra-se desligado, de acordo com o exposto no subitem A partir deste requisito, as manobras para religar o ramal subterrâneo de AT têm que ser realizada conforme ordenadas a seguir:

104 102/108 1) encontrando-se isolado o circuito subterrâneo primário, correspondente ao ramal de ligação que se quer religar, passa-se à conexão do ramal subterrâneo ao circuito tronco correspondente. O mesmo poderá estar acoplado a uma CDM ou a um acessório desconectável de 200 ou 600 Ampères e a religação do ramal obedecerá aos seguintes procedimentos: Conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; Conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; Conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 2) retirar sinalização e aterramento nos pontos de manobra; 3) Acoplar e ligar disjuntor geral de proteção do circuito primário correspondente ao ramal de ligação que se quer religar; 4) em cada uma das estações transformadoras ligadas preferencialmente a partir do circuito primário cujo ramal de ligação se quer religar, proceder ao fechamento da respectiva chave reversora primária, observando a posição original quando do desligamento da mesma; 5) na estação transformadora alimentada a partir do ramal de ligação que se está religando, verificar o faseamento, no disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra alimentado a partir da chave reversora operada, comparando a tensão de entrada nos bornes do disjuntor, com a tensão de saída nos bornes do disjuntor de BT, proveniente das fontes adjacentes de alimentação do conjunto de manobra; 6) operar (fechar) o disjuntor de BT da estação transformadora; 7) realizadas essas operações, em todas as estações transformadoras alimentadas temporariamente pelo circuito primário reserva, operar os circuitos-troncos ou as redes secundárias ligadas em anel, de modo a adequá-las à posição original NA e NF do conjunto atendido pelo arranjo primário seletivo Operação para isolar o circuito primário do arranjo 1) identificar todas as estações transformadoras atendidas pelo circuito primário que se quer isolar. 2) nas estações transformadoras, proceder à alimentação dos respectivos conjuntos de manobra a partir dos circuitos troncos, ou das redes secundárias ligadas em anel, provenientes de estações transformadoras adjacentes, ou seja, aquelas atendidas pelo segundo circuito primário; 3) nas estações transformadoras atendidas pelo circuito primário que se quer isolar, proceder à reversão do circuito preferencial para o reserva que, doravante, passa a assumir toda a carga do conjunto servido pelo arranjo primário seletivo;

105 103/108 4) travar e sinalizar todas as chaves reversoras manobradas e as não manobradas, de modo a impedir o fechamento das mesmas pelo circuito primário que foi isolado; 5) feita a operação de todas as chaves reversoras, proceder à abertura do disjuntor primário de proteção do circuito subterrâneo que se quer isolar, que deverá ser desacoplado e sinalizado Operação para religar o circuito primário do arranjo As manobras têm que ser realizadas conforme ordenadas, a seguir: 1) retirar sinalização, acoplar e religar disjuntor geral de proteção do circuito primário que se quer religar; 2) em uma estação transformadora do conjunto, posicionada à jusante do trecho trabalhado no circuito primário que se quer religar, fechar os paralelos do recurso pela rede secundária, alimentada pelo circuito reserva de estações adjacentes. Abrir disjuntor de BT de proteção do conjunto de manobra; 3) retirar travamento e sinalização da chave reversora desta estação transformadora, alimentar o transformador correspondente pelo circuito preferencial que se quer religar. 4) verificar faseamento a partir dos bornes do disjuntor de BT, nos pontos de entrada e de saída do mesmo. 5) confirmado o faseamento, providenciar a reversão das demais chaves reversoras do conjunto, observando a posição original de alimentação das estações transformadoras pelo circuito que se está religando, pelo circuito preferencial de cada uma; 6) nas redes-troncos ou circuitos secundários em anel, alimentados temporariamente pelo circuito reserva, retorná-los à posição original NF e NA do conjunto. Observação: Recomenda-se, em se tratando de manobra programada, que a operação de adequar as redes secundárias seja realizada em horário propício, ou seja, de carga leve, de modo a garantir maior segurança aos responsáveis pelo serviço Isolação e religação de chave reversora com recurso pela BT Operação para isolar chave primária de arranjo primário seletivo com recurso de BT 1) identificar, no ramal primário preferencial de ligação da estação transformadora correspondente à chave reversora que será isolada, a coloração das fases dos condutores primários que compõem o ramal;

