Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição Tcnicas/ETU 109 - TRANSFOR… · Redes Aéreas de Distribuição - Requisitos, com introdução das especificidades do sistema,

______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018

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Transformadores para Redes

Aéreas de Distribuição

ENERGISA/C-GTCD-NRM/Nº144/2018

Especificação Técnica Unificada ETU - 109

1ª Edição – Junho / 2018


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Apresentação

Este documento tem por objetivo estabelecer a padronização das

características e requisitos mínimos elétricos e mecânicos exigidos para

fornecimento de transformadores de distribuição para redes aéreas de distribuição

nas concessionárias do Grupo Energisa S.A.

Este Regulamento poderá, em qualquer tempo, sofrer alterações por razões

de ordem técnica ou legal, motivo pelo qual os interessados devem,

periodicamente, consultar as concessionárias do Grupo Energisa S.A. quanto a

eventuais modificações.

As cópias e/ou impressões parciais ou em sua íntegra deste documento não

são controladas.

João Pessoa - PB, julho de 2018. GTD – Gerência Técnica de Distribuição

Esta norma técnica, bem como as alterações,

poderão ser acessadas através do código abaixo:


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Equipe Técnica de Redação de ETU 109

Leonardo Chahim Pereira Grupo Energisa

Pedro Bittencourt Ferreira Ávila Grupo Energisa

Ricardo Campos Rios Grupo Energisa

Ricardo Machado de Moraes Grupo Energisa

Aprovação Técnica

Tercius Cassius Melo de Morais

Gerente Técnico de Distribuição – GTD Grupo Energisa

Gioreli de Sousa Filho Vice-Presidente de Distribuição – VPD

Grupo Energisa


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Sumário 1. OBJETIVO .................................................................................... 6 2. CAMPO DE APLICAÇÃO ..................................................................... 6 3. DEFINIÇÕES .................................................................................. 6 4. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES .................................... 6 4.1.Legislação ................................................................................... 6 4.2.Normas Técnicas Brasileiras ............................................................. 7 4.3.Normas Técnicas Internacionais ........................................................ 9 5. CONDIÇÕES GERAIS ....................................................................... 10 5.1.Geral ....................................................................................... 10 5.1.1. Condições do Serviço ........................................................... 10 5.1.2. Os Transformadores Devem: .................................................. 10 5.2.Garantia ................................................................................... 11 5.3.Linguagens e Unidades de Medida .................................................... 11 5.4.Acondicionamento ....................................................................... 12 5.5.Meio Ambiente ........................................................................... 12 5.6.Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE ......................................... 14 5.7.Numeração De Patrimônio ............................................................. 14 5.8.Carregamento ............................................................................ 14 5.9.Tensão de Expedição .................................................................... 14 5.10.Aceitação de Transformador Particular para Incorporação ao Patrimônio da Energisa ......................................................................................... 15 6. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS .......................................................... 15 6.1.Potências Nominais ...................................................................... 15 6.1.1. Transformadores Monofásicos ................................................ 15 6.1.2. Transformadores Trifásicos ................................................... 15 6.2.Níveis De Isolamento .................................................................... 16 6.3.Derivações E Elevações De Tensões .................................................. 16 6.4.Frequência Nominal ..................................................................... 16 6.5.Elevação De Temperatura .............................................................. 16 6.6.Perdas, Correntes De Excitação E Tensão De Curto-Circuito (75º C). ......... 16 6.7.Polaridade E Deslocamento Angular ................................................. 17 6.8.Diagramas Fasoriais Dos Transformadores .......................................... 17 6.9.Diagramas De Ligações Dos Transformadores ...................................... 17 6.10.Tensão De Radio-Interferência (Tri) ................................................ 17 6.11.Capacidade de resistir a curtos-circuitos .......................................... 18 6.12.Nível De Ruído .......................................................................... 18 7. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS .................................................... 18 7.1.Materiais Isolantes ....................................................................... 18 7.2.Tanque, Tampa E Radiadores ......................................................... 19 7.3.Localização e Dimensionamento dos Componentes ............................... 19 7.3.1. Buchas E Terminais: ............................................................ 19 7.3.2. Alças De Suspensão ............................................................. 20 7.3.3. Suportes Para Fixação No Poste .............................................. 20 7.4.Juntas De Vedação ...................................................................... 21 7.5.Indicação Do Nível De Óleo Isolante .................................................. 21 7.6.Dispositivo De Aterramento ........................................................... 21


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7.7.Sistema De Fixação Da Tampa ......................................................... 22 7.8.Numeração Dos Terminais E Derivações De Alta Tensão E Baixa Tensão ..... 22 7.9.Fixação E Suspensão Da Parte Ativa ................................................. 22 7.10.Estrutura De Apoio ..................................................................... 23 7.11.Acabamento ............................................................................. 23 7.11.1. Acabamento Interno ............................................................ 23 7.11.2. Acabamento Externo ........................................................... 23 7.12.Massa Do Transformador Para Instalação Em Poste .............................. 24 7.13.Resistência Ao Momento De Torção ................................................ 25 7.14.Dispositivo Para Fixação De Para-Raios ............................................ 25 8. ACESSÓRIOS ............................................................................... 25 8.1.Sistema De Comutação Sem Tensão .................................................. 25 8.2.Placa De Identificação .................................................................. 26 8.3.Dispositivo De Alívio De Pressão ...................................................... 26 8.4.Fixações Externas (Ferragens) ........................................................ 28 9. NÚCLEO .................................................................................... 28 10. ENROLAMENTO ............................................................................ 28 11. INSPEÇÃO .................................................................................. 29 11.1.Geral ...................................................................................... 29 11.2.Lote Para Inspeção ..................................................................... 29 11.3.Condições Gerais Para Os Ensaios De Rotina, Tipo E Especiais. ............... 29 11.4.Ensaios De Rotina ...................................................................... 29 11.5.Ensaio De Tipo .......................................................................... 30 11.6.Ensaios Especiais ....................................................................... 30 11.7.Tolerância Nos Resultados Dos Ensaios Com Valor Garantido ................. 30 11.8.Relatórios Dos Ensaios ................................................................. 30 11.9.Aceitação e Rejeições ................................................................. 31 11.9.1. Na Inspeção Geral ............................................................... 31 11.9.2. Ensaios De Pintura .............................................................. 31 11.9.3. Ferragem .......................................................................... 31 11.9.4. Óleo Isolante ..................................................................... 32 12. APRESENTAÇÃO DAS PROPOSTAS E APROVAÇÃO DE DESENHOS ................. 32 13. NOTAS COMPLEMENTARES .............................................................. 32 14. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO ........................................ 32 15. TABELAS ................................................................................... 34 16. ANEXO I .................................................................................... 55 17. DESENHOS. ................................................................................ 60


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1. OBJETIVO

Esta Especificação Técnica Unificada estabelece critérios e exigências

técnicas mínimas aplicáveis à fabricação e ao recebimento de transformadores para

redes aéreas de distribuição até classe de tensão de 36,2 kV, para instalações em

postes.

Esta 1ª edição cancela e substitui a Norma de Distribuição Unificada (NDU)

008, a qual foi tecnicamente revisada.

Esta norma tem origem na ABNT NBR 5440:2014 - Transformadores para

Redes Aéreas de Distribuição - Requisitos, com introdução das especificidades do

sistema, já implantado, do Grupo Energisa.

2. CAMPO DE APLICAÇÃO

Aplica-se aos transformadores monofásicos e trifásicos das classes de tensão

até 36,2 kV, a serem utilizados nas redes aéreas urbanas e rurais de distribuição de

energia elétrica do Grupo Energisa.

3. DEFINIÇÕES

Para os fins desta especificação técnica, adotam-se as definições constantes

na ABNT NBR 5356-1 e ABNT NBR 5458.

4. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES

Na aplicação desta especificação é necessário consultar as normas e/ou

documentos abaixo, na sua última versão.

4.1. Legislação

Portaria Interministerial nº 104 de 22/03/2013 do Ministério de Minas e

Energia Portaria nº 378 de 28/09/2010 do INMETRO (Instituto Nacional de

Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial).

Portaria Interministerial nº 398 de 10/10/2017 do Ministério de Minas.


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4.2. Normas Técnicas Brasileiras

• ABNT NBR 5034 - Buchas para tensões alternadas superiores a 1 kV - Especificação;

• ABNT NBR 5356-1 - Transformadores de potência – Parte 1: Generalidades;

• ABNT NBR 5356-2 - Transformadores de potência – Parte 2: Aquecimento;

• ABNT NBR 5356-3 - Transformadores de potência – Parte 3: Níveis de Isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar;

• ABNT NBR 5356-4 - Transformadores de potência – Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores;

• ABNT NBR 5356-5 - Transformadores de potência – Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-circuitos;

• ABNT NBR 5370 - Conectores de cobre para condutores elétricos em sistemas de potência;

• ABNT NBR 5435 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo, tensão nominal 15 kV e 25,8 kV - 160A – Dimensões;

• ABNT NBR 5437 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo, tensão nominal 1,3 kV, 160A, 400A e 800A – Dimensões;

• ABNT NBR 5458 - Transformadores de potência – Terminologia;

• ABNT NBR 5590 - Tubos de aço-carbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou galvanizados – Especificação;

• ABNT NBR 5915/1 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 1: Requisitos;

• ABNT NBR 5915/2 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 2: Aços para Estampagem;

• ABNT NBR 5915/3 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 3: Aços isotrópicos e aços estruturais de extra Baixo carbono;

• ABNT NBR 5915/4 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 4: Aços endurecíveis em estufa;

• ABNT NBR 5915/5 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 5: Aços refosforados;

• ABNT NBR 5915/6 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 1: Aços microligados;

• ABNT NBR 6234 - Método de ensaio para determinação de tensão interfacial de óleo água;

• ABNT NBR 6323 - Galvanização de produtos de aço ou ferro fundido – Especificação;

• ABNT NBR 6529 - Vernizes utilizados para isolação elétrica – Ensaios;

• ABNT NBR 6649 - Chapas finas a frio de aço-carbono para uso estrutural;


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• ABNT NBR 6650 - Chapas finas a quente de aço-carbono para uso estrutural;

• ABNT NBR 6869 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação da rigidez dielétrica (eletrodos de disco);

• ABNT NBR 7277 - Transformadores e reatores – Determinação do nível de ruído;

• ABNT NBR 8094 - Material metálico revestido e não revestido – Corrosão por exposição a nevoa salina;

• ABNT NBR 9119 - Produtos laminados planos de aço para fins elétricos de grão orientado;

• ABNT NBR 10025 - Elastômero vulcanizado – Ensaio de deformação permanente à compressão;

• ABNT NBR 10443 - Tintas e vernizes – Determinação da espessura de película seca sobre superfícies rugosas – Método de ensaio;

• ABNT NBR 10710 - Líquido isolante elétrico – Determinação do teor de água;

• ABNT NBR 11003 - Tintas – Determinação da aderência;

• ABNT NBR 11341 - Derivados de petróleo – Determinação dos pontos de fulgor e de combustível em vaso aberto Cleveland;

• ABNT NBR 11407 - Elastômero vulcanizado – Determinação das alterações das propriedades físicas, por efeito de imersão em líquidos – Método de ensaio;

• ABNT NBR 11888 - Bobinas finas e chapas finas a frio e a quente de aço carbono e de aço de baixa liga e alta resistência - Requisitos gerais;

• ABNT NBR 12133 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação do fator de perdas dielétricas e da permissividade relativa (constante dielétrica – Método de Ensaio);

• ABNT NBR 13182 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação do teor de bifenilas policloradas (PCB);

• ABNT NBR 14724 - Equipamento elétrico – Determinação da compatibilidade de materiais empregados com óleo mineral isolante;

• ABNT NBR 14248 - Produtos de petróleo – Determinação do número de acidez e de basicidade – Método do indicador;

