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Título TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA Código: Revisão: ET.31.300 00

1 FINALIDADE

Esta Norma especifica e padroniza as características mínimas exigíveis de transformador de potência

para utilização nas subestações de energia da CEMAR e da CELPA, doravante denominadas

Concessionárias.

2 CAMPO DE APLICAÇÃO

Aplica-se às Gerências de Normas e Padrões, de Manutenção, Expansão e Melhoria do Sistema

Elétrico, Operação do Sistema Elétrico e à de Suprimentos e Logística, no âmbito das Concessionárias.

Também se aplica a todas as empresas responsáveis pela fabricação/fornecimento.

3 RESPONSABILIDADES

• Gerência de Normas e Padrões: Especificar e padronizar as características do transformador de

potência para utilização nas subestações das Concessionarias;

• Gerência de Suprimentos e Logística: Solicitar em sua rotina de aquisição material conforme

especificado nesta Norma;

• Gerencias de Manutencão, de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico e de Operação do

Sistema Elétrico: Solicitar os equipamentos de acordo com esta especificação e participar do

processo de revisão da revisão.

• Fabricante/Fornecedor: Fabricar/Fornecer materiais conforme exigências desta Especificação

Técnica.

4 DEFINIÇÕES

4.1 Bucha

Peça ou estrutura de material isolante, que assegura a passagem isolada do condutor através de uma

parede não isolante.

4.2 Conservador

Reservatório auxiliar parcialmente cheio de líquido isolante, ligado ao tanque de um transformador de

modo a mantê-lo completamente cheio, permitindo a expansão e contração do líquido isolante, como

também minimizando a contaminação do mesmo.

4.3 Relé Buchholz

Dispositivo de proteção para transformadores em líquido isolante, que detecta a presença de gases

livres e o fluxo anormal de líquido isolante entre o tanque e o conservador.


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4.4 Tanque

Recipiente que contém a parte ativa e o meio isolante.

4.5 Transformador de Potência

Transformador que tem a finalidade de transformar energia elétrica entre partes de um sistema de

potência.

5 REFERÊNCIAS

5.1 Normas Técnicas

5.1.1 Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT

O transformador deve ter projeto, fabricação, ensaios, transporte e recebimento de acordo com as

normas da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), relacionadas a seguir, em suas

últimas revisões:

[1] NBR 5034:1989 – Buchas para tensões alternadas superiores a 1kV;

[2] NBR 5356-1:2010 –Transformadores de Potência - Parte 1: Generalidades;

[3] NBR 5356-2:2007 – Transformadores de potência - Parte 2: Aquecimento;

[4] NBR 5356-3:2010 – Transformadores de potência - Parte 3: Níveis de isolamento, ensaios

dielétricos e espaçamentos externos em ar;

[5] NBR 5356-4:2007 – Transformadores de potência - Parte 4: Guia para ensaio de impulso

atmosférico e de manobra para transformadores e reatores;

[6] NBR 5356-5:2010 – Transformadores de potência - Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-

circuitos;

[7] NBR 5416:1997 – Aplicação de cargas em transformadores de potência - Procedimento;

[8] NBR 5458:2010 – Transformador de potência - Terminologia;

[9] NBR 5595:1982 – Tubo de aço-carbono soldado por resistência elétrica para caldeiras;

[10] NBR 5915:2008 – Bobinas e chapas finas a frio de aço-carbono para estampagem -

Especificação;

[11] NBR 6234:1965 – Método de ensaio para a determinação de tensão interfacial de óleo-água;

[12] NBR 6323:2007 – Galvanização de produtos de aço ou ferro fundido - Especificação;

[13] NBR 6648:1984 – Chapas grossas de aço-carbono para uso estrutural;

[14] NBR 6650:1986 – Chapas finas a quente de aço-carbono para uso estrutural;


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[15] NBR 6869:1989 – Líquidos isolantes elétricos - Determinação da rigidez dielétrica (eletrodos de

disco);

