ETU 109 - Transformadores para Linhas Aéreas de ... Tcnicas/ETU_109_Transformadores... ·...

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Transformadores para Linhas Aéreas de Distribuição de Média

Tensão

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 linhas aéreas de distribuição nas concessionárias do Grupo Energisa S.A.

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 (Versão 1.0) Antonio Soares Junior Energisa Tocantins

Nelson Muniz dos Santos Energisa Sul-Sudeste

Irlley Jose Araujo Castelo Branco Energisa Tocantins

Paulo Henrique Zumerle Furtado Energisa Mato Grosso

Júlio Cesar Moura Veloso Energisa Tocantins

Pedro Bittencourt Ferreira Ávila Grupo Energisa

Leonardo Chahim Pereira Grupo Energisa

Ricardo Campos Rios Grupo Energisa

Leonardo Soares Mara Energisa Sergipe

Ricardo Machado de Moraes Grupo Energisa

Lucas Bonfim de Souza Energisa Sergipe

Aprovação Técnica Ademálio de Assis Cordeiro Grupo Energisa Jairo Kennedy Soares Perez

Energisa Paraíba Energisa Borborema

Alessandro Brum Energisa Tocantins Jose Adriano Mendes Silva

Energisa Sul-Sudeste Amaury Antonio Damiance Energisa Mato Grosso

Juliano Ferraz de Paula Energisa Sergipe

Fernando Lima Costalonga Energisa Minas Gerais Energisa Nova Friburgo

Paulo Roberto dos Santos Energisa Mato Grosso do Sul

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Sumário 1. OBJETIVO .................................................................... 7 2. CAMPO de APLICAÇÃO ..................................................... 7 3. DEFINIÇÕES .................................................................. 7 4. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES ..................... 7 4.1.Legislação ................................................................... 7 4.2.Normas Técnicas Brasileiras ............................................. 8 4.3.Normas Técnicas Internacionais ....................................... 10 5. CONDIÇÕES GERAIS ........................................................ 11 5.1.Geral ........................................................................ 11 5.1.1. Condições do Serviço .............................................. 11 5.1.2. Requisitos: .......................................................... 11 5.2.Garantia .................................................................... 12 5.3.Linguagens e Unidades de Medida .................................... 12 5.4.Acondicionamento ....................................................... 13 5.5.Meio Ambiente ............................................................ 13 5.6.Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE .......................... 15 5.7.Numeração de Patrimônio .............................................. 15 5.8.Carregamento ............................................................. 15 5.9.Tensão de Expedição .................................................... 15 5.10.Aceitação de Transformador Particular para Incorporação ao Patrimônio da Energisa ....................................................... 16 6. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS ........................................... 16 6.1.Potências Nominais ...................................................... 16 6.1.1. Transformadores Monofásicos ................................... 16 6.1.2. Transformadores Trifásicos ...................................... 16 6.2.Níveis de Isolamento ..................................................... 17 6.3.Derivações e Elevações de Tensões .................................. 17 6.4.Frequência Nominal ..................................................... 17 6.5.Elevação de Temperatura .............................................. 17 6.6.Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-Circuito (75º C). 17 6.7.Polaridade e Deslocamento Angular .................................. 18 6.8.Diagramas Fasoriais dos Transformadores ........................... 18 6.9.Diagramas de Ligações Dos Transformadores ....................... 18 6.10.Tensão de Rádio Interferência (Tri) ................................. 18 6.11.Capacidade de resistir a curtos-circuitos .......................... 19 6.12.Nível de Ruído ........................................................... 19 7. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ..................................... 19 7.1.Materiais Isolantes ....................................................... 19 7.2.Tanque, Tampa e Radiadores .......................................... 20