• ABNT NBR 15121 - Isolador para alta tensão – Ensaio de medição da radio-interferência;

• ABNT NBR 15422 - Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos;

• ABNT NBR IEC60811-4-1 - Métodos de ensaios comuns para materiais de isolação e de cobertura de cabos elétricos – Parte 4 – Capítulo 1;

• ABNT NBR ISO 724 - Rosca métrica ISSO de uso geral – Dimensões básicas;

• ABNT NBR IEC60085 - Isolação elétrica - Avaliação e designação térmicas

• ABNT NBR IEC60156 - Líquidos isolantes – Determinação da rigidez dielétrica à frequência industrial – Método de ensaio;


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4.3. Normas Técnicas Internacionais

• ASTM A900 - Standard test method for lamination factor of amorphous magnetic strip;

• ASTM A901 - Standard specification for amorphous magnetic core alloys, semi-processed types;

• ASTM D92 - Standard test methods for flash and fire points by Cleveland open cup tester;

• ASTM D297 - Standard test methods for rubber products-chemical analysis;

• ASTM D412 - Standard test methods for vulcanized rubber and thermoplastic rubber and thermoplastic elastomers –Tension;

• ASTM D471 - Standard test method for rubber property – Effect of liquids;

• ASTM D523 - Standard test for specular gloss;

• ASTM D870 - Standard practice testing water resistance of coatings using water immersion;

• ASTM D877 - Standard test method for dielectric breakdown voltage of insulating liquids using disk electrodes;

• ASTM D924 - Standard test method for dissipation factor (or power factor) end relative permittivity (dielectric constant) of electrical insulating liquids;

• ASTM D971 - Standard test method for interfacial tension of oil against water by the ring method;

• ASTM D974 - Standard test method for acid and base number by color-indicator titration;

• ASTM D1014 - Standard practice for conducting exterior exposure tests of paints and coatings on metal;

• ASTM D1533 - Standard test method for water in insulating liquids by coulometric karl fischer titration;

• ASTM D1619 - Standard test method for carbon black – Sulfur contente;

• ASTM D1735 - Standard practice for testing water resistance of coatings using water fog apparatus;

• ASTM D2240 - Standard test method for rubber property - Durometer hardness;

• ASTM D2247 - Standard practice for testing water resistance of coatings in 100% relative humidity;

• ASTM D3349 - Standard test method for absorption coefficient of ethylene polymer material pigmented with carbon black;

• DIN 50018 - Testing in satured atmosphere in the presence of sulfur dioxide;

• IEC 60214-1 - Tap-chargers – Part 1 – Performance requeriments and test methods;


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• ISO 179-2 - Plastics – Determination of Charpy impact properties – Part 2: Instrumented impact test;

• SlS-05-590 - Pictorial surface preparation standard for painting steel surfaces;

5. CONDIÇÕES GERAIS

5.1. Geral

5.1.1. Condições do Serviço

Os transformadores de distribuição tratados nesta Norma devem ser

adequados para operar nas seguintes condições:

a) Altitude limitada a 1000 m;

b) Temperatura: máxima do ar ambiente 40°C e média, em um período de 24

horas, 30°C;

c) Temperatura mínima do ar ambiente: 0°C;

d) Pressão máxima do vento: 700 Pa (70 daN/m²);

e) Umidade relativa do ar até 100%;

f) Exposição direta a chuva e poeira;

g) Nível de radiação solar: 1,1 kW/m², com alta incidência de raios

ultravioleta;

5.1.1.1. Ambientes Agressivos

São considerados áreas de ambiente agressivos as áreas litorâneas de Sergipe.

5.1.2. Os Transformadores Devem:

a) Ser fornecidos completos, com todos os acessórios necessários ao seu

perfeito funcionamento.

b) Ter todas as peças correspondentes intercambiáveis, quando de mesmas

características nominais e fornecidas pelo mesmo fabricante.

c) Ter o mesmo projeto e ser essencialmente idênticos quando fizerem parte

de um mesmo item da Ordem de Compra (OCM).

O projeto, matéria prima empregada, fabricação e acabamento devem

incorporar tanto quanto possível as mais recentes técnicas e melhoramentos.


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Os transformadores devem ser projetados de modo que as manutenções

possam ser efetuadas pelo Grupo Energisa ou em oficinas por ele qualificadas, sem

o emprego de máquinas ou ferramentas especiais.

5.2. Garantia

O período de garantia dos equipamentos, obedecido ainda o disposto no OCM,

será de 18 (dezoito) meses a partir da data de entrada em operação ou 24 (vinte e

quatro) meses a partir da entrega, prevalecendo o prazo referente ao que ocorrer

primeiro, contra qualquer defeito de fabricação, material e acondicionamento.

Caso os equipamentos apresentem qualquer tipo de defeito ou deixem de

atender aos requisitos exigidos pelas normas da Energisa, um novo período de

garantia de 12 (doze) meses de operação satisfatória, a partir da solução do

defeito, deve entrar em vigor para o lote em questão. Dentro do referido período

as despesas com mão-de-obra decorrentes da retirada e instalação de

equipamentos comprovadamente com defeito de fabricação, bem como o

transporte destes entre o almoxarifado da concessionária e o fornecedor, incidirão

sobre o último.

O período de garantia deverá ser prorrogado por mais doze meses em

quaisquer das seguintes hipóteses:

Em caso de defeito em equipamento e/ou componente que comprometa o

funcionamento de outras partes ou do conjunto; sendo a prorrogação válida

para todo equipamento, a partir da nova data de entrada em operação;

Se o defeito for restrito a algum componente ou acessório o (s) qual (is) não

comprometam substancialmente o funcionamento das outras partes ou do

conjunto, deverá ser estendido somente o período de garantia da (s) peça (s)

afetadas, a partir da solução do problema, prosseguindo normalmente a

garantia para o restante do equipamento.

5.3. Linguagens e Unidades de Medida

O sistema métrico de unidades deve ser usado como referência nos

documentos de licitação nas descrições técnicas, especificações, desenhos e


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quaisquer outros documentos. Qualquer valor que por conveniência for mostrado

em outras unidades de medidas também deve ser expresso no sistema métrico.

Todas as instruções, desenhos, legendas, manuais técnicos, relatórios de

ensaios, placas de identificação e de advertência devem ser escritas em português.

5.4. Acondicionamento

Os transformadores devem ser acondicionados, individualmente, em

embalagens de madeira, adequadas ao transporte ferroviário e/ou rodoviário.

As bases das embalagens devem ter no mínimo as dimensões indicadas no

desenho 17 e ser construídas de forma a permitir:

a) Uso de empilhadeiras e carro hidráulico;

b) Carga e descarga, através da alça de suspensão do transformador, com o uso

de pontos rolantes;

c) Transporte e ou armazenamento superposto de dois transformadores.

A madeira empregada deve ter qualidade no mínimo igual à do pinho de

segunda, com espessura mínima de 25 mm, ser biodegradáveis, reutilizáveis ou

recicláveis.

5.5. Meio Ambiente

No caso de fornecimento nacional, os fabricantes e fornecedores devem

cumprir rigorosamente, em todas as etapas da fabricação, do transporte e do

recebimento dos transformadores, inclusive nos processos utilizados no

revestimento anticorrosivo e de acabamento de superfícies, a legislação ambiental

- especialmente os instrumentos legais listados no Capítulo 4 - e as demais

legislações federais, estaduais e municipais aplicáveis.

No caso de fornecimento internacional, os fabricantes e fornecedores

estrangeiros devem cumprir a legislação ambiental vigente nos seus países de

origem e as normas internacionais relacionadas à produção, ao manuseio e ao

transporte dos transformadores, até a entrega no local indicado pelas empresas do

Grupo Energisa. Ocorrendo transporte em território brasileiro, os fabricantes e


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fornecedores estrangeiros devem cumprir a legislação ambiental brasileira,

especialmente os instrumentos legais listados no Capítulo 4, e as demais legislações

estaduais e municipais aplicáveis.

O fornecedor é responsável pelo pagamento de multas e pelas ações

decorrentes de práticas lesivas ao meio ambiente, que possam incidir sobre a

Energisa, quando derivadas de condutas praticadas por ele ou por seus

subfornecedores.

No transporte dos transformadores, devem ser atendidas as exigências do

Ministério dos Transportes e dos órgãos ambientais competentes, especialmente as

relativas à sinalização da carga.

A Energisa poderá verificar nos órgãos oficiais de controle ambiental, a

validade das licenças de operação da unidade industrial e de transporte dos

fornecedores e subfornecedores.

Visando orientar as ações da Energisa quanto à disposição final dos

transformadores retirados do sistema, o fornecedor deve apresentar, quando

exigidas pela Energisa, as seguintes informações:

a) Materiais usados na fabricação dos componentes dos transformadores e

respectivas composições físico-químicas de cada um deles;

b) Efeitos desses componentes no ambiente, quando de sua disposição final

(descarte);

c) Orientações, em conformidade com as legislações ambientais aplicáveis,

quanto à forma mais adequada de disposição final dos transformadores, em

particular do óleo isolante contido nos equipamentos e dos componentes em

contato com o óleo;

d) Disponibilidade do proponente e as condições para receber de volta os

transformadores de sua fabricação, ou por ele fornecidas, que estejam fora

de condições de uso.


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5.6. Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE

De acordo com a Portaria de Nº 378/2010 do INMETRO, de 28 de setembro de

2010, a fornecedora deverá, obrigatoriamente, estar em conformidade com os

requisitos estabelecidos pelo Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE) para

Transformadores de Distribuição em líquidos isolantes.

As condições acima estabelecidas serão verificadas na visita de inspeção de

homologação, pelo inspetor da Energisa.

5.7. Numeração De Patrimônio

Os transformadores devem conter a numeração sequencial de patrimônio,

fornecida pela Energisa, posicionada da maneira indicada no Desenho 18.

A inscrição deve ser indelével, feita com tinta preta, notação MUNSELL N1, e

resistir às condições de ambiente agressivo, durante a vida útil do equipamento.

O fabricante deve fornecer às empresas do Grupo Energisa, após a liberação

dos equipamentos, uma relação individualizando o número de série de fabricação

de cada transformador com o número de patrimônio correspondente.

5.8. Carregamento

Os transformadores de distribuição devem ser projetados para atender até 1,5

PU de sua potência nominal, sem limitações de nenhum componente associado

(buchas, comutadores de derivação, conexões, etc.), conforme definido nas ABNT

NBR 5440:2014.

5.9. Tensão de Expedição

Os transformadores devem ser expedidos no TAP correspondente à tensão

nominal.


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5.10. Aceitação de Transformador Particular para Incorporação ao

Patrimônio da Energisa

Somente serão aceitos transformadores de obras particulares, para

incorporação ao patrimônio da Energisa que atendam as seguintes condições:

a) Os transformadores deverão ser novos (período máximo de 12 meses da data

de fabricação), não se admitindo em hipótese nenhuma, transformador

usado, reformado ou recuperado;

b) Deverá acompanhar o transformador, a nota fiscal de origem do fabricante

bem como os relatórios de ensaios em fábrica comprovando sua aprovação

nos ensaios de rotina previstos nesta norma;

c) Somente serão aceitos transformadores provenientes de fabricantes

cadastrados/homologados pela Energisa;

d) O transformador deverá, a critério da Energisa, ser aprovado nos ensaios

realizados no laboratório próprio ou em laboratório por ela designado, para

comprovação dos resultados dos ensaios de acordo com os valores exigidos

nesta norma.

6. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

6.1. Potências Nominais

As potências nominais, em kVA, para transformadores de distribuição de redes

aéreas, para uma elevação de temperatura enrolamento sobre o ambiente de 55°C

são as seguintes:

6.1.1. Transformadores Monofásicos

10, 15 e 25 kVA.

6.1.2. Transformadores Trifásicos

30, 45, 75, 112,5, 150, 225 e 300 kVA.


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6.2. Níveis De Isolamento

Os níveis de isolamento e os espaçamentos mínimos no ar devem obedecerá a

Tabela 01

6.3. Derivações E Elevações De Tensões

As derivações e relações de tensões são as constantes das Tabelas 02 e 03

A derivação principal corresponde à de tensão mais elevada. As derivações

para embarque deverão ser 11,4, 13,8, 22 e 34,5 kV, para os transformadores de

tensão máxima 15, 24,2 e 36,2 kV respectivamente.

6.4. Frequência Nominal

A frequência nominal é de 60 Hz.

6.5. Elevação De Temperatura

Os limites de elevação de temperatura acima da ambiente devem ser:

a) Média dos enrolamentos (método da variação da resistência): 55º C.

b) Ponto mais quente dos enrolamentos: 65º C.

c) Óleo isolante (medida próxima à superfície do líquido): 50º C.

6.6. Perdas, Correntes De Excitação E Tensão De Curto-Circuito (75º

C).

Os transformadores deverão possuir níveis de perdas máximas

correspondentes ao:

Nível “E” até a data de fabricação de 31/12/2018;

Nível “D” a partir da data de fabricação de 01/01/2019;

Nível “C” a partir da data de fabricação de 01/01/2022.

A critério da Energisa poderão ser exigidos níveis de perdas diferentes do

estabelecido.


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Os valores individuais não devem ultrapassar os valores garantidos na

proposta, observadas as tolerâncias especificadas na ABNT NBR 5440:2014.

A tensão de curto-circuito deve corresponder aos valores prescritos nas

Tabelas 04 e 05, observadas as tolerâncias especificadas na ABNT NBR

5440:2014.

Os valores da corrente de excitação e tensão de curto-circuito (75ºC)

indicados nas Tabelas 04 e 05 são referidos à derivação principal.

6.7. Polaridade E Deslocamento Angular

Os transformadores monofásicos devem ter polaridade subtrativa.

Os transformadores trifásicos devem ter deslocamento angular de 30º (fases

de baixa tensão atrasadas em relação às correspondentes fases de alta tensão).

6.8. Diagramas Fasoriais Dos Transformadores

Os diagramas fasoriais e polaridade dos transformadores devem ser:

a) Monofásica – Polaridade Subtrativa, conforme Tabela 06.

b) Trifásicos - deslocamento angular 30º, conforme Tabela 07.

6.9. Diagramas De Ligações Dos Transformadores

Os diagramas de ligações dos transformadores podem ser conforme a figuras

das tabelas abaixo:

e) Tabela 06 - Transformador Monofásico de 03 Buchas.

f) Tabela 07 - Transformador Trifásico

6.10. Tensão De Radio-Interferência (Tri)

O valor máximo de tensão de radio-interferência (TRI), quando o

transformador é submetido a 1,1 vezes o valor da tensão de maior derivação,

medido de acordo com a ABNT NBR 15121 são os seguintes:

250 µV, para a tensão máxima de 15 kV.


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650 µV, para a tensão máxima de 24,2 e 36,2 kV.

6.11. Capacidade de resistir a curtos-circuitos

O transformador deve resistir aos esforços de curtos-circuitos, quando

ensaiado de acordo com a ABNT NBR 5356-5, limitados a corrente simétrica ao

máximo de 25 vezes a corrente nominal do transformador.

6.12. Nível De Ruído

O transformador deve atender aos níveis máximos de ruído conforme Tabela

10, quando ensaiado conforme a ABNT NBR 7277.

7. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

Os transformadores devem ser projetados para operarem em sistemas de

distribuição com tensões nominais de:

11,4;

13,8;

22 e;

34,5 kV.

7.1. Materiais Isolantes

Os materiais isolantes dos transformadores devem ser no mínimo de classe

térmica 105 (A), conforme ABNT NBR IEC 60085:2012, Tabela 1.

O óleo isolante, antes do contato com o equipamento, deve ser conforme uma

das alternativas a seguir:

a) Óleo mineral do tipo A (base naftênica) ou do tipo B (base parafínica), de

acordo com as resoluções vigentes da ANP – Agência Nacional do Petróleo,

Gás Natural e Biocombustíveis;

b) Óleo vegetal de acordo com a ABNT NBR 15422.

O óleo isolante, após contato com o equipamento, deve possuir características

conforme Tabela 11.


19

7.2. Tanque, Tampa E Radiadores

A chapa do tanque deve estar de acordo com as ABNT NBR 6649, ABNT NBR

6650 e ABNT NBR 11888.

As chapas de aço devem ter espessura mínima conforme especificado na

Tabela 12.

Nos radiadores aletados e painéis corrugados devem ser utilizados chapas

conforme a ABNT NBR 5915-1, com no mínimo 1,2 mm de espessura, ou tubos

conforme a ABNT NBR 5590, com no mínimo 1,5 mm de espessura.

As soldas executadas na confecção do tanque devem ser feitas de modo

contínuo e do lado externo.

Deve ser garantida a continuidade elétrica entre a tampa e o tanque, de

forma que não impeça a retirada da tampa.

A borda do tanque do transformador deve ser adequada para permitir o

correto alojamento das juntas, de modo a evitar seu deslizamento.

Os transformadores devem suportar a pressão manométrica de 0,07 MPa (0,7

kgf/cm2) durante 1 h.

7.3. Localização e Dimensionamento dos Componentes

7.3.1. Buchas E Terminais:

As buchas e terminais devem ser de acordo com as ABNT NBR 5034, ABNT

NBR 5435 e ABNT NBR 5437.

7.3.1.1. Bucha de Média Tensão

As buchas de média tensão deverão estar em conformidade com as

especificadas na ABNT NBR 5435:2015, com a utilização do terminal Tipo T1.

As buchas de média tensão devem ser localizadas conforme desenhos 01, 02

e 03. A tampa deve ser provida de ressaltos para a montagem das buchas de MT.


20

Nota:

I. Para as áreas de Ambientes Agressivos, as buchas da Média Tensão deverão

se de classe 25 kV, mesmo que para operarem no sistema de 13,8 kV devido

os altos indicies de nevoa salina.

7.3.1.2. Bucha de Baixa Tensão

As buchas de baixa tensão deverão estar em conformidade com as

especificadas na ABNT NBR 5437:1984, com a utilização dos terminais Tipo T2 ou

T3, conforme as tabelas 13 e 14.

Os terminais de baixa tensão T2 e T3 devem estar em conformidade com a

ABNT NBR 5437:1984 – Figura 09 e Figura 10, respectivamente.

Os transformadores monofásicos, quando para ligação primária fase-neutro,

devem ter a derivação H2T, ligado internamente no tanque.

7.3.2. Alças De Suspensão

Os transformadores devem possuir duas alças de suspensão, conforme

Desenhos 01 a 03.

As alças devem ser soldadas na parede externa do tanque, de maneira que o

cabo de aço utilizado na suspensão não atinja as bordas da tampa e tenha

resistência, dimensões e formato suficientes e adequados para permitir o içamento

e a locomoção do transformador sem lhe causar outros danos, inclusive na pintura

e nas buchas.

As alças devem ser isentas de rebarbas.

7.3.3. Suportes Para Fixação No Poste

Os suportes devem ser soldados no tanque, conforme desenhos 01, 02 e 03.

Devem ter formato e dimensões conforme desenho 04 e espessura tal que

suportem perfeitamente o peso do transformador e permitam a instalação

adequada deste ao poste, sendo que:

a) O tipo 01 deve ser utilizado para transformadores monofásicos até 25 kVA;


21

b) O tipo 02 deve ser utilizado para transformadores trifásicos até 300 kVA;

As abas laterais dos suportes e eventuais reforços não devem ser coincidentes

com o eixo vertical das buchas X1 e X3, nos transformadores monofásicos, e X0 e

X3, nos transformadores trifásicos, quando as buchas de baixa tensão possuir os

terminais de ligação tipo T2 ou T3. Isto visa não prejudicar a instalação de

conectores apropriados.

Os suportes devem suportar perfeitamente o peso do transformador e permitir

sua adequada instalação em postes, duplo T ou circular por meio de parafusos ou

de cintas.

7.4. Juntas De Vedação

Os materiais de vedação dos transformadores devem ser de borracha nitrílica

com alto teor de acrilonitrila (37 % a 41 %), conforme ASTM D 297, e atender às

características da Tabela 15.

7.5. Indicação Do Nível De Óleo Isolante

Os transformadores devem ter um traço demarcatório indelével indicando o

nível do líquido isolante a 25°C, pintado em cor contrastante com o acabamento

interno do tanque, do mesmo lado do suporte para fixação no poste, de maneira

que seja bem visível, retirando-se a tampa do tanque.

7.6. Dispositivo De Aterramento

Deve ter um conector próprio para ligação de condutores de cobre de

diâmetro 3,2 mm a 10,5 mm, conforme desenho 07, preso por meio de um

parafuso de rosca M-12 x 1,75 mm, no furo roscado do suporte para fixação ao

poste.

Os transformadores monofásicos fase e neutro das concessionárias Energisa

Minas Gerais e Sergipe devem ter também um aterramento adicional em X2,

conforme desenho 08.


22

Nos transformadores trifásicos, deve ser localizado no suporte superior, na

parte lateral mais próxima do X0, conforme desenho 03, e nos transformadores

monofásicos, na parte lateral mais próxima do X1, conforme desenhos 01 e 02.

7.7. Sistema De Fixação Da Tampa

A tampa deve ser fixada ao tanque por meio de dispositivo(s) adequado(s),

projetado(s) de forma que não interfiram na conexão dos cabos de baixa tensão nas

buchas secundárias.

7.8. Numeração Dos Terminais E Derivações De Alta Tensão E Baixa

Tensão

Os terminais externos devem ser marcados de forma indelével na cor preta,

padrão Munsell N1, com altura dos caracteres não inferior a 30 mm, conforme

Desenhos 01 a 03.

A numeração das derivações em cada enrolamento, para os transformadores,

é feita em progressão aritmética de razão de dois para os monofásicos e razão de

três para os trifásicos, conforme Desenhos 01 a 03.

7.9. Fixação E Suspensão Da Parte Ativa

A fixação da parte ativa nas paredes internas do tanque deve ser feita por

dispositivos laterais, de maneira a facilitar sua retirada e recolocação no tanque. A

fixação deve, ainda, permitir a retirada da tampa do transformador sem que, para

tanto, seja necessário remover a parte ativa.

Os transformadores devem possuir no mínimo dois olhais para suspensão da

parte ativa, localizados na parte superior do núcleo, de modo a manter, durante a

suspensão, o conjunto na vertical.

Os dispositivos de fixação da parte ativa podem ser utilizados para suspensão

da parte ativa desde que tenham resistência sufi ciente.


23

7.10. Estrutura De Apoio

A parte inferior do transformador deve ter uma estrutura que assegure uma

distância mínima de 10 mm entre a chapa do fundo e o plano de apoio do

transformador. O prolongamento das paredes do tanque pode ser utilizado para

este objetivo.

7.11. Acabamento

7.11.1. Acabamento Interno

No acabamento interno dos transformadores, devem ser observados os

seguintes requisitos:

a) As impurezas devem ser removidas por processo adequado logo após a

fabricação do tanque;

b) Deve ser aplicada uma tinta de fundo, tipo primer epóxi, com espessura

mínima de 20 µm;

c) Deve ser aplicada base antiferruginosa, branco, padrão Munsell N 9,5, que

não afete nem seja afetada pelo líquido isolante, com espessura seca

mínima de 80 μm, e grau de aderência, conforme ABNT NBR 11003, método

A, grau X1.

7.11.2. Acabamento Externo

No acabamento externo dos transformadores, devem ser observados os

seguintes requisitos:

a) As impurezas devem ser removidas por processo químico ou jateamento

abrasivo ao metal quase branco, padrão visual Sa 2.½ da SIS-05-5900, logo

após a fabricação do tanque;

b) Antes do início de qualquer processo de oxidação, recomenda-se que seja

aplicada tinta de fundo, tipo primer epóxi, com espessura mínima de 70 µm;

c) Em seguida, aplica-se uma de base antiferruginosa, tipo epóxi poliamida HB,

com espessura mínima de 90 µm;

d) Por fim, tinta compatível, na cor cinza-claro, padrão Munsell N 6.5,

perfazendo uma espessura seca total mínima de 40 μm.


24

e) A codificação a ser pintada no transformador está representada nos

desenhos 22 a 24.

Transformadores com enrolamento de alumínio deverão ser

representados pelas letras “AL”, dentro de um círculo na cor azul

claro.

A garantia do transformador deverá ser pintada na cor preta. Ex.: G –

08/2015.

Para transformador com corrente de excitação reduzida (TR-ER).

7.11.2.1. Ambientes Agressivos

Nos transformadores destinados à áreas de Ambientes Agressivos, as

superfícies externas deverão ser pintadas com um esquema de pintura, resistente à

intempérie, formado de acordo com o seguinte:

a) Primer anticorrosivo: aplicação de sucessivas demãos de primer

bicomponente à base de epóxi rico em zinco, com no mínimo 80% de zinco

na película seca. Espessura mínima da película seca de 80 micrometros;

b) Primer intermediário: aplicação de sucessivas demãos de primer

bicomponente, à base de epóxi de óxido de Ferro Micaceos, compatível com

o primer anticorrosivo aplicado, com espessura mínima da película seca de

80 micrometros;

c) Acabamento: aplicação de sucessivas demãos de tinta de acabamento em

poliuretano acrílico alifático de alta espessura, bicomponente e de alto

sólidos por volume. A espessura mínima da película seca é de 80

micrometros;

d) Este esquema de pintura externa deverá apresentar uma espessura mínima

de película seca de 240 micrometros. A tinta de acabamento deverá ser

semibrilhante, na cor cinza claro Munsell N6,5.

7.12. Massa Do Transformador Para Instalação Em Poste

A massa total do transformador para poste não pode ultrapassar 1.500 kg.


25

7.13. Resistência Ao Momento De Torção

Os conectores devem suportar, sem avarias na rosca ou ruptura de qualquer

parte dos componentes, os momentos mínimos de torção indicados na Tabela 16.

7.14. Dispositivo Para Fixação De Para-Raios

Os transformadores monofásicos e trifásicos devem possuir suportes para

fixação de para-raios soldados na tampa, conforme desenhos 19 e 20.

Os suportes sejam montados suficientemente próximos da respectiva bucha

média tensão, porém devidamente afastados das partes aterradas (alças de

suspensão, radiadores, tampa, presilhas ou de outros acessórios), visando manter

as distâncias elétricas necessárias.

Enquanto a distância mínima entre os suportes deve ser, no mínimo, igual ao

afastamento entre as buchas de alta tensão.

8. ACESSÓRIOS

8.1. Sistema De Comutação Sem Tensão

O comutador de derivações deve ser do tipo linear ou rotativo, com

acionamento rotativo, com mudança simultânea nas fases, para operações sem

tensão, com comando único de acionamento externo, e deve ser instalado de forma

a garantir a estanqueidade.

O comutador de derivações deve ser conforme IEC 60214-1, porém

suportando no mínimo 300 operações contínuas sob temperatura mínima de 75 °C,

sob uma pressão de 2 kgf/cm², no ensaio de durabilidade mecânica.

O material da parte externa do comutador, se não for metálico, deve resistir

aos raios solares e às variações climáticas conforme ISO 4892-1 (exposição) e ISO

179-2 (avaliação mecânica), com um tempo de exposição de 1.000 h. A perda da

resistência mecânica deve ser menor que 50 %.


26

Alternativamente, o material da parte externa do comutador deve conter um

mínimo de 2 % do teor de negro de fumo verificado conforme a ABNT NBR NM IEC

60811-4-1 e possuir coeficiente de absorção de UV de no mínimo 4 000 Abs/cm²

conforme ASTM D3349.

O comutador deve ser instalado lateralmente ao transformador, deve possuir

um sistema de travamento em qualquer posição e a indicação da derivação deve

ser visível e com caracteres com altura mínima de 7 mm.

No acionamento do comutador, deve ser indicado, de forma indelével, que o

comutador deve ser operado somente sem tensão.

Adicionalmente, deve ser indicado, próximo ao acionamento do comutador,

de forma visível e indelével, os dizeres “OPERAR SEM TENSÃO”.

8.2. Placa De Identificação

Deve ter formato A6 (105 mm x 148 mm), sendo que os dados da placa e suas

disposições devem estar de acordo com o fixado nos desenhos 09, 10 e 11.

A placa deverá ser de alumínio anodizado, com espessura mínima de 0,8 mm,

com caracteres de altura mínima de 2 mm e estar localizada conforme desenhos

01, 02 e 03, de modo a permitir a leitura dos dados com o transformador

instalado.

A placa deve ser fixada, através de rebites de material resistente à corrosão,

em um suporte com base que impeça a deformação da mesma.

Deve também ser observado um afastamento de, no mínimo, 20 mm entre o

corpo do transformador e qualquer parte da placa.

8.3. Dispositivo De Alívio De Pressão

O transformador deve ser equipado com um dispositivo de alívio de pressão

interna, com os seguintes requisitos mínimos:

a) Pressão de alívio de 69 kPa (0,70 kgf/cm2) ± 20 %;


27

b) Pressão de selamento mínima de 41,4 kPa (0,42 kgf/cm2);

c) Taxa de vazão de 9,91 × 105 cm³/min (35 pés cúbicos por minuto), a 103,5

kPa (1,06 kgf/cm2) e a 21 °C;

d) Taxa de admissão de ar, na faixa de 41,4 kPa (0,42 kgf/cm2) a 55,2 kPa

(0,56 kgf/cm2), igual à zero;

e) Temperatura de operação de − 29 °C a + 105 °C.

Além disso, o dispositivo deve possuir também as seguintes características:

a) Orifício de admissão de 1/4 pol (6,4 mm) −18 NPT;

b) Corpo hexagonal de latão de 16 mm, dimensionado para suportar uma força

longitudinal de 45 kgf;

c) Disco externo de vedação para impedir, de forma permanente, a entrada de

poeira, umidade e insetos. Este deve ser de material não oxidável, com

resistência mecânica sufi ciente para não sofrer deformação por manuseio;

d) Anel externo de material não oxidável, com diâmetro interno mínimo de 21

mm, para acionamento manual, dimensionado para suportar uma força

mínima de puxamento de 11 kgf, sem deformação;

e) Anéis de vedação e gaxetas internas compatíveis com a classe de

temperatura do material isolante do transformador;

f) Partes externas resistentes à umidade e à corrosão.

O dispositivo de alívio deve estar posicionado na horizontal, na parede do

tanque ou na tampa do transformador com adaptador, observada a condição de

carga máxima de emergência do transformador de 200 % e não pode, em nenhuma

hipótese, dar vazão ao óleo expandido.

O dispositivo deve ser posicionado também de forma a atender às seguintes

condições:

a) Não interferir no manuseio dos suportes de fixação em poste;

b) Não ficar exposto a danos quando dos processos de içamento, carga e

descarga do transformador;

c) Não interferir no manuseio dos suportes para fixação de para-raios;

d) Ser direcionado para o lado das buchas de baixa tensão.


28

Nota:

I. Excepcionalmente, para as áreas de Ambientes Agressivos, em substituição a

válvula de alívio de pressão, instalar plug metálico, resistente à umidade e

corrosão.

8.4. Fixações Externas (Ferragens)

As fixações externas em aço (porcas, arruelas, parafusos e grampos de fixação

da tampa) devem ser revestidas de zinco por imersão a quente conforme a ABNT

NBR 6323:2016.

9. NÚCLEO

O núcleo deve ser construído de chapas de aço silício de grão orientado,

conforme a IEC 60404-8-7,ou metal amorfo, conforme as ASTM A900 e ASTM

A901.

As lâminas devem ser presas por uma estrutura apropriada que sirva como

meio de centrar e firmar o conjunto núcleo-bobina ao tanque, de tal modo que

esse conjunto não tenha movimento em quaisquer direções. Esta estrutura deve

propiciar a retirada do conjunto do tanque.

O núcleo deve ser aterrado, por meio de um único ponto, à massa do

transformador.

Quando aplicável, os tirantes que atravessam as lâminas do núcleo devem ser

isolados dessas lâminas e aterrados.

Todas as porcas dos parafusos utilizados na construção do núcleo devem ser

providas de travamento mecânico ou químico.

10. ENROLAMENTO

Os enrolamentos devem ser de condutores de cobre ou alumínio e devem ser

capazes de suportar, sem danos, os efeitos térmicos e dinâmicos provenientes de


29

correntes de curto-circuito externos, quando o transformador for ensaiado

conforme a ABNT NBR 5356-5:2015.

a) O fio esmaltado deve ser no mínimo de classe térmica 180, de acordo com a

ABNT NBR IEC 60085:2017.

b) Não serão aceitos transformadores fabricados com enrolamentos a partir de

materiais provenientes de reciclagem.

c) A elevação máxima de temperatura dos enrolamentos (medida pelo método

da variação da resistência), do ponto mais quente dos enrolamentos e do

óleo sobre a temperatura ambiente, nas condições nominais de operação do

transformador.

11. INSPEÇÃO

11.1. Geral

A inspeção dos transformadores compreende a execução dos ensaios de rotina

e de tipo, estes quando exigidos na OCM.

11.2. Lote Para Inspeção

Compreende todas as unidades de transformadores, fornecidas de uma só vez.

11.3. Condições Gerais Para Os Ensaios De Rotina, Tipo E

Especiais.

Todos os componentes externos e acessórios que são suscetíveis de influenciar

o funcionamento do transformador durante os ensaios devem estar instalados.

Os enrolamentos devem estar conectados à sua derivação principal.

Para todas as características, os ensaios, excetuando-se as de isolamento, são

baseados em condições nominais.

11.4. Ensaios De Rotina

Deverão realizar os ensaios de rotina conforme Tabela 17.


30

11.5. Ensaio De Tipo

Devem ser realizados os ensaios de tipo conforme Tabela 18.

Podem-se utilizar resultados de ensaios anteriormente executados em

transformadores de mesmo projeto ou similar para evidenciar o atendimento aos

requisitos estabelecidos, conforme acordado entre comprador e fabricante.

11.6. Ensaios Especiais

Quando solicitados, os ensaios especiais devem ser realizados conforme

Tabela 19.

11.7. Tolerância Nos Resultados Dos Ensaios Com Valor Garantido

As tolerâncias aplicáveis aos valores de ensaios são apresentadas na Tabela

20.

11.8. Relatórios Dos Ensaios

O relatório de ensaios deve ser constituído no mínimo de:

a) Laudo individual dos transformadores ensaiados;

b) Resumo dos ensaios;

c) Resultados do ensaio do óleo mineral isolante.

O resumo dos ensaios deve conter no mínimo o seguinte:

a) O número da OCM e quantidade dos transformadores do lote;

b) Identificação (dados de placa) e valores garantidos pelo fabricante;

c) Resultados dos ensaios que têm valores garantidos e os respectivos valores

máximos, médios e mínimos verificados no lote;

d) Data e assinatura do fabricante e do inspetor do Grupo Energisa ou da

empresa contratada para a inspeção.

O lote só será liberado pelo inspetor do Grupo Energisa ou da empresa

contratada, devidamente embalada e marcada, após o recebimento de 02 (duas)

vias do resumo dos ensaios.


31

11.9. Aceitação e Rejeições

11.9.1. Na Inspeção Geral

Serão rejeitados os transformadores que apresentarem divergências em

relação a essa especificação ou evidência de materiais inadequados ou defeituosos.

Todo o lote será recusado, se os resultados dos ensaios com valor garantido

não obedecerem às tolerâncias estabelecidas na ABNT NBR 5440:2014 – Item 9.2.

Os valores garantidos são os declarados pelo fabricante na sua proposta e

constantes da OCM.

Serão rejeitadas as unidades que apresentarem valores medidos de perdas e

corrente de excitação superior aos valores máximos especificados pela ABNT NBR

5440:2014 – Item 9.5.

11.9.2. Ensaios De Pintura

Serão rejeitados os transformadores que obtenham classificação diferente de

Gr0 ou Gr1 no ensaio de aderência e/ou espessura média da pintura inferior a

0,070 mm. Serão rejeitados também, transformadores que apresentarem pintura

com empolada (Carroçada ou inchada), tinta escorrida e cor diferente da

especificada.

Nota:

I. As unidades rejeitadas devem ser pintadas e submetidas novamente aos

ensaios de pintura. O fabricante deve restaurar a pintura de todas as

unidades ensaiadas.

11.9.3. Ferragem

Ocorrendo falha de qualquer ferragem no ensaio de zincagem, devem ser

retiradas novas amostras do mesmo lote. Ocorrendo nova falha, todo o lote será

recusado.


32

11.9.4. Óleo Isolante

O critério para aceitação e rejeição do óleo isolante é o estabelecido na ABNT

NBR 5440:2014 – Tabela 14, para óleo após contato com o equipamento.

12. APRESENTAÇÃO DAS PROPOSTAS E APROVAÇÃO DE

DESENHOS

A proposta só será considerada quando o fabricante tiver atendido a esta

Especificação e às Condições Gerais de Compra (OCM).

O fabricante deve, sob á pena de desqualificação, indicar na proposta:

a) Os valores garantidos (perdas no ferro, perdas totais a 75ºC – perdas

capitalizadas conforme expressões apresentadas, corrente de excitação e

tensão de curto-circuito a 75ºC).

b) Os números dos desenhos já aprovados referentes aos transformadores

ofertados, conforme item 4.2. desta especificação.

Caso haja modificação entre os desenhos anteriormente aprovados e os

equipamentos ora ofertados, o fabricante deverá enviar três cópias opacas dos

respectivos desenhos, uma das quais lhe será devolvida com aprovação para

fabricação ou com indicação das modificações necessárias.

13. NOTAS COMPLEMENTARES

Em qualquer tempo e sem necessidade de aviso prévio, esta Norma poderá

sofrer alterações, no seu todo ou em parte, por motivo de ordem técnica e/ou

devido às modificações na legislação vigente, de forma a que os interessados

deverão, periodicamente, consultar a Concessionária.

14. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO

Data Versão Descrição das Alterações Realizadas

01/07/2018 1.0 Migração de NDU para ETU


33


34

15. TABELAS

Tabela 01 - Níveis de Isolamento.

Tabela 02 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas

Tabela 03 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas

Tabela 04 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-

Circuito Para Transformadores Monofásicos.

Tabela 05 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-

Circuito Para Transformadores Trifásicos.

Tabela 06 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Monofásicos

Tabela 07 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Trifásicos.

Tabela 08 - Transformador Monofásico

Tabela 09 - Transformador Trifásico.

Tabela 10 – Níveis máximos de ruído

Tabela 11 – Características do óleo isolante após contato com equipamento

Tabela 12 – Espessura mínima da chapa de aço

Tabela 13 - Buchas E Terminais De Baixa Tensão De Transformador

Monofásico.

Tabela 14 - Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador Trifásico.

Tabela 15 - Características dos materiais de vedação

Tabela 16 – Momento de torção

Tabela 17 – Ensaios de rotina

Tabela 18 – Ensaios de tipo

Tabela 19 – Ensaios especiais

Tabela 20 – Tolerâncias

Tabela 21 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Monofásicos

Tabela 22 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Trifásicos


35

Tabela 01 - Níveis de Isolamento.

Tensão Máxima Do Equipamento

Kveficaz (1)

Tensão Suportável Nominal À Frequência

Industrial Durante 1 Min kVeficaz

Tensão Suportável Nominal De

Impulso Atmosférico kV

Crista (3)

Espaçamento Mínimo No Ar (mm)

Fase-Terra Fase-Fase

1,2 (2) 10 30 25

15 34 95 130 140

24,2 50

125 200 230

36,2 150

Nota:

I. Para efeitos desta Norma, entende-se por “tensão máxima do equipamento”

a sua classe de tensão.

II. O nível de isolamento correspondente a 1,2 kV só é aplicável à baixa-tensão

do transformador.

III. Correspondem a valores mínimos a serem fabricados. Valores superiores

admissíveis constam na ABNT NBR 5356-3.


36

Tabela 02 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90596 10

90597 15

90598 25

Transformador Monofásico – 11,4 kV – 230/115 V

1511,4/√3 =

6,585

7.275 / 6.928

/ 6.582 /

6.236 / 5.889

T2 160 A

Código TapsTerminal

BTEmpresa

230/115

3 Buchas

EMG

ENF

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90599 10

90600 15

90601 25

Transformador Monofásico – 11,4 kV – 230 V

1511,4/√3 =

6,585

7.275 / 6.928

/ 6.582 /

6.236 / 5.889

T2 160 A ENF


BTEmpresa

230

3 Buchas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90090 10

90091 15

90092 25


1511,4/√3 =

6,585

7.275 / 6.928

/ 6.582 /

6.236 / 5.889

T2 160 A ESS


BTEmpresa

254/127

3 Buchas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90602 10

90603 15

90604 25


1513,8/√3 =

7,965

8.314 / 7.967

/ 7.621 /

7.275 / 6.928

T2 160 A ESE


BTEmpresa

230/115

3 Buchas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90605 10

90606 15

90607 25

Transformador Monofásico – 13,8 kV – 230 V

1513,8/√3 =

7,965

8.314 / 7.967

/ 7.621 /

7.275 / 6.928

T2 160 A


BTEmpresa

230

3 Buchas

EBO

EPB


37

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90094 10

90095 15

90096 25


1513,8/√3 =

7,965

8.314 / 7.967

/ 7.621 /

7.275 / 6.928

T2 160 A


BTEmpresa

254/127

3 Buchas

EMS

EMT

ESS

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90098 10

90099 15

90100 25


1513,8/√3 =

7,965

8.314 / 7.967

/ 7.621 /

7.275 / 6.928

T2 160 A ETO


BTEmpresa

440/220

3 Buchas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90608 10

90609 15

90610 25

Transformador Monofásico – 22 kV– 230/115 V

24,222,4/√3 =

12,75

13.972 / 13.337

/ 12.702 /

12.067 / 11.432

T2 160 A EMG


BTEmpresa

230/115

3 Buchas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90064 10

90065 15

90066 25


36,234,5/√3 =

19,95

20.900 / 20.409

/ 19.919 /

19.053 / 18.187

T2 160 A

EMS

EMT

ESS

254/127

3 Buchas


BTEmpresa

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal MTTaps

Tensão

Nominal BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90068 10

90069 15

90070 25


36,234,5/√3 =

19,95

20.900 / 20.409

/ 19.919 /

19.053 / 18.187

T2 160 A ETO


BTEmpresa

440/220

3 Buchas


38

Tabela 03 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90033 30,0

90034 45,0

90035 75,0

90028 112,5

90029 150,0

90031 225,0

90032 300,0

Transformador Trifásico 11,4 kV - 220/127 V

15 11,4 4

12.000 /

11.400 /

10.800 /

10.200

220/127


BTEmpresa

T2 160 A

T2 400 A

T3 800 A

EMG

ESS

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90041 30,0

90042 45,0

90043 75,0

90036 112,5

90037 150,0

90039 225,0

90040 300,0


15 11,4 4

12.000 /

11.400 /

10.800 /

10.200

380/220

T2 160 A


BTEmpresa

ENFT2 400 A

T3 800 A

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90061 30,0

90062 45,0

90063 75,0

90056 112,5

90057 150,0

90059 225,0

90060 300,0


15 13,8 4

14.400 /

13.800 /

13.200 /

12.600

380/220

T2 160 A

T2 400 A


BTEmpresa

T3 800 A

EBO

EMT

EPB

ETO


39

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90611 30,0

90612 45,0

90613 75,0

90614 112,5

90615 150,0

90616 225,0

90617 300,0

T2 400 A

T3 800 A

15 13,8 4

14.400 /

13.800 /

13.200 /

12.600

220/127

T2 160 A

ESE


BTEmpresa


PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90061 30,0

90062 45,0

90063 75,0

90056 112,5

90057 150,0

90059 225,0

90060 300,0


15 13,8 4

14.400 /

13.800 /

13.200 /

12.600

380/220

T2 160 A

T2 400 A


BTEmpresa

T3 800 A

EBO

EMT

EPB

ETO

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90075 30,0

90076 45,0

90077 75,0

90072 112,5

90073 150,0

90589 225,0

90590 300,0

Empresa

Transformador Trifásico 22 kV – 220/127 V

24,2 22 4

23.100 /

22.000 /

20.900 /

19.800

220/127

T2 160 A

EMGT2 400 A


BT

T3 800 A


40

PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90081 30,0

90082 45,0

90083 75,0

90078 112,0

90079 150,0

90591 225,0

90592 300,0


BTEmpresa

T2 160 A

T2 400 A

T3 800 A

36,2 34,5 4

36.200 /

35.350 /

34.500 /

33.000

220/127

EMS

EMT

ESS


PotênciaClasse de

Tensão

Tensão

Nominal

MT

Taps

Tensão

Nominal

BT

(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90087 30,0

90088 45,0

90089 75,0

90084 112,5

90085 150,0

90593 225,0

90594 300,0


BTEmpresa

EMS

EMT

ESS

ETO


36,2 34,5 4

36.200 /

35.350 /

34.500 /

33.000

380/220

T2 160 A

T2 400 A

T3 800 A


41

Tabela 04 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-Circuito Para Transformadores Monofásicos

Potência

nominalEficiência

Perdas em

vazio máximas

Po

Perdas totais

máximas PT

Rendimento

mínimo C=0,5

e FP=0,92

Corrente de

excitação

máxima Io

Tensão de

curto-circuito

(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)

A 30 160 98,66

B 35 180 98,47

C 40 200 98,29

D 45 225 98,08

E 50 245 97,90

A 40 215 98,80

B 45 240 98,66

C 50 270 98,50

D 60 300 98,29

E 65 330 98,13

A 55 310 98,98

B 65 355 98,82

C 70 395 98,70

D 80 435 98,55

E 90 480 98,40

Transformadores Monofásico - 15 kV

10 2,7

2,515 2,4

25 2,2

Potência

nominalEficiência

Perdas em

vazio máximas

Po

Perdas totais

máximas PT

Rendimento

mínimo C=0,5

e FP=0,92

Corrente de

excitação

máxima Io

Tensão de

curto-circuito

(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)

A 35 175 98,50

B 40 195 98,32

C 45 220 98,11

D 50 240 97,92

E 55 265 97,72

A 45 235 98,68

B 55 270 98,45

C 60 300 98,29

D 70 335 98,06

E 75 365 97,91

A 60 335 98,89

B 70 385 98,72

C 80 430 98,56

D 90 475 98,41

E 100 520 98,25

Transformadores Monofásico - 24,2 kV

10 3,3

2,515 3,0

25 2,8


42

Potência

nominalEficiência

Perdas em

vazio máximas

Po

Perdas totais

máximas PT

Rendimento

mínimo C=0,5

e FP=0,92

Corrente de

excitação

máxima Io

Tensão de

curto-circuito

(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)

A 40 185 98,37

B 45 205 98,19

C 50 225 98,00

D 55 250 97,79

E 60 270 97,61

A 50 255 98,55

B 60 290 98,33

C 65 320 98,17

D 75 350 97,96

E 80 380 97,80

A 65 370 98,79

B 75 415 98,63

C 85 455 98,48

D 95 500 98,32

E 105 545 98,16

Transformadores Monofásico - 36,2 kV

10 3,5

3,015 3,2

25 3,0


43

Tabela 05 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-Circuito Para Transformadores Trifásicos

Potência

nominalEficiência

Perdas em

vazio máximas

Po

Perdas totais

máximas PT

Rendimento

mínimo C=0,5

e FP=0,92

Corrente de

excitação

máxima Io

Tensão de

curto-circuito

(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)

A 75 445 98,80

B 90 495 98,63

C 110 560 98,41

D 130 630 98,19

E 150 695 97,97

A 100 610 98,91

B 115 670 98,79

C 140 760 98,59

D 170 855 98,38

E 195 945 98,19

A 150 895 99,03

B 175 990 98,91

C 215 1.125 98,73

D 255 1.260 98,55

E 295 1.395 98,37

A 195 1.210 99,14

B 230 1.340 99,03

C 285 1.525 98,86

D 335 1.705 98,71

E 390 1.890 98,54

A 245 1.500 99,20

B 285 1.655 99,10

C 350 1.880 98,95

D 420 2.110 98,79

E 485 2.335 98,65

A 330 2.100 99,26

B 380 2.315 99,17

C 470 2.630 99,03

D 560 2.945 98,90

E 650 3.260 98,76

A 410 2.610 99,31

B 475 2.885 99,23

C 585 3.275 99,10

D 700 3.670 98,97

E 810 4.060 98,84

300 1,9

3,5

4,5

30

45

75

112,5

150

225

2,3

2,1

4,0

3,2

2,7

2,5

Transformadores Trifásico - 15 kV


44

Potência

nominalEficiência

Perdas em

vazio máximas

Po

Perdas totais

máximas PT

Rendimento

mínimo C=0,5

e FP=0,92

Corrente de

excitação

máxima Io

Tensão de

curto-circuito

(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)

A 85 475 98,69

B 95 520 98,56

C 115 590 98,33

D 140 665 98,07

E 160 790 97,75

A 110 645 98,84

B 130 720 98,68

C 155 815 98,48

D 185 910 98,26

E 215 1.055 97,99

A 160 955 98,97

B 185 1.055 98,85

C 230 1.200 98,65

D 270 1.345 98,46

E 315 1.550 98,22

A 220 1.270 99,08

B 255 1.405 98,96

C 310 1.595 98,79

D 370 1.785 98,62

E 425 2.085 98,40

A 270 1.605 99,13

B 310 1.770 99,03

C 380 2.010 98,87

D 450 2.250 98,71

E 520 2.610 98,51

A 370 2.200 99,21

B 430 2.435 99,11

C 530 2.770 98,96

D 625 3.095 98,81

E 725 3.605 98,62

A 435 2.740 99,27

B 505 3.030 99,18

C 620 3.440 99,05

D 735 3.845 98,92

E 850 4.400 98,76

150 2,6

225 2,4

5,0

300 2,1

Transformadores Trifásico - 24,2 kV

30 4,2

4,0

45 3,6

75 3,2

112,5 2,8


45

Potência

nominalEficiência

Perdas em

vazio máximas

Po

Perdas totais

máximas PT

Rendimento

mínimo C=0,5

e FP=0,92

Corrente de

excitação

máxima Io

Tensão de

curto-circuito

(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)

A 90 500 98,62

B 105 555 98,45

C 125 630 98,21

D 145 700 97,99

E 165 775 97,75

A 125 695 98,72

B 145 770 98,57

C 175 875 98,34

D 200 970 98,14

E 230 1.075 97,91

A 175 1.025 98,89

B 200 1.135 98,76

C 240 1.285 98,57

D 280 1.430 98,38

E 320 1.580 98,19

A 240 1.335 99,02

B 275 1.470 98,90

C 330 1.665 98,73

D 385 1.860 98,56

E 440 2.055 98,40

A 295 1.720 99,06

B 340 1.895 98,95

C 405 2.145 98,80

D 475 2.395 98,63

E 540 2.640 98,48

A 410 2.340 99,15

B 470 2.585 99,04

C 565 2.925 98,90

D 655 3.260 98,75

E 750 3.600 98,61

A 495 2.900 99,21

B 565 3.195 99,12

C 675 3.615 98,99

D 790 4.035 98,85

E 900 4.450 98,72

150 2,8

225 2,5

5,0

300 2,2

Transformadores Trifásico - 36,2 kV

30 4,4

4,0

45 3,8

75 3,4

112,5 3,0


46

Tabela 06 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Monofásicos

Nota:

I. Para Transformador destinado as redes existentes, são permitidas a

polaridade aditiva.

Tabela 07 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Trifásicos.

Nota:

I. Para esse tipo de ligação, o eventual fechamento do fluxo magnético não

pode se fechar por meio do tanque do transformador, em caso de falta de

fase.

Fase / Neutro

15 / √3

24,2 / √3

36,2 / √3

H1

H2T

X1

X2

X1

X2

X3

Secundário

03 BuchasPrimário

Secundário

02 Buchas

Tensão máxima do

equipamento (kV)

36,2 (1)

Tensão máxima do

Equipamento Fase-Fase (kV)Primário Secundário 4 Buchas

15, 24,2 e 36,2


47

Tabela 08 - Transformador Monofásico

Tabela 09 - Transformador Trifásico.

Polaridade Subtrativa

02 Buchas 03 Buchas

Núcleo Envolvido Núcleo Envolvido

Polaridade Subtrativa

Diagrama Fasorial Dyn1


48

Tabela 10 – Níveis máximos de ruído

Nível máximo de ruído

Potência nominal do transformador

equivalente com dois enrolamentos

(dB) (kVA)

48 1 a 50

51 51 a 100

55 101 a 300

Tabela 11 – Características do óleo isolante após contato com equipamento

Nota:

I. A unidade mg/kg equivale a ppm.

II. Qualquer um dos métodos de medição da rigidez dielétrica pode ser

utilizado.

III. Qualquer um dos métodos de medição do fator de perdas dielétricas pode

ser utilizado.

ASTM ABNT NBR Valor ASTM ABNT NBR Valor

Tensão interfacial mN/m - -Não

AplicavelD 971 6234 ≥ 40

Teor de água mg/kg (1) D 1533 10710 ≤ 300 D 1533 10710 ≤ 25

Rigidez dielétrica

(eletrodo de disco) (2)kV D 877 6869 ≥ 30 D 877 6869 ≥ 30

Rigidez dielétrica

(eletrodo de calota) (2)kV - IEC 60156 ≥ 45 - IEC 60156 ≥ 45

Fator de perdas

dielétricas ou fator de

dissipação a 25 °C (3)

% D 924 12133 ≤ 0,5 D 924 12133 ≤ 0,5

Fator de perdas

dielétricas ou fator de

dissipação a 100 °C (3)

% D 924 12133 ≤ 8 D 924 12133 ≤ 0,9

Índice de neutralização mgKOH/g D 974 14248 ≤ 0,06 D 974 14248 ≤ 0,03

Ponto de combustão ºc D 92 11341 ≥ 300 - - -

Teor de

bifenilaspolicloradas (PCB)mg/kg (1) - 13882

Não

detectado- 13882

Não

detectado

Características do óleo UnidadeVegetal Mineral


49

Tabela 12 – Espessura mínima da chapa de aço

Potência do transformador

Espessura

Tampa Corpo Fundo

(kVA) (mm)

P ≤ 10 1,90

10 < P ≤ 150 2,65 3,00

150 < P ≤ 300 3,00 4,75

Nota:

I. As espessuras estão sujeitas às tolerâncias da ABNT NBR 6650.

Tabela 13 - Buchas E Terminais De Baixa Tensão De Transformador Monofásico.

Potência Do Transformador

Tensão Nominal Da Bucha

Corrente Nominal Do Terminal

Tipo De Terminal

(kVA) (kV) (A)

10, 15 e 25 1,3 160 T2

Tabela 14 - Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador Trifásico.

Potência Do Transformador

Tensão Nominal Da

Bucha

Corrente Nominal Do Terminal (A)

Tipo De Terminal

(kVA) (kV) (A)

30 e 45

1,3

160

T2 75 400

112,5

150

800 T3 225

300


50

Tabela 15 - Características dos materiais de vedação

Característica Método de ensaio Valores Nominais

Densidade ASTM D 297 1,15 g/cm³ a 1,30 g/cm³

Dureza shore A ASTM D 2240 (65 ± 5) pontos

Cinza ASTM D 297 1 % a 3 %

Enxofre livre ASTM D 1619 Negativo

Resistência à tração ASTM D 412 (100 ± 10) kg/cm²

Deformação permanente - 70 h a 100 °C, máx. 15 % à compressão.

Envelhecimento ABNT NBR 11407 ou ASTM

D 471

70 h em óleo isolante, a 100 °C, com:

Variação de volume = 0 % a 5 %

Variação de dureza = −10 a+ 5 pontos

NOTA:

I. Recomenda-se que os líquidos utilizados no ensaio de envelhecimento

atendam aos requisitos da ANP para óleo mineral isolante e a ABNT NBR

15422 para óleo vegetal isolante.

Tabela 16 – Momento de torção

Tipo da Rosca Torque Mínimo

N x m kgf x m

M10 16,70 1,70

M12 28,20 2,88

M16 76,00 7,75


51

Tabela 17 – Ensaios de rotina

Descrição Requisito Método de ensaio

Resistência dos enrolamentos - ABNT NBR 5356-1

Relação de transformação e polaridade e verificação do deslocamento angular e sequência de fases

6.3, 6.7 e 6,8 ABNT NBR 5356-1

Impedância de curto-circuito e perdas em carga

6.6 ABNT NBR 5356-1

Perdas em vazio e corrente de excitação

6.6 ABNT NBR 5356-1

Tensão suportável à frequência industrial

6.2 ABNT NBR 5356-3

Tensão induzida de curta duração

ABNT NBR 5356-3 ABNT NBR 5356-3

Resistência de isolamento - ABNT NBR 5356-1

Estanqueidade e resistência à pressão a frio

7.3 ABNT NBR 5356-1


52

Tabela 18 – Ensaios de tipo


Elevação de temperatura 6.1 e 6.5 ABNT NBR 5356-2 e Anexo G

Suportabilidade a impulso atmosférico de alta-tensão

6.2 ABNT NBR 5356-4

Ensaio de óleo isolante 7.1 7.1

Ensaio de verificação da resistência mecânica do suporte para fixação do transformador

7.3.3 Anexo B

Tabela 19 – Ensaios especiais


Medição da(s) impedância(s) de sequência zero (transformadores trifásicos)

- ABNT NBR 5356-1

Suportabilidade a impulso atmosférico de baixa-tensão

6.2 ABNT NBR 5356-4 e

Anexo E

Suportabilidade a curto-circuito 6.10 ABNT NBR 5356-5

Nível de ruído audível 6.11 ABNT NBR 7277

Medição de harmônicas da corrente de excitação

- ABNT NBR 5356-1

Medição do fator de potência do isolamento (tg δ) e capacitâncias

- ABNT NBR 5356-1

Verificação da pintura nas partes interna e externa

7.11 Anexo A

Tensão de radio-interferência 6.9 CISPR/TR 18-2


53

Tabela 20 – Tolerâncias

Características especificadas Tolerância

Impedância de curto-circuito dos enrolamentos ± 7,5 %

Perdas em vazio + 10%

Perdas totais + 6%

Relação de tensão em qualquer derivação ± 0,5 %

Relação de tensão em transformadores providos de derivação. Quando a espira for superior a 0,5 % da tensão de derivação respectiva, a tolerância especificada aplica-se ao valor de tensão correspondente à espira completa mais próxima.

± 1/10 da impedância de curto-circuito

expressa em porcentagem

Corrente de excitação + 20 %


54

Tabela 21 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Monofásicos

POTÊNCIA (KVA)

ELO- FUSÍVEL

6,5 kV 7,9 kV 12,7 kV 19,9 kV

ELO ELO ELO ELO

10 1 H 1 H 1 H 0,5 H

15 2 H 2 H 1 H 1 H

25 3 H 3 H 2 H 2 H

Tabela 22 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Trifásicos

POTÊNCIA (7KVA)

ELO- FUSÍVEL

11,4 kV 13,8 kV 22 kV 34,5 kV

ELO ELO ELO ELO

30 2 H 1 H 1 H 0,5 H

45 2 H 2 H 1 H 1 H

75 3 H 3 H 2 H 1 H

112,5 5 H 5 H 3 H 2 H

150 8 K 6 K 5 H 3 H

225 12 K 10 K 5 H 5 H

300 15 K 12 K 8 K 5 H


55

16. ANEXO I

Anexo A - Ensaios Para Verificação Da Pintura Do Tanque.

Anexo B - Ensaio de verificação da resistência mecânica do(s) suporte(s) para

fixação do transformador


56

Anexo A - Ensaios Para Verificação Da Pintura Do Tanque.

a) Névoa Salina

Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme a ABNT NBR

8094 (com entalhe na vertical).

Deve resistir a 500 h de exposição contínua ao teste de névoa salina (solução a

5% da NaCl em água). Não deve haver empolamento e a penetração máxima sob os

cortes traçados será de 4 mm; os painéis devem ser mantidos em ângulo de 15º a

30º conforme a ABNT NBR 8094.

b) Umidade

Os painéis são colocados em ângulo de 15º a 30º em uma câmara com umidade

relativa a 100% e temperatura ambiente de 40 ± 1ºC. Após 250 h de exposição, não

podem ocorrer empolamentos ou defeitos similares, quando ensaiados conforme

ASTM D 870.

c) Impermeabilidade

Imergir 1/3 do painel em água destilada mantida a 37,8 ± 1ºC. Após 480 horas,

não pode haver empolamentos ou defeitos similares, quando ensaiados conforme

ASTM D 870.

d) Aderência

Este ensaio deve ser executado conforme ABNT NBR 11003.

e) Brilho

O acabamento deve ter um brilho de 55 a 65 medido no Gardner Glossmeter a

60º de ângulo, quando ensaiado conforme ASTM D 523.

f) Resistência a Óleo Isolante.

Preparar os painéis somente com o esquema da pintura interna; Devem

resistir a 106 horas imersas em óleo a 110 ± 2º C, em alterações, quando ensaiados

conforme ABNT NBR 6529.


57

g) Resistência Atmosférica Úmida Saturada na Presença de SO2.

Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme ABNT NBR

8094 (com entalhe na vertical).

Deve-se verificar a resistência a 100% de umidade relativa com duração

conforme ASTM D 2247. Deve-se verificar também a resistência ao SO2 (2,0L), em

ciclos conforme DIN 50018.

O tanque deve resistir a um ciclo de 24 horas de ensaio sem apresentar

bolhas, enchimentos, absorção de água, carregamento e não pode apresentar

manchas e corrosão.

Nota:

O ciclo de 24 horas consiste em um período igual há 8 horas a 40 ± 2ºC na presença

de SO2, após o qual se desliga o aquecimento e abre-se a tampa do aparelho,

deixando-se as peças no ar, dentro do aparelho 16 horas à temperatura ambiente.

h) Brisa Marítima.

Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme ABNT NBR

8094 (com entalhe na vertical). Colocar os painéis em ângulo de 45º, com a face

traçada voltada para o mar, a uma distância deste de até 30 metros do limite da

maré alta.

Após 6 (seis) meses de exposição, não deve haver empolamento e similares,

permitindo-se penetração na zona do corte de até 4 mm, quando ensaiados

conforme ASTM 1014.

i) Determinação de Espessura de Camada de Tinta.

Este ensaio deve ser executado conforme ABNT NBR 10443.


58

Anexo B - Ensaio de verificação da resistência mecânica do(s) suporte(s) para fixação do transformador

O objetivo do ensaio é verificar a resistência mecânica do(s) suporte(s) para

fixação no poste frente ao momento de torção na superfície de junção do tanque

que é resultante de uma carga definida.

Para acomodação do conjunto, fixar o transformador completo (parte ativa,

óleo isolante, buchas e tampa) ou apenas o seu tanque (neste caso, aplica-se uma

carga adicional para que o tanque esteja com o peso equivalente ao seu peso total

“P”), conforme a Figura B.1, utilizando os rasgos laterais, visando simular uma

instalação em poste, durante 5 min. Após este procedimento, marcar o ponto “A”.

O ensaio de resistência mecânica consiste em aplicar uma força “F”,

conforme a Tabela B.1, durante 5 min.

Após a retirada da carga, o ponto “A” não pode ter um deslocamento residual

maior que 2 mm no sentido de aplicação da carga e não podem ocorrer trincas ou

ruptura no(s) suporte(s) de fixação do transformador.

No caso de utilização do tanque vazio, aplicar apenas a força “F”, conforme

tabela B.1

Tabela B.1 – Força F

Peso do Transformador

Carga de Ensaio

P ≤ 160 F = 80

P > 160 F = 0,5 x P


59

Figura B.1 – Aplicação da força “F”


60

17. DESENHOS.

Desenho 01 - Transformadores Monofásicos – 02 Buchas Baixa Tensão


Desenho 03 - Transformadores Trifásicos

Desenho 04 - Suporte Fixação do Transformador ao Poste

Desenho 05 - Válvula de Alívio de Pressão

Desenho 06 - Dispositivo de Aterramento em Transformador para Instalação

em Poste

Desenho 07 - Dispositivo de Aterramento Adicional em X2 – Trafo 1Ø

Desenho 08 - Diagramas de Ligação - Transformador 1Ø e 3Ø

Desenho 09 - Placa de Identificação para Transformadores 1Ø (2 bucha)

Desenho 10 - Placa de Identificação Para Transformadores 1Ø (3 Bucha)

Desenho 11 - Placa de Identificação para Transformadores 3Ø

Desenho 12 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV

Desenho 13 - Terminal T1 da Bucha de Média Tensão

Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV

Desenho 15 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T2


Desenho 17 - Embalagem

Desenho 18 - Dispositivo da Codificação a ser Pintado no Transformador

Desenho 19 - Dispositivo para Fixação de para Raios em Transformadores

Monofásicos

Desenho 20 - Dispositivo para Fixação de para Raios em transformadores

Trifásicos

Desenho 21 - Parafuso de Cabeça Sextavada – M12x40

Desenho 22 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Alumínio

Desenho 23 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Metal

Amorfo

Desenho 24 - Identificação de Transformador Monofásico – Projetado com

Corrente de Excitação Reduzida


61

Desenho 25 - Etiqueta Nacional De Conservação De Energia De

Transformadores De Distribuição Em Líquido Isolante – Formato E

Padronização


62


Notas:

I. Dimensões em Milímetros.

II. Figura Orientativa.

III. P= Potência em KVA.

P ≤ 25 kVA P ≤ 25 kVA

A 1.200 1.300

C 800 800

L 900 900

D 120 120

B 200 200

E 100 100

Cotas

mínimasG 50 50

Tolerâncias

D e B (±5%)

E (±10%)

15 kV24,2 ou

36,2 kVTensão máxima do

Equipamento

Cotas

máximas


63


Notas:




IV. Os transformadores Classe 15 kV fornecidos para as áreas de Ambientes

Agressivos devem possuir buchas primárias classe 25 KV.

P ≤ 25 kVA P ≤ 25 kVA

A 1.200 1.300

C 800 800

L 900 900

D 120 120

B 200 200

E 100 100

Cotas

mínimasG 50 50

Tolerâncias

D e B (±5%)

E (±10%)

15 kV24,2 ou

36,2 kVTensão máxima do

Equipamento

Cotas

máximas


64

Desenho 03 - Transformadores Trifásicos

Notas:




IV. Os transformadores Classe 15 kV fornecidos para as áreas de Ambientes

Agressivos devem possuir buchas primárias classe 25 KV.

P ≤ 45 45 < P ≤ 150 P > 150 P ≤ 45 45 < P ≤ 150 P > 150

A 1.800 2.000

C 1.300 1.350 1.650 1.400 1.450 1.700

L 750 950 1.150 900 950 1.200

D 120 120

B 200 200 ou 400 400 200 200 ou 400 400

E

150

100

24,2 ou 36,2 kV

1.300

50 50

1.600

50

Tolerâncias

D e B (±5%)

E (±10%)

15 kV

150

100

Tensão máxima do

Equipamento

Cotas

máximas

Cotas

mínimasG 50


65

Desenho 04 - Suporte Fixação do Transformador ao Poste

TIPO 1 - (MONOFÁSICO ATÉ 25 kVA)

TIPO 2 - (TRIFÁSICO ATÉ 300 kVA)

Notas:



66

Desenho 05 - Válvula de Alívio de Pressão

Posição Descrição Material

1 Corpo Latão

2 Disco externo de vedação Não oxidável

3 Anel externo para acionamento manual

4 Êmbolo Latão

5 Anel interno Borracha nitrílica

6 Mola interna Aço inoxidável

7 Guia

Nota:

I. 1. O corpo e o êmbolo devem ser em latão, o disco de vedação e o anel de

acionamento em materiais inoxidáveis, o anel interno de borracha nitrílica

e a mola e a guia em aço inoxidável.

II. Excepcionalmente, para áreas de Ambientes Agressivos, em substituição a

válvula de alívio de pressão, instalar plug metálico, resistente à umidade e

corrosão.


67

Desenho 06 - Dispositivo de Aterramento em Transformador para Instalação em Poste

Posição Descrição Material

1 Parafuso de cabeça sextavada Aço carbono zincado 2 Arruela de pressão

3 Conector de pressão Liga de cobre

4 Arruela lisa Aço carbono zincado 5 Porca sextavada

Notas:

I. As características mecânicas devem estar de acordo com a ABNT NBR 5370.

II. O conector deve permitir a colocação ou retirada do condutor de maior

seção sem a necessidade de desmontá-lo.


68

Desenho 07 - Dispositivo de Aterramento Adicional em X2 – Trafo 1Ø

Posição Descrição

1 Abraçadeira plástica flexível com fechamento autotravante

2

Lâmina de Cobre estanho:

Espessura =0,5 mm (Mínimo);

Largura = 25 mm (Mínimo);

2 furos para fixação no conector de 12 mm.

3 Porca Sextavada M8;

4 Parafuso de Latão ou aço inox M8, soldado ao tanque;

5 Arruela lisa M8

6 Arruela de pressão B8


69

Desenho 08 - Diagramas de Ligação - Transformador 1Ø e 3Ø

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

02 BUCHAS

POLARIDADE SUBTRATIVA

FASE-NEUTRO

NÚCLEO ENVOLVIDO

03 BUCHAS

POLARIDADE SUBTRATIVA

FASE-NEUTRO-FASE

NÚCLEO ENVOLVIDO

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

DIAGRAMA FASORIAL Dyn1


70

Desenho 09 - Placa de Identificação para Transformadores 1Ø (2 bucha)

Legenda:

a. Nome e demais dados do fabricante e local de fabricação;

b. Número de série de fabricação;

c. Mês (Três primeiras Letras) e ano de fabricação;

d. Potência em quilovolts-ampere;

e. Impedância de Curto – Circuito, em percentagem;

f. Tipo de óleo isolante (A, B ou Vegetal);

g. Tensões Nominais de Alta Tensão;

h. Tensões Nominais de Baixa Tensão;

i. Diagrama de Ligação Fasorial (Por Exemplo: Dyn1);

j. Diagrama de Ligação dos enrolamentos;

k. Volume total do liquido isolante do transformador em litros;

l. Massa total do Transformador, em quilogramas;

m. Número da placa de identificação;

n. Elevação de temperatura óleo/enrolamento;

o. Material dos enrolamentos AT/BT (Por Exemplo: Alumínio/Cobre);

p. Nível de Eficiência (A, B, C ou E).

q. Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex.:

TR-ER / TR-PC / TR-NA);


71

Desenho 10 - Placa de Identificação Para Transformadores 1Ø (3 Bucha)

Legenda:









i. Diagrama de Ligação Fasorial (por Exemplo: Dyn1);







p. Nível de Eficiência (A, B, C ou E).

q. Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex.:



72

Desenho 11 - Placa de Identificação para Transformadores 3Ø

Legenda:









i. Diagrama de Ligação Fasorial (Por Exemplo: Dyn1);







p. Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex.:


q. Símbolo do Diagrama de ligação AT (Por Exemplo: Δ);

r. Símbolo do Diagrama de ligação BT (Por Exemplo: Y);

s. Nível de Eficiência (A, B, C ou E).


73

Desenho 12 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV.

15 24,2 36,2

T1 -

T2 160

230 360 420

4 6 12

15,0 25,8 36,2

155 305 346

280 450 680

Cara

cte

ríst

icas

Elé

tric

as

1 - Corpo isolante: cerâmica.

2 - Terminal: latão estanhado.

3 - Parafuso de aperto: latão estanhado.

4 - Condutor passante: latão estanhado.

5 - Flange de fixação: aço oxidado.

6 - Junta inferior: borracha sintética.

7 - Junta superior: borracha sintética.

8 - Arruela.

9 - Porca sextavada M12.

10 -Parafuso cabeça sextavada M6x25-8.8: aço oxidado.

11 - Parafuso cabeça redonda com fenda M5x15: latão

estanhado.

12 - Arruela de pressão B12: aço zincado.

13 - Mola: aço oxidado.

Lista de peças e respectivos materiais:

Tensão suportável de impulso

atmosférico (kVcrista)110 150

160

Tensão aplicada em frequencia

industrial, 1 minuto a seco e

10 segundos sob chuva

(kVeficaz)

706034

Distância de Arco Externo

Distância de Escoamento (mm)

-

100

Número de Saias

Tensão Nominal (kV)

Corrente Nominal (A)

Bucha 160A

A

B

Cota

s

Tensão (kV)


74

Desenho 12 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV - Dimensões

C D E F ØG

(kV)

15 278 32 22 99 4

24,2 410 6

36,2 T2 172 464 12

+5 +10

-2 -6Tolerância ± 2 ± 1,5 ± 3

T1

TensãoTipo

DimensõesNº de

Saias(mm)

110

80 26 105


75

Desenho 13 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV – Listas de Peças

Posição 2 Posição 3

Notas:

I. Material: latão forjado de condutividade mínima igual a 25% IACS a 20°C.

II. Proteção superficial: estanhado com camada mínima de 8 μm.

III. Rosca métrica conforme normas ABNT aplicáveis (ver seção 2 - Referências).

IV. Tolerâncias: conforme a ABNT-NBR 8999 e/ou DIN 7168. Em dimensões sem

indicação de tolerância, admitir ± 1%.

V. Notas válidas para posições 2, 3 e 4.

VI. O terminal deve ser capaz de acomodar cabos de seções nominais até 50

mm2, inclusive.


76


Posição 4

Posição 5

Notas:

I. Material: Aço carbono conforme ABNT NBR 6649 e ABNT NBR 6650;

II. Proteção superficial: Oxidado;

III. Rosca métrica conforme normas ABNT aplicáveis.


77


Posição 6 e 7

Nota:

I. Material: Borracha sintética dureza 65 ± 5 Shore A.

Posição 8

Nota:

I. Material: Papelão hidráulico conforme ABNT NBR 5894.


78


Posição 13

Notas:

I. Material: Aço ABNT-1090.

II. Proteção superficial: Oxidado.

III. Número de espiras: 131.


79

Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV

96 140 216

79 95 130

34 49 68

160 400 800

47 60 81

50 65 87

Tensão suportável de impulso

atmosférico (kVcrista)

160 A

T2

400 A

T2

800 A

T3

A

B

ØC 14

1,3

10

30

Distância de Arco Externo

Distância de Escoamento (mm)

Tensão aplicada em frequencia

industrial, 1 minuto a seco e

10 segundos sob chuva

Bucha1,3 kV Lista de peças e respectivos materiais:

Cota

s 1 - Porca sextavada T2-M10 (160), T2-M16 (400), T3-

M24 (800): latão estanhado.

2 - Arruela lisa: latão estanhado.

3 - Arruela: papelão hidráulico.

4 - Corpo isolante interno: cerâmica.

5 - Arruela: papelão hidráulico.

6 - Junta inferior: borracha sintética.

7 - Corpo isolante externo: cerâmica.

8 - Condutor passante: cobre eletrolítico.

9 - Junta superior: borracha sintética.

10 - Arruela de pressão B12.

11 -Porca sextavada M12: latão estanhado.

ØD

Tensão Nominal (kV)

Corrente Nominal (A)


80

Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – Lista de Peças


Notas:

I. Material – Posição 2: Latão.

II. Material – Posição 3: Papelão hidráulico conforme ABNT NBR 5894.

Posição 4

Notas:

I. Em medidas sem indicação de tolerâncias, usar conforme DIN 7168

(tolerâncias grossas).

II. Material: cerâmica não vitrificada.

A B C

1,3 - 160 21,0 10,5 2,0

1,3 - 400 30,0 17,0 3,0

1,3 - 800 44,0 25,0 4,0

Bucha

(kV - A)

Cota

A B C

1,3 - 160 21,0 10,5 2,0

1,3 - 400 30,0 17,0 3,0

1,3 - 800 44,0 25,0 4,0

Bucha

(kV - A)

Cota

Tolerância ± 0,3 + 0,2 ± 0,25

A B C D E F G H

1,3 - 160 5,0 12,0 1º 51,0 38,0

1,3 - 400 18,0 74,0 56,0

1,3 - 800 41,0 58,0 16,0 27,0 95,0 72,0

TolerânciaVer Nota 1

Cota

29,0 41,0

10,0

12,0

3º

Bucha

(kV - A)

+ 1


81



Notas:

I. Material – Posição 5: Papelão hidráulico conforme ABNT NBR 5894.

II. Material – Posição 6: Borracha sintética com dureza 65 ± 5 Shore A.

Posição 8

Notas:

I. Cobre eletrolítico mínimo de 99%.

II. Rosca métrica conforme normas ABNT aplicáveis.

A B C

1,3 - 160 54,0 33,0

1,3 - 400 77,0 48,0

1,3 - 800 98,0 63,0

1,6

Bucha

(kV - A)

Cota

Tolerância ± 2,0 + 0,3 ± 0,25

A B C D

1,3 - 160 140,0 45,0 10,0 10,0

1,3 - 400 175,0 60,0 15,0 16,0

1,3 - 800 235,0 90,0 20,0 24,0

-

CotaBucha

(kV - A)

Tolerância ± 2,0 ± 0,5 + 0,2


82


Posição 9

Notas:

I. Material: Borracha sintética com dureza de 65 ± 5 Shore A.

A B C D

1,3 - 160 24,0 30,0 10,0

1,3 - 400 26,0 42,0 16,0

1,3 - 800 47,0 55,0 24,0

+ 0,2

Cota

4,0

Bucha

(kV - A)

Tolerância ± 0,2 ± 0,3 ± 0,1


83


Posição 7

Notas:

I. Em medidas sem indicação de tolerâncias: usar conforme DIN 7168;

II. Material: cerâmica vitrificada.

A B C D E F G H J L M N P Q

1,3 - 160 74 32 11 38 35 49 27 33 24 13

1,3 - 400 88 43 14 51 48 65 38 48 35 19

1,3 - 800 116 31 59 16 10 67 86 52 10 10 67 45 29 8

-1 1Ver Nota

1Ver Nota 1

6 6

-1Ver Nota

1-1

8

Bucha

(kV - A)

Tolerância -1

23

Ver Nota 1

Cota


84


Terminal T2 Dimensões

A B C D E F G H I J L M N

1,3 / 160 50,0 20,0 30,0 74,5 15,0 5,0 20,0 10,0 12,0 6,0 25,0 M10 35,0

1,3 / 400 81,0 31,0 50,0 94,5 25,0 6,0 24,0 15,0 18,0 8,0 37,0 M16 48,0

Notas:

I. Material: Latão forjado;

II. Condutividade: mínimo 25% IACS a 20ºC;

III. Proteção superficial: estanhado com camada mínima de 8 µm;

IV. Rosca métrica, conforme ABNT NBR 6161;

V. Tolerâncias: em medidas sem indicação de tolerância, admitir ±1%.


85


Notas:

I. Material: Latão forjado;

II. Condutividade: mínimo 25% IACS a 20ºC;

III. Proteção superficial: estanhado com camada mínima de 8 µm;

IV. Rosca métrica, conforme ABNT NBR 6161;

V. Tolerâncias: em medidas sem indicação de tolerância, admitir ±1%.


86

Desenho 17 – Embalagem

Detalhe da base da embalagem para transformadores

Notas:

I. A espessura mínima das réguas utilizadas deve ser de 25 mm.

II. O Reforço central, para os transformadores acima de 250 kg.


87

Desenho 17 – Embalagem (Continuação)

Detalhe da base da embalagem para transformadores até 300 kVA

Dimensões:

A = Comprimento do transformador + 50 mm

B = Largura do transformador + 50 mm

C = Altura do transformador + 25 mm

D = Distância entre a base e o centro da alça de poste inferior do transformador

E = Distâncias entre as alças de poste inferior e superior do transformador

F = Distância entre a alça de poste e o tanque + 30 mm

G = Largura da alça de poste + 200 mm


88

Desenho 18 - Dispositivo da Codificação a ser Pintado no Transformador

Notas:

I. O tipo de transformador será identificado da seguinte forma:

a) Transformadores com perdas capitalizadas TR-PC.

b) Transformadores com núcleo amorfo TR-NA.

c) Transformadores com corrente de excitação reduzida TR-ER.

II. O fabricante optando pelo exemplo 3, as informações da tampa e do fundo,

deve ser coincidente e, obrigatórias nos dois locais. Porém na tampa

dispensa-se a sigla concessionária. Também neste caso será gravado o tipo

de transformador informado conforme nota 01.

III. Altura da letra será compatível com o espaço disponível do fabricante. Não

podendo ser inferior a 20 mm.

IV. A identificação do número patrimonial será fornecida pela concessionaria.

V. Medidas em Milímetros.


89

Desenho 19 - Dispositivo para Fixação de para Raios em Transformadores Monofásicos

Notas:

I. Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quadrado, aço carbono, classe 3.6,

proteção superficial zincagem por imersão a quente.

II. Arruelas de estrias e pressão com porcas quadradas ou sextavadas.

III. Suporte para fixação de para-raios.


90

Desenho 20 - Dispositivo para Fixação de para Raios em transformadores Trifásicos

Notas:

I. Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quadrado, aço carbono, classe 3.6,

proteção superficial zincagem por imersão a quente.

II. Arruelas de estrias e pressão com porcas quadradas ou sextavadas.

III. Suporte para fixação de para-raios.


91

Desenho 21 - Parafuso de Cabeça Sextavada – M12x40

Notas:

I. Material: Latão forjado com proteção superficial de estanho com camada de

8 µm ou aço inox.

II. Condutividade: Mínimo 25% IACC 25°C.

III. Rosca Completa no pino tipo M12.

IV. Medidas em mm.


92

Desenho 22 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Alumínio

Desenho 23 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Metal Amorfo


93

Desenho 24 - Identificação de Transformador Monofásico – Projetado com Corrente de Excitação Reduzida


94

Desenho 25 - Etiqueta Nacional De Conservação De Energia De Transformadores De Distribuição Em Líquido Isolante – Formato E Padronização


95

Documents

Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição Tcnicas/ETU 109 - TRANSFOR… · Redes Aéreas de Distribuição - Requisitos, com introdução das especificidades do sistema,