[16] NBR 6936:1992 – Técnicas de ensaios elétricos de alta-tensão;

[17] NBR 6940:1981 – Técnicas de ensaio de alta tensão - Medição de descargas parciais;

[18] NBR 7037:1993 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência em

óleo isolante mineral;

[19] NBR 7070:2006 – Amostragem de gases e óleo mineral isolantes de equipamentos elétricos e

análise dos gases livres e dissolvidos;

[20] NBR 7277:1988 – Transformadores e reatores - Determinação do nível de ruído;

[21] NBR 8153:1983 – Guia de aplicação de transformadores de potência - Procedimento;

[22] NBR 8667:1984 – Comutador de derivações em carga - Especificação;

[23] NBR 9368:2011 – Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV -

Características elétricas e mecânicas;

[24] NBR 10202:2010 – Buchas de tensões nominais de 72,5kV - 145kV e 242kV para

transformadores e reatores de potência - Características elétricas, construtivas dimensionais e

gerais;

[25] NBR 10443:2008 – Tintas e vernizes - Determinação da espessura da película seca sobre

superfícies rugosas - Método de ensaio;

[26] NBR 11003:2010 – Tintas - Determinação da Aderência;

[27] NBR 11388:1993 – Sistemas de pintura para equipamentos e instalações de subestações

elétricas - Especificação;

[28] NBR 12458:1990 – Válvulas para transformadores de potência acima de 500 kVA -

Características mecânicas - Padronização;

[29] NBR IEC 60156:2004 – Líquidos isolantes - Determinação da rigidez dielétrica à freqüência

industrial - Método de ensaio;

[30] NBR IEC 60450:2009 – Medição do grau de polimerização viscosimétrico médio de materiais

celulósicos novos e envelhecidos para isolação elétrica;

[31] NBR IEC 60529:2011 – Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (código

IP);

[32] NBR IEC/TR 60815:2005 - Guia para seleção de isoladores sob condições de poluição..


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5.1.2 American Society for Testing and Materials - ASTM

Todos os materiais a serem utilizados na fabricação devem estar de acordo com as normas

aplicáveis da ABNT e, quando omisso por estas, com as da American Society for Testing and

Materials (ASTM).

A seguinte norma da ASTM também deverá ser atendida:

[1] ASTM D924-2003a: Standard test method for dissipation factor (or power factor) and relative

permittivity (dielectric constant) of electrical insulating liquids.

5.1.3 International Electrotechnical Commission - IEC / American National Standards Institute - ANSI

Os acessórios devem ter projeto, fabricação e ensaios de acordo com as normas da ABNT e,

quando omisso por estas, com as da International Electrotechnical Commission (IEC) ou da

American National Standards Institute (ANSI).

A seguinte norma da IEC também deverá ser atendida:

[1] IEC 60247:2004 – Insulating liquids - Measurement of relative permittivity, dielectric dissipation

factor( tang¶ ), and dc resistivity;

5.1.4 Comitê International Spécial dês Perturbations Radioelectriques - CISPR

Com relação ao nível de rádio interferência, deverá ser também atendida à norma do Comitê

International Spécial dês Perturbations Radioelectriques:

[1] CISPR-16-SER-2004: Specification for radio disturbance and immunity measuring apparatus and

methods - All parts.

5.2 Legislação Brasileira

5.2.1 Agência Nacional do Petróleo - ANP

O óleo mineral isolante deve atender às exigências contempladas na seguinte resolução da Agência

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis:

[1] RESOLUÇÃO ANP Nº 36/2008 – Dispõe sobre o Regulamento Técnico ANP nº 4/2008, que

estabelece as especificações dos óleos minerais isolantes tipo A e tipo B, de origem nacional ou

importado.