106 104/108 2) identificar o circuito primário preferencial, correspondente à chave reversora que se quer isolar, bem como as estações transformadoras alimentadas preferencialmente pelo circuito, identificado no item anterior; 3) em todas as estações transformadoras atendidas pelos dois circuitos envolvidos fechar todos os recursos de BT que se encontrarem normalmente abertos; 4) concomitantemente com o item 3 acima, iniciar a isolação do circuito primário preferencial que alimenta a chave reversora primária que se quer isolar, procedendo à reversão, nas estações transformadoras alimentadas preferencialmente por este circuito, para a posição circuito preferencial da chave a ser isolada; travar todas as chave reversoras do conjunto na nova posição, conforme descrito anteriormente, mediante instalação de cadeado; 5) com o circuito reserva em relação à estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, à vazio, providenciar sua completa isolação com a abertura do disjuntor geral de proteção do mesmo, na estação de transmissão; desacoplar o disjuntor e sinalizar o cubículo correspondente; 6) concluída a isolação completa do circuito reserva correspondente à chave reversora que se quer isolar, desconectar o ramal primário reserva da estação transformadora na caixa subterrânea de derivação do circuito alimentador reserva, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 7) concluída a desconexão do ramal primário reserva, reativar o circuito alimentador reserva, acoplando o disjuntor no cubículo da subestação de transmissão, retirando a sinalização e ligando o disjuntor de proteção geral do circuito primário em questão; 8) em seguida, em todas as estações transformadoras do conjunto, excetuando a estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar, destravar as respectivas chaves reversoras primárias e reverte-las do circuito preferencial para a posição do circuito reserva, correspondente a chave reversora que se quer isolar. O circuito reserva desta última passa a assumir toda a carga do conjunto. Na estação transformadora cuja chave se quer isolar, operar a chave de AT para a posição aberta e travá-la com cadeado na nova posição de alimentação. Operar o disjuntor de BT desta estação transformadora, colocando-o na posição aberta e sinalizá-lo; 9) com o circuito reserva da estação transformadora cuja chave reversora se quer isolar à vazio, providenciar sua completa isolação com a abertura do disjuntor geral de proteção do mesmo, na estação de transmissão; desacoplar o disjuntor e sinalizar o cubículo correspondente; 10) concluída a isolação completa do circuito preferencial correspondente à chave reversora que se quer isolar, desconectar o ramal primário preferencial da estação transformadora na caixa subterrânea de derivação

107 105/108 do circuito alimentador preferencial, obedecendo aos seguintes procedimentos, os quais permitem a completa isolação da chave reversora: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; Observação: Recomenda-se que toda a carga do conjunto permaneça ligada a um único circuito primário, neste caso o circuito reserva em relação à chave reversora que foi isolada, durante o período de inoperância desta, reduzindo, assim, o número de manobras, haja vista a interligação pela BT de todas as estações transformadoras do conjunto. Caso, no período de inoperância da chave reversora, ocorra um defeito no circuito primário em operação, o segundo circuito primário alimentador estará apto a receber toda a carga. Em contrapartida, haverá interrupção no fornecimento de energia elétrica no período necessário às novas manobras de reversão das chaves primárias Operação para religar chave primária de arranjo primário seletivo com recurso de BT 1) considerando o circuito primário preferencial do conjunto, relativamente à chave que se quer religar, completamente desligado, de acordo com o exposto no subitem , deve-se providenciar a conexão do ramal de ligação preferencial correspondente à chave reversora que se quer religar, ao mesmo, obedecendo a sequência original de marcação das fases do ramal e do circuito primário. A operação de conexão, dependendo do tipo de derivação existente deverá obedecer aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 2) daí passa-se à energização do circuito que se encontrava desligado, retirando a sinalização do cubículo correspondente, acoplando o disjuntor geral e ligando o circuito em questão; 3) em seguida, toda a carga do conjunto deverá ser transferida para o circuito preferencial, correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, mediante a reversão de cada uma das chaves reversoras do conjunto para a nova posição, inclusive a chave reversora que se quer religar, que passa da posição aberta para a posição fechada pelo circuito preferencial;