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7.3.Localização e Dimensionamento dos Componentes ............... 20 7.3.1. Buchas e Terminais: ............................................... 20 7.3.2. Alças de Suspensão ................................................ 21 7.3.3. Suportes Para Fixação No Poste ................................ 21 7.4.Juntas de Vedação ....................................................... 22 7.5.Indicação do Nível de Óleo Isolante .................................. 22 7.6.Dispositivo de Aterramento ............................................ 22 7.7.Sistema de Fixação da Tampa ......................................... 23 7.8.Numeração Dos Terminais e Derivações de Alta Tensão e Baixa Tensão ........................................................................... 23 7.9.Fixação e Suspensão da Parte Ativa .................................. 23 7.10.Estrutura de Apoio ..................................................... 23 7.11.Acabamento .............................................................. 24 7.11.1. Acabamento Interno ............................................... 24 7.11.2. Acabamento Externo .............................................. 24 7.12.Massa do Transformador Para Instalação Em Poste .............. 25 7.13.Resistência Ao Momento de Torção ................................. 25 7.14.Dispositivo Para Fixação de Para-Raios ............................. 25 8. ACESSÓRIOS ................................................................. 26 8.1.Sistema de Comutação Sem Tensão .................................. 26 8.2.Placa de Identificação ................................................... 27 8.3.Dispositivo de Alívio de Pressão ....................................... 27 8.4.Fixações Externas (Ferragens) ......................................... 28 9. NÚCLEO ...................................................................... 29 10. ENROLAMENTO ......................................................... 29 11. INSPEÇÃO ................................................................ 30 11.1.Geral ...................................................................... 30 11.2.Lote Para Inspeção ..................................................... 30 11.3.Condições Gerais Para Os Ensaios de Rotina, Tipo e Especiais. ........................................................................ 30 11.4.Ensaios de Rotina ....................................................... 30 11.5.Ensaio de Tipo ........................................................... 30 11.6.Ensaios Especiais ........................................................ 30 11.7.Tolerância Nos Resultados Dos Ensaios Com Valor Garantido .. 31 11.8.Relatórios Dos Ensaios ................................................. 31 11.9.Aceitação e Rejeições ................................................. 31 11.9.1. Na Inspeção Geral .................................................. 31 11.9.2. Ensaios de Pintura ................................................. 32 11.9.3. Ferragem ............................................................ 32 11.9.4. Óleo Isolante ........................................................ 32

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12. APRESENTAÇÃO DAS PROPOSTAS e APROVAÇÃO de DESENHOS ....................................................................... 32 13. NOTAS COMPLEMENTARES ........................................... 33 14. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO ..................... 33 15. VIGÊNCIA ................................................................. 33 16. TABELAS ................................................................. 34 17. ANEXO I .................................................................. 55 18. 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 linhas aéreas de distribuição de média tensão até classe de tensão de 36,2 kV, para instalações em postes.

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 linhas 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. Requisitos: 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 quaisquer outros

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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 fornecedores

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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 linhas 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 do 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 Rádio Interferência (Tri) O valor máximo de tensão de rádio 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. 650 µV, para a tensão máxima de 24,2 e 36,2 kV.

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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.

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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.

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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;

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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 por 1,75 mm, no furo roscado do suporte para fixação ao poste.

Os transformadores monofásicos de duas buchas, fase e neutro, devem ter também um aterramento adicional em X2, conforme desenho 08.

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.

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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. 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.

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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.

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.

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Para transformador com corrente de excitação reduzida (TR-ER). 7.11.2.1. Ambientes Agressivos

Nos transformadores destinados às 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.

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

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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 %.

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.

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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 por 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 %; 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;

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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.

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.

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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 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.

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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. 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.

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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. 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.

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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. 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 à pena de desqualificação, indicar na proposta:

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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

15. VIGÊNCIA Esta Especificação Técnica entra em vigor na data de 15/08/2018 e revoga as

versões anteriores em 01/12/2018.

Data Versão Descrição das Alterações Realizadas

01/07/2018 1.0 Esta 1ª edição cancela e substitui a Norma de Distribuição Unificada (NDU) 008, a qual foi tecnicamente revisada.

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16. 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

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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.

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Tabela 02 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas

Potência Classe de Tensão

Tensão Nominal MT Taps Tensão

Nominal BT(kVA) (kV) (kV) (V) (V)

90596 1090597 1590598 25

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

15 11,4/√3 = 6,58 5

7.275 / 6.928 / 6.582 /

6.236 / 5.889T2 160 A

Código Taps Terminal BT Empresa

230/1153 Buchas

EMGENF




90599 1090600 1590601 25

Transformador Monofásico – 11,4 kV – 230 V

15 11,4/√3 = 6,58 5

7.275 / 6.928 / 6.582 /

6.236 / 5.889T2 160 A ENF


2302 Buchas




90090 1090091 1590092 25


15 11,4/√3 = 6,58 5

7.275 / 6.928 / 6.582 /

6.236 / 5.889T2 160 A ESS


254/1273 Buchas




90602 1090603 1590604 25


15 13,8/√3 = 7,96 5

8.314 / 7.967 / 7.621 /

7.275 / 6.928T2 160 A ESE


230/1153 Buchas




90605 1090606 1590607 25

Transformador Monofásico – 13,8 kV – 230 V

15 13,8/√3 = 7,96 5

8.314 / 7.967 / 7.621 /

7.275 / 6.928T2 160 A


2302 Buchas

EBOEPB

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37




90094 1090095 1590096 25


15 13,8/√3 = 7,96 5

8.314 / 7.967 / 7.621 /

7.275 / 6.928T2 160 A


254/1273 Buchas

EMSEMTESS




90098 1090099 1590100 25


15 13,8/√3 = 7,96 5

8.314 / 7.967 / 7.621 /

7.275 / 6.928T2 160 A ETO


440/2203 Buchas




90608 1090609 1590610 25

Transformador Monofásico – 22 kV– 230/115 V

24,2 22,4/√3 = 12,7 5

13.972 / 13.337 / 12.702 /

12.067 / 11.432T2 160 A EMG


230/1153 Buchas




90064 1090065 1590066 25


36,2 34,5/√3 = 19,9 5

20.900 / 20.409 / 19.919 /

19.053 / 18.187T2 160 A

EMSEMTESS

254/1273 Buchas





90068 1090069 1590070 25


36,2 34,5/√3 = 19,9 5

20.900 / 20.409 / 19.919 /

19.053 / 18.187T2 160 A ETO


440/2203 Buchas

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

38

Tabela 03 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas


Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal

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

90033 30,090034 45,090035 75,090028 112,590029 150,090031 225,090032 300,0

Transformador Trifásico 11,4 kV - 220/127 V

15 11,4 412.000 / 11.400 / 10.800 / 10.200

220/127


T2 160 A

T2 400 A

T3 800 A

EMGESS


Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90041 30,090042 45,090043 75,090036 112,590037 150,090039 225,090040 300,0


15 11,4 412.000 / 11.400 / 10.800 / 10.200

380/220

T2 160 A


ENFT2 400 A

T3 800 A


Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90053 30,090054 45,090055 75,090048 112,590049 150,090051 225,090052 300,0


15 13,8 414.400 / 13.800 / 13.200 / 12.600

220/127

T2 160 A


T2 400 A

T3 800 A

EMSEMTESS

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

39


Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90611 30,090612 45,090613 75,090614 112,590615 150,090616 225,090617 300,0

T2 400 A

T3 800 A

15 13,8 414.400 / 13.800 / 13.200 / 12.600

220/127

T2 160 A

ESE




Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90061 30,090062 45,090063 75,090056 112,590057 150,090059 225,090060 300,0


15 13,8 414.400 / 13.800 / 13.200 / 12.600

380/220

T2 160 A

T2 400 A


T3 800 A

EBOEMTEPBETO


Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90075 30,090076 45,090077 75,090072 112,590073 150,090589 225,090590 300,0

Empresa

Transformador Trifásico 22 kV – 220/127 V

24,2 22 423.100 / 22.000 / 20.900 / 19.800

220/127

T2 160 A

EMGT2 400 A

Código Taps Terminal BT

T3 800 A

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

40


Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90081 30,090082 45,090083 75,090078 112,090079 150,090591 225,090592 300,0


T2 160 A

T2 400 A

T3 800 A

36,2 34,5 436.200 / 35.350 / 34.500 / 33.000

220/127EMSEMTESS



Tensão Nominal

MTTaps

Tensão Nominal


90087 30,090088 45,090089 75,090084 112,590085 150,090593 225,090594 300,0


EMSEMTESSETO


36,2 34,5 436.200 / 35.350 / 34.500 / 33.000

380/220

T2 160 A

T2 400 A

T3 800 A

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

41

Tabela 04 - Valores de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito Para Transformadores Monofásicos

Potência nominal Eficiência

Perdas em vazio máximas

PoPerdas 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 98,66B 35 180 98,47C 40 200 98,29D 45 225 98,08E 50 245 97,90A 40 215 98,80B 45 240 98,66C 50 270 98,50D 60 300 98,29E 65 330 98,13A 55 310 98,98B 65 355 98,82C 70 395 98,70D 80 435 98,55E 90 480 98,40

Transformadores Monofásico - 15 kV

10 2,7

2,515 2,4

25 2,2





e FP=0,92




Transformadores Monofásico - 24,2 kV

10 3,3

2,515 3,0

25 2,8

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

42





e FP=0,92




Transformadores Monofásico - 36,2 kV

10 3,5

3,015 3,2

25 3,0

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

43

Tabela 05 - Valores de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito Para Transformadores Trifásicos





e FP=0,92



(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)A 75 445 98,80B 90 495 98,63C 110 560 98,41D 130 630 98,19E 150 695 97,97A 100 610 98,91B 115 670 98,79C 140 760 98,59D 170 855 98,38E 195 945 98,19A 150 895 99,03B 175 990 98,91C 215 1.125 98,73D 255 1.260 98,55E 295 1.395 98,37A 195 1.210 99,14B 230 1.340 99,03C 285 1.525 98,86D 335 1.705 98,71E 390 1.890 98,54A 245 1.500 99,20B 285 1.655 99,10C 350 1.880 98,95D 420 2.110 98,79E 485 2.335 98,65A 330 2.100 99,26B 380 2.315 99,17C 470 2.630 99,03D 560 2.945 98,90E 650 3.260 98,76A 410 2.610 99,31B 475 2.885 99,23C 585 3.275 99,10D 700 3.670 98,97E 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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

44





e FP=0,92



(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)A 85 475 98,69B 95 520 98,56C 115 590 98,33D 140 665 98,07E 160 790 97,75A 110 645 98,84B 130 720 98,68C 155 815 98,48D 185 910 98,26E 215 1.055 97,99A 160 955 98,97B 185 1.055 98,85C 230 1.200 98,65D 270 1.345 98,46E 315 1.550 98,22A 220 1.270 99,08B 255 1.405 98,96C 310 1.595 98,79D 370 1.785 98,62E 425 2.085 98,40A 270 1.605 99,13B 310 1.770 99,03C 380 2.010 98,87D 450 2.250 98,71E 520 2.610 98,51A 370 2.200 99,21B 430 2.435 99,11C 530 2.770 98,96D 625 3.095 98,81E 725 3.605 98,62A 435 2.740 99,27B 505 3.030 99,18C 620 3.440 99,05D 735 3.845 98,92E 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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

45





e FP=0,92



(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)A 90 500 98,62B 105 555 98,45C 125 630 98,21D 145 700 97,99E 165 775 97,75A 125 695 98,72B 145 770 98,57C 175 875 98,34D 200 970 98,14E 230 1.075 97,91A 175 1.025 98,89B 200 1.135 98,76C 240 1.285 98,57D 280 1.430 98,38E 320 1.580 98,19A 240 1.335 99,02B 275 1.470 98,90C 330 1.665 98,73D 385 1.860 98,56E 440 2.055 98,40A 295 1.720 99,06B 340 1.895 98,95C 405 2.145 98,80D 475 2.395 98,63E 540 2.640 98,48A 410 2.340 99,15B 470 2.585 99,04C 565 2.925 98,90D 655 3.260 98,75E 750 3.600 98,61A 495 2.900 99,21B 565 3.195 99,12C 675 3.615 98,99D 790 4.035 98,85E 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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

46

Tabela 06 - Diagrama de Polaridade Dos Transformadores Monofásicos

Nota:

I. Para Transformador destinado as linhas 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 / Neutro15 / √3

24,2 / √336,2 / √3

H1

H2T

X1

X2

X1X2X3

Secundário03 BuchasPrimário Secundário

02 BuchasTensão máxima do equipamento (kV)

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

47

Tabela 08 - Transformador Monofásico

Tabela 09 - Transformador Trifásico.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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 ValorTensão interfacial mN/m - - Não

Aplicavel D 971 6234 ≥ 40Teor de água mg/kg (1) D 1533 10710 ≤ 300 D 1533 10710 ≤ 25Rigidez dielétrica (eletrodo de disco) (2) kV D 877 6869 ≥ 30 D 877 6869 ≥ 30Rigidez dielétrica (eletrodo de calota) (2) kV - IEC 60156 ≥ 45 - IEC 60156 ≥ 45Fator 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 ≤ 0,03Ponto de combustão ºc D 92 11341 ≥ 300 - - -Teor de bifenilaspolicloradas (PCB) mg/kg (1) - 13882 Não

detectado - 13882 Não detectado

Características do óleo Unidade Vegetal Mineral

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

52

Tabela 18 – Ensaios de tipo Descrição Requisito Método de ensaio

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

Descrição Requisito Método de ensaio 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 rádio interferência 6.9 CISPR/TR 18-2

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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 %

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

55

17. 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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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.

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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.

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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

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Figura B.1 – Aplicação da força “F”

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18. DESENHOS. Desenho 01 - Transformadores Monofásicos – 02 Buchas Baixa Tensão Desenho 02 - Transformadores Monofásicos – 03 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 buchas) 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 16 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T3 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

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Desenho 25 - Etiqueta Nacional de Conservação de Energia de Transformadores de Distribuição Em Líquido Isolante – Formato e Padronização

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Desenho 01 - Transformadores Monofásicos – 02 Buchas Baixa Tensão

Notas: I. Dimensões em Milímetros. II. Figura Orientativa. III. P= Potência em KVA.

P ≤ 25 kVA P ≤ 25 kVAA 1.200 1.300C 800 800L 900 900

D 120 120B 200 200E 100 100

Cotas mínimas G 50 50

TolerânciasD e B (±5%)

E (±10%)

15 kV 24,2 ou 36,2 kVTensão máxima do

Equipamento

Cotas máximas

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Desenho 02 - Transformadores Monofásicos – 03 Buchas Baixa Tensão

Notas:

I. Dimensões em Milímetros. II. Figura Orientativa. III. P= Potência em KVA. 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 kVAA 1.200 1.300C 800 800L 900 900

D 120 120B 200 200E 100 100

Cotas mínimas G 50 50

TolerânciasD e B (±5%)

E (±10%)

15 kV 24,2 ou 36,2 kVTensão máxima do

Equipamento

Cotas máximas

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Desenho 03 - Transformadores Trifásicos

Notas:

I. Dimensões em Milímetros. II. Figura Orientativa. III. P= Potência em KVA. 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 > 150A 1.800 2.000C 1.300 1.350 1.650 1.400 1.450 1.700L 750 950 1.150 900 950 1.200

D 120 120B 200 200 ou 400 400 200 200 ou 400 400E

150

100

24,2 ou 36,2 kV

1.300

50 50

1.600

50TolerânciasD e B (±5%)

E (±10%)

15 kV

150

100

Tensão máxima do Equipamento

Cotas máximas

Cotas mínimas G 50

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Desenho 04 - Suporte Fixação do Transformador ao Poste

TIPO 1 - (MONOFÁSICO ATÉ 25 kVA)

TIPO 2 - (TRIFÁSICO ATÉ 300 kVA)

Notas:

I. Dimensões em Milímetros.

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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.

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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.

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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

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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

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

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);

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

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Desenho 11 - Placa de Identificação para Transformadores 3Ø

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

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

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

15 24,2 36,2T1 -T2 160

230 360 4204 6 12

15,0 25,8 36,2

155 305 346280 450 680

Cara

cter

ístic

as E

létr

icas

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 SaiasTensão Nominal (kV)Corrente Nominal (A)

Bucha 160A

ABCo

tas

Tensão (kV)

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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

24,2 410 636,2 T2 172 464 12

+5 +10-2 -6Tolerância ± 2 ± 1,5 ± 3

T1

Tensão TipoDimensões Nº de

Saias(mm)110

80 26 105

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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.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

78


Posição 13

Notas:

I. Material: Aço ABNT-1090. II. Proteção superficial: Oxidado. III. Número de espiras: 131.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV

96 140 21679 95 130

34 49 68

160 400 80047 60 8150 65 87

Tensão suportável de impulso atmosférico (kVcrista)

160 AT2

400 AT2

800 AT3

ABØC 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:

Cotas 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.

ØDTensão Nominal (kV)Corrente Nominal (A)

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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 C1,3 - 160 21,0 10,5 2,01,3 - 400 30,0 17,0 3,01,3 - 800 44,0 25,0 4,0

Bucha(kV - A)

CotaA B C

1,3 - 160 21,0 10,5 2,01,3 - 400 30,0 17,0 3,01,3 - 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 H1,3 - 160 5,0 12,0 1º 51,0 38,01,3 - 400 18,0 74,0 56,01,3 - 800 41,0 58,0 16,0 27,0 95,0 72,0

Tolerância Ver Nota 1

Cota

29,0 41,010,0

12,03º

Bucha(kV - A)

+ 1

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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 C1,3 - 160 54,0 33,01,3 - 400 77,0 48,01,3 - 800 98,0 63,0

1,6

Bucha(kV - A)

Cota

Tolerância ± 2,0 + 0,3 ± 0,25

A B C D1,3 - 160 140,0 45,0 10,0 10,01,3 - 400 175,0 60,0 15,0 16,01,3 - 800 235,0 90,0 20,0 24,0

-

CotaBucha(kV - A)

Tolerância ± 2,0 ± 0,5 + 0,2

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

82


Posição 9

Notas:

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

A B C D1,3 - 160 24,0 30,0 10,01,3 - 400 26,0 42,0 16,01,3 - 800 47,0 55,0 24,0

+ 0,2

Cota

4,0

Bucha(kV - A)

Tolerância ± 0,2 ± 0,3 ± 0,1

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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 Q1,3 - 160 74 32 11 38 35 49 27 33 24 131,3 - 400 88 43 14 51 48 65 38 48 35 191,3 - 800 116 31 59 16 10 67 86 52 10 10 67 45 29 8

-1 1 Ver Nota 1Ver Nota 1

6 6

-1 Ver Nota 1 -1

8

Bucha(kV - A)

Tolerância -1

23

Ver Nota 1

Cota

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84

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

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%.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

85

Desenho 16 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T3

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%.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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.

______________________________________________________________________________________ ETU-109 Versão 1.0 Julho / 2018

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

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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.

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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.

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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.

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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.

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Desenho 22 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Alumínio

Desenho 23 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Metal Amorfo

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

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Desenho 25 - Etiqueta Nacional de Conservação de Energia de Transformadores de Distribuição Em Líquido Isolante – Formato e Padronização

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