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6 DISPOSIÇÕES GERAIS

6.1 Generalidades

Esta norma compreende o fornecimento de Transformadores de Potência, conforme características e

exigências detalhadas a seguir, inclusive a realização dos ensaios de aceitação e de tipo, a critério da

CONCESSIONÁRIA, e os relatórios dos ensaios.

6.2 Códigos Padronizados e descrição dos transformadores

Serão definidos na solicitação de propostas.

7 CONDIÇÕES DE SERVIÇO

7.1 Ambiente

O transformador deve ser projetado para instalação nos seguintes ambientes, sem sofrer alterações

de suas características nominais conforme a seguir:

a) Área com grande densidade de indústrias e subúrbios de grandes cidades;

b) Áreas próximas ao mar, portanto sujeita a ventos fortes e névoa salina;

c) Clima propício à formação de fungos, portanto o fabricante deverá providenciar a tropicalização

do equipamento.

O transformador irá operar em ambiente com as seguintes características:

Altitude em relação ao nível do mar Até 1000 metros

Temperatura máxima anual - instalação ao tempo - instalação abrigada

40 °C 45°C

Temperatura mínima anual 10 °C

Temperatura média em 24 horas máxima- instalação ao tempo - instalação abrigada

30 °C 35 °C

Umidade relativa média anual 80 A 100%

Velocidade máxima do vento (h = 20m, tempo de integração 2s) 130 km/h

7.2 Grau de poluição

O transformador e todas as suas características técnicas devem ser garantidos para um grau de

poluição não inferior ao nível III (Nível Pesado) de poluição da ABNT NBR IEC 60815/2005, com uma

distância mínima de escoamento de 25 mm/KV.


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7.3 Tensões disponíveis no local de instalação

As seguintes tensões estão disponíveis no local para a realização da montagem, tratamento de óleo e

ensaios dos acessórios:

a) 380 V ± 10 %, 60 Hz, alternada trifásica, 4 (quatro) fios para as Subestações da CEMAR

b) 220 V ± 10 %, 60 Hz, alternada trifásica, 4 (quatro) fios para as subestações da CELPA

c) Tensão auxiliar de corrente contínua: 125 Vcc.

7.4 Características Principais

7.4.1 Características Nominais

Tensões Nominais (kV)

Potência (MVA) Impedância

de CC Primária Secundária ONAN ONAF1 ONAF2

138 69 20 26,6 8%

138 13,8 20 26,6 8%

69 34,5 20 26,6 13%

69 13,8 20 26,6 13%

69 13,8 15 20 13%

69 13,8 15 20 25 13%

69 13,8 15 20 13%

69 34,5 10 12,5 13%

69 13,8 10 12,5 13%

34,5 13,8 2,5 3,25 8%

13,8 34,5 2,5 3,25 8%

138 13,8 10 12,5 15 8%

138 13,8 20 25 30 10%

138 34,5 7,5 9,375 7%

138 x 69 34,5 x 13,8 20 25 30 10%

69 13,8 20 25 30 10%

ONAN - Circulação natural do óleo isolante;

ONAF1 - 1º estágio de ventilação forçada;

ONAF2 - 2º estágio de ventilação forçada.

Nota:


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1. Os valores de impedância (%) constantes na tabela acima devem ser confirmados pelo órgão

de planejamento da Concessionária na ocasião do início do Processo de Aquisição, para

equipamentos recuperados e repotencializados e para transformadores a serem instalados em

paralelo com equipamentos existentes.

7.4.2 Diagramas fasoriais e de ligações

O tipo de ligação para os transformadores deve ser indicado no Processo de Aquisição. Em caso de

não indicado, devem ser consideradas as seguintes ligações:

a) Para os autotransformadores de três enrolamentos com tensão nominal primária até 138kV:

• Ligação: Y – Y – ∆ (com neutro acessível na ligação estrela);

• Grupo ABNT: YNa0d1.

b) Para os transformadores de dois enrolamentos com tensão nominal primária até 138kV:

• Ligação: ∆ – Y(com neutro acessível);

• Deslocamento angular: 30º atrasado em relação às correspondentes da tensão superior;

• Grupo ABNT: Dyn1.

7.4.3 Frequência Nominal

A freqüência nominal é de 60 Hz.

7.4.4 Derivações

Caso seja solicitada comutação em carga, esta deve ser instalada no enrolamento de tensão

superior. O número de derivações deverá ocorrer conforme a tabela abaixo:

Tensões Nominais Primárias (kV) Nº de Derivações Disposição

Transformadores de 138/69/34,5 16 de 1,25%

Un + 4 x 1,25% - 12 x 1,25% (CEMAR) ou

Un + 8 x 1,25% - 8 x 1,25% (CELPA)

Autotransformador de 138/69/13,8 15 de 1,25% Un + 10 x 1,25% - 4 x 1,25%

Caso seja solicitada comutação sem tensão, esta deve ser no enrolamento de tensão superior. O

comutador deve possuir uma posição de 2,5% acima da tensão nominal e quatro posições de 2,5%

abaixo da tensão nominal.


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7.4.5 Níveis de Isolamento

Os níveis de isolamento dos enrolamentos e terminais são os indicados na tabela abaixo:

Tensão Nominal do Enrolamento

(kV eficaz)

Tensão Máxima (kV eficaz)

Tensão suportável de Impulso Atmosférico

(kV crista)

Tensão suportável a 60 Hz, 1 minuto e Tensão induzida

(kV eficaz)

Pleno Cortado

138 145 650 715 275

69 72,5 350 385 140

34,5 36,2 200 220 70

13,8 15 110 121 34

O nível de isolamento do terminal neutro de BT, ligação Dyn1, quando não indicado no processo de

aquisição, deve ser, no mínimo, igual ao valor correspondente aos terminais de maior tensão da BT,

e não inferior aos valores abaixo:

a. Para enrolamentos de tensão máxima de até 15kV:

• Tensão suportável nominal à frequência industrial (kV, eficaz) 34KV

• Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, pleno (kV, crista) 110KV

b. Para enrolamentos de tensão máxima de até 36,2kV:

• Tensão suportável nominal à frequência industrial (kV, eficaz) 70kV

• Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, pleno (kV, crista) 200kV

Os valores padronizados de níveis de isolamento, para tensões de até 145kV, estão de acordo com

a norma NBR 9368.

c. Para transformadores com ligação em estrela-aterrada na alta tensão, o terminal de neutro AT

deve ser definido no processo de aquisição, e ser no mínimo com as características abaixo:

• Tensão suportável nominal à frequência industrial (kV, eficaz) 70kV

• Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, pleno (kV, crista) 170kV

7.5 Características de Produção

7.5.1 Projeto e Construção

O transformador deve ser projetado fabricado de acordo com práticas aprovadas e com materiais

novos da melhor qualidade, incorporando os melhoramentos que a técnica moderna sugerir, mesmo

quando não referidos explicitamente nesta Norma.


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A construção do transformador deve permitir o transporte bem sucedido, de maneira que, na

chegada do transformador ao seu destino, ele se encontre em condições de ser colocado em

operação permanente, sem necessitar de inspeção interna.

Todos os dispositivos eletrônicos inteligentes que fazem parte dos transformadores, e que enviam e

recebem algum tipo de informação de controle, medição ou comando, devem ser aprovados pela

CONCESSIONÁRIA no processo de aquisição do equipamento.

7.5.2 Meio Isolante

O equipamento deverá ser fornecido com óleo necessário para o enchimento inicial, acrescido de

dez por cento (10%). O óleo deverá ser acondicionado em barris de aço, não retornáveis, lacrados

na refinaria, contendo cada tambor uma descrição para identificar o equipamento no qual será

utilizado. O custo do óleo deverá ser incluído no preço cotado.

A nova carga de óleo mineral isolante a ser fornecida deverá ser isenta de DBDS, apresentar

resultado de não corrosivo no ensaio de enxofre corrosivo (NBR 10505), conter inibidor de oxidação

(0,3 % de DBPC), base naftênico, tipo A, em que o mesmo será utilizado para o primeiro

enchimento (impregnação / ensaios) e para o segundo enchimento (operação) acrescido de dez por

cento (10%).

Os valores limites das características do óleo isolante a ser utilizado no transformador para ensaios,

devem ser aqueles indicados na Resolução ANP Nº 25/2005, satisfazendo seus requisitos, exceto

quanto ao teor de água que deve ser ≤ a 15 ppm, conforme NBR 10710, e rigidez dielétrica que

deve ser ≥ 40 kV, conforme NBR 6869.

Nota:

2. Como medida preventiva é uma obrigatoriedade por parte do fornecedor, o fornecimento do

laudo de execução do ensaio de enxofre corrosivo (ABNT NBR 10505:2006) e ausência de

DBDS, do óleo isolante a ser fornecido, bem como a informação da marca do óleo utilizado.

7.5.3 Tanque

O tanque e acessórios deverão ser capazes de suportar vácuo pleno ao nível do mar e também as

sobrepressões geradas por eventuais curtos-circuitos internos, sem apresentar vazamentos ou

deformações permanentes. O equipamento deverá ser projetado e ensaiado quanto às solicitações

de vácuo pleno, pela norma ASME Seção VIII.

O equipamento deverá ser provido de dois conectores de aterramento (bronze fosforoso) inclusos

no fornecimento, em lados opostos do tanque, para cabos de cobre nú de 35 a 150mm².

Os parafusos/estojos a serem selecionados para a fabricação do transformador, não poderão

receber solda de fixação, devendo ser passantes ou fixados no próprio corpo do flange. O método


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escolhido deverá ser indicado no desenho de fabricação em conjunto com o projeto das juntas de

estanqueidade.

O interior do tanque deve ser provido de guias para dirigir a remoção ou a entrada da parte ativa. A

tampa principal deve ser projetada de forma a evitar depósitos de água sobre sua superfície externa

e de modo que as bolhas de ar e gases formados no interior do tanque principal dirijam-se ao relé

de gás de Buchholz.

A retirada da tampa do tanque principal deve ser de forma independente do conjunto núcleo e

bobina, ou seja, pode ser retirada sem que seja necessária a retirada da parte ativa. Juntas e

costuras devem ser sempre soldadas. Todas as partes que utilizam juntas devem ser projetadas de

maneira a permitir que na remontagem se tornem facilmente à prova de vazamento. As superfícies

acopladas (flanges, tampas, etc) devem ser usinadas em ambos os lados.

7.5.4 Abertura para Inspeção

O transformador deve possuir duas aberturas de visita, com livre acesso, nos lados de alta e baixa

tensão, retangular, com as dimensões mínimas de 400x600mm, ou circular, com diâmetro mínimo

de 400mm. Caso a chave comutadora seja do tipo inserida (interna), as janelas de inspeção devem

ser localizadas em frente à chave, uma de cada lado do tanque principal.

O transformador deve possuir aberturas de visita para acesso aos cabos de ligação de todas as

buchas de baixa e alta tensão. O comutador deve operar sem carga e sem tensão, ter comutação

simultânea nas fases e contatos eficientes em todas as posições e o mecanismo de operação deve

prever dispositivo para evitar operação não autorizada do comutador e travar em qualquer posição

indicada na placa de identificação.

A rigidez dielétrica mínima do material do sistema de comutação deve ser de 10 kV/mm, conforme

método de ensaio previsto na NBR 5405.

7.5.5 Válvulas, Juntas e Flanges

7.5.5.1 Válvulas

O arranjo físico deverá permitir um fácil acesso a todas as válvulas.

Serão aceitas soldas em tubos no tanque.

As válvulas deverão atender aos requisitos da NBR 12458. Todas as válvulas deverão ser

esféricas, com a esfera apoiada, com internos em aço inoxidável AISI 304 e anéis de vedação

em teflon, exceto onde indicado.

Todas as válvulas deverão roscadas.

As válvulas de coleta de amostra de óleo deverão ser duplas.


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Não serão aceitas válvulas de dreno fabricadas em bronze, nem flanges de acoplamento

quadrado. Estes flanges deverão ser redondos, com furações radiais para uniformização dos

esforços devidos aos torques de aperto indicados, quando se utilizar válvulas flangeadas.

O equipamento deverá ser fornecido com as seguintes válvulas, sem prejuízo de outras que o

fornecedor julgue necessário acrescentarem:

• Válvulas (tipo esfera) para drenar o tanque principal completamente: Diâmetro de 50mm,

com redução para 40mm para conexão de filtro-prensa;

• Válvulas ou bujões para drenar os radiadores (uma válvula ou bujão de dreno e uma de

respiro para cada radiador): Diâmetro a critério do fornecedor;

• Válvula (tipo esfera) para enchimento através do conservador de óleo: Diâmetro de 50mm,

com redução para 40mm;

• Válvula (tipo esfera) para drenar o compartimento do conservador de óleo: Diâmetro de

40mm;

• Válvulas (tipo esfera) para separação do relé detector de gás tipo Buchholz e do dispositivo

de proteção de variação súbita de pressão do comutador (uma antes e outra depois de cada

dispositivo): Diâmetro a critério do fornecedor;

• Válvula (tipo esfera) de retirada de amostra de óleo, na parte inferior do tanque: Diâmetro

15mm (pode ser conjugada com a válvula de drenagem);

• Válvulas superiores e inferiores, de fechamento para cada radiador, (tipo borboleta, com

indicação "aberta-fechada"): Diâmetro a critério do fornecedor.

Nota:

3. Utilizar válvulas com proteção contra vazamento no eixo (tampa com o-ring). Estas válvulas

não necessitam, obrigatoriamente, suportar as condições de pressão especificadas no item

anterior.

• Válvula (tipo esfera) para retirada do gás acumulado no relé Buchholz através de derivação

acessível do solo;

• Válvula (tipo esfera) de drenagem do comutador de derivações em carga: Diâmetro de

50mm, com redução para 40mm;


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• Válvula (tipo esfera) de enchimento e drenagem do conservador do comutador de derivações

em carga: Diâmetro 50mm, com redução para 40mm;

• Válvula superior (tipo esfera) de filtragem de óleo do transformador de 40mm, provida de

um bujão de 40mm para fechamento;

7.5.5.2 Juntas e gaxetas

Especificação das juntas e gaxetas:

• Todas as juntas deverão ser de PTFE (ref. Tealon TF 1574, da Teadit ou similar). Os o-rings

poderão ser fornecido em borracha nitrílica.

As juntas das aberturas de visita e de inspeção das buchas e outras ligações aparafusadas,

devem ser projetadas de modo a evitar que as gaxetas sejam expostas ao tempo e devem ser

providas de calços a fim de evitar o seu esmagamento por aperto excessivo;

A água da chuva sobre a tampa não deve chegar a atingir as gaxetas, pelo empoçamento ou por

eventual lamina d’água que se forme na tampa;

7.5.6 Núcleo

O núcleo magnético deverá ser construído com chapas de aço-silício de cristais orientados,

laminadas a frio, de baixas perdas específicas e elevada permeabilidade. As chapas deverão ser

perfeitamente planas, livres de impurezas e de rebarbas após o corte nas dimensões definitivas. O

núcleo deverá ser aterrado ao tanque, conforme NBR 9368.

Devem ser previstos meios mecânicos que impeçam o afrouxamento das lâminas provocado pelas

vibrações. O núcleo deve ser dotado de olhais e outros dispositivos adequados ao içamento do

conjunto núcleo-bobinas, independentemente da tampa principal.

Para fins de aterramento, o núcleo deve ser ligado eletricamente ao tanque do transformador, em

um único ponto de fácil acesso pela janela de inspeção superior, independente da tensão e potência

do transformador.

As peças e/ou dispositivos de fixação do núcleo/enrolamentos devem ser realizados através de

cintagem com material isolante (Fibra termo-contrátil), visando diminuir eventuais pontos de

descargas internas. Todos os calços isolantes devem ser de fibra de vidro, visando o aumento da

vida útil e, melhoria do sistema de prensagem e suportabilidade de esforços mecânico provenientes

de eventuais curtos-circuitos.


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7.5.7 Enrolamentos

Os enrolamentos devem ser de cobre eletrolítico, projetados e construídos de forma a resistir, sem

sofrer danos, aos efeitos mecânicos e térmicos causados por curto-circuitos e sobrecargas de

acordo com o mencionado nesta Norma.

Todas as ligações internas permanentes devem ser soldadas, com método e soldadores

devidamente qualificados. Alternativamente, podem ser aceitos outros métodos de conexão, desde

que os operadores e métodos sejam qualificados, ficando a critério da CONCESSIONÁRIA a

exigência de nova bateria de qualificação.

Qualquer conexão aparafusada, quando não houver acesso a ambos os lados, deve ser provida de

dispositivos que impeçam o afrouxamento pelo lado não acessível.

Se especificado transformador com religação de tensão, todos os blocos terminais devem ter as

partes vivas submersas no óleo e localizadas de maneira a permitir que qualquer religação possa

ser feita através da vigia de inspeção com a remoção de uma “quantidade mínima de óleo”.

Os terminais devem ser construídos de modo que não possam girar com a porca.

A secagem da parte ativa de transformadores de classe de tensão igual ou superior a 36,2kV deve

ser efetuada, obrigatoriamente, através do processo “vapor-fase”, sem comprometer o valor mínimo

de Grau de Polimerização do papel.

O papel isolante deve ser termo estabilizado, classe E 120ºC, elevação de temperatura máxima de

55ºC para o cobre, perdas e impedância referidos a 65ºC.

A fim de permitir a monitoração, pela Contratante, do envelhecimento do papel através do

ensaio de grau de polimerização ao longo da vida útil, todos os transformadores devem ser

fornecidos com, no mínimo, 10 amostras (corpos-de-prova) do papel isolante utilizado.

Essas amostras devem ser colocadas internamente na parte superior, próximas às

aberturas de inspeção ou visita, imersas no óleo isolante e possuir dimensões mínimas de

(10 x 2) cm.

Após a conclusão de todos os ensaios do equipamento, e antes do seu embarque, o

fabricante deve realizar a medição do grau de polimerização do papel isolante devendo os

resultados ser fornecidos juntamente com o relatório de ensaios do transformador.

7.5.8 Radiadores

O resfriamento do óleo deve ser feito por radiadores do tipo removível, montados lateralmente no

transformador. A fixação dos radiadores no tanque deve ser feita por meio de flanges adequados e


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cada radiador deve ser provido de bujões inferiores e superiores para enchimento e esvaziamento

do óleo. Os radiadores devem ser construídos de tal forma que possam suportar vácuo pleno ao

nível do mar.

Entre as tomadas de óleo do tanque e os flanges de montagem dos radiadores devem ter válvulas

apropriadas à vedação do óleo, permitindo a remoção dos radiadores sem necessidade de

esvaziamento do tanque e ter indicação de posição (“ABERTA” e “FECHADA”) bem visível.

7.5.9 Buchas

7.5.9.1 Generalidades

Os terminais dos enrolamentos, inclusive o neutro, devem ser levados para fora do tanque por

meio de buchas estanques ao óleo, impermeáveis à umidade e inalteráveis pelas condições

normais de funcionamento do transformador. Os níveis de isolamento das buchas devem ser

iguais ou superiores aos níveis de isolamento dos enrolamentos correspondentes.

A corrente nominal de cada bucha deve ser adequada às potências nominais do transformador,

bem como às sobrecargas e potências adicionais especificadas, dentro dos limites de elevação

de temperatura permissíveis.

As buchas devem estar de acordo com as normas aplicáveis e projetadas para suportarem arco

ou descarga momentânea, e vácuo pleno sem dano às juntas de vedação ou quaisquer outras

partes.

Para transformadores de potência com tensão nominal primária ≥ 69kV, o espaçamento das

buchas deverá ser conforme o item 16 da NBR 5356-3.

Já para transformadores de potência com tensão nominal primária ≤ 34,5kV, as distâncias

mínimas entre os eixos das partes vivas das mesmas devem ser, de no mínimo de 600mm.

Os terminais das buchas devem ser tipo barra chata em cobre estanhado, padrão 4 (quatro)

furos NEMA, fixados pelas bases em pinos conforme normas ABNT.

7.5.9.2 Buchas Padronizadas

As buchas de AT e BT dos transformadores de potência devem ser fornecidas com as seguintes

características:

Tensão Nominal (kV)

Potência (MVA)

Características (tipo, fabricação)

138 (AT) Até 40 Condensiva, tipo GOB 550 170 kV - 800 A L6 480 mm,


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69 (AT e BT) Até 40 Condensiva, tipo GOB 380 100 kV - 800 A L6 240 mm,

34,5 (AT) Até 12,5 Condensiva, tipo GOB 250 52 kV - 800 A L6 260 mm,

As buchas capacitivas deverão ser fornecidas com dispositivo adaptador do tap capacitivo para

teste de capacitância e tangente delta off-line em campo e para instalação de monitor de buchas

capacitivas, possibilitando a monitoração e diagnóstico da isolação das buchas.

7.5.9.3 Protetores de buchas

As buchas isolantes nas classes de tensão de 15 e 36,2kV devem vir providas de protetores do

tipo removíveis, adequados às suas respectivas classes de tensão, para isolar a conexão da

terminação da bucha com os cabos de entrada ou saída do equipamento, com o objetivo de

evitar contato de animais. O protetor deve ser não descartável, deve possuir uma passagem

para o cabo e abertura lateral para evitar a desconexão do cabo na sua instalação ou

desinstalação. Deve possuir distanciadores (do protetor à bucha) de forma a facilitar o

escoamento de água e não permitir o acúmulo de água em seu interior. O material deste protetor

deve ser resistente aos raios ultravioleta e suportar pelo menos 10 graus centígrados.

O protetor, depois de instalado, não deve permitir contato de animal capaz de provocar curto-

circuito entre fase e terra.

O fornecedor deve apresentar na sua proposta as características mecânicas, físicas e elétricas,

tipo e fabricante do protetor a ser fornecido com o equipamento, sujeito a aprovação prévia da

CONCESSIONÁRIA.

7.5.10 Conservador de Óleo

7.5.10.1 Tanque

Deve suportar vácuo pleno. O sistema deverá incluir o conservador de óleo do tanque do

equipamento contendo um selo óleo-ar, consistindo de bolsa e dotado de um secador de ar a

sílica-gel, o qual manterá comunicação entre a atmosfera e o espaço no interior da bolsa

destinada a compensar a variação de volume do óleo isolante.

O conservador deve ter dois compartimentos separados, sendo um principal e outro para o

comutador de derivações sob carga. Deve existir um tubo de interligação entre os dois

compartimentos, na ocasião do enchimento.

O conservador deve possuir tampa para inspeção e limpeza, olhais para içamento e, na sua

parte inferior, um rebaixo com válvula de drenagem.


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O tubo de ligação entre o tanque e o conservador deve possuir dois registros de fechamento

rápido com válvulas esféricas