108 106/108 4) na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, com o disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra, ainda aberto, conferir o faseamento entre a fonte e o retorno pelo barramento de BT, suprido pelo recurso; 5) com o circuito reserva, correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, à vazio, providenciar sua completa isolação com a abertura do disjuntor geral de proteção do mesmo, na estação de transmissão; desacoplar o disjuntor e sinalizar o cubículo correspondente; 6) daí passa-se à conexão do ramal de ligação primário da estação transformadora cuja chave reversora se quer religar ao circuito primário reserva desta estação, obedecendo aos seguintes procedimentos: conexão através de CDM: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 200 ampères: proceder conforme subitem ; conexão através de componente desconectável, classe 600 ampères: proceder conforme subitem ; 7) concluída a conexão, o circuito reserva correspondente à estação transformadora cuja chave reversora se quer religar deverá ser religado, retirando a sinalização do cubículo correspondente, acoplando o disjuntor geral e ligando o circuito em questão; 8) na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, destravar a chave primária e posicioná-la na posição fechada pelo circuito preferencial ora religado; 9) Ainda na estação transformadora cuja chave reversora se quer religar, com o disjuntor de BT que protege o conjunto de manobra, ainda aberto, conferir o faseamento entre a fonte e o retorno pelo barramento de BT, suprido pelo recurso, desde a inoperância da chave; 10) confirmado o faseamento, operar a chave reversora que se quer isolar para a posição fechada para o circuito preferencial e operar (fechar) o disjuntor de BT desta estação transformadora 11) nas demais estações transformadoras supridas originalmente pelo circuito ora religado, destravar as respectivas chaves reversoras e operá-las para a posição original; 12) concluído o equilíbrio das cargas entre os dois circuitos primários, deve-se operar os recursos pelo secundário, obedecendo a configuração original NA/NF entre cada uma das estações transformadoras que compõem o conjunto.

109 107/108 DESENHO 6 - ARRANJO PRIMÁRIO SELETIVO COM CHAVE REVERSORA DE AT E COM RECURSO PELO SECUNDÁRIO: 1- CDM ou Terminal Desconectavel classe 200 ou 600 A 2- Chave Reversora Primaria a Óleo 3- Transformador 1000 ou 500 KVA 4- Disjuntor BT 1000 ou 2000 A 5- Armário de BT interligado aos conjuntos de manobras das Estações Transformadoras adjacentes 6- Bases e fusiveis NH de BT 7- Recurso de Manobra de BT

110 108/ CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO DO SISTEMA SUBTERRÂNEO A distribuição subterrânea de energia elétrica requer sempre algum tipo de redundância, dada a complexidade das manobras e o intervalo de tempo necessário à identificação e eliminação de defeitos que ocorrem no sistema. Da mesma forma, ela requer uma condição básica que é a segregação entre os diversos tipos de arranjos. Assim sendo, não é recomendável que arranjos com características radiais convivam, no fornecimento de energia elétrica a um determinado conjunto de cargas, com arranjos reticulados, o que poderá acarretar problemas operativos e desequilíbrios de carga entre os alimentadores envolvidos, no entanto, devido a limitações de investimentos ou mesmo indefinições quando da ligação de novas cargas em um conjunto, ocorre a miscigenação entre arranjos com características bastante distintas. Até que a CEB-D consiga segregar tal miscigenação, o que demanda tempo e recursos financeiros consideráveis, os técnicos que realizam os programas de manobras e os Coordenadores do COD que executam as manobras, devem ter cuidados especiais nas suas respectivas tarefas. Tais pontos devem ser identificados e, quando necessário, as manobras sob tais condições devem satisfazer os requisitos dos arranjos existentes, de modo a contemplar as exigências requeridas em cada caso, e do conjunto como um todo. 29. NOVA TECNOLOGIA X ATUALIZAÇÃO DO PRODIS Novas tecnologias estão disponíveis no mercado de componentes para o sistema de distribuição subterrânea, como forma de flexibilizar a operação dos diversos arranjos possíveis, em particular o arranjo primário seletivo e o primário em anel. Como exemplo, podemos citar a inclusão de chaves primárias de transferência de cargas, de três e de quatro e cinco vias, já em uso, que possibilita flexibilizar o arranjo primário seletivo que hoje dispõe de chaves reversoras e o primário totalmente radial, com recurso pela rede secundária. Assim, a partir da inserção de novos componentes, nas redes subterrâneas da CEB-D, o presente Procedimento Operativo deverá ser atualizado para atender aos novos requisitos da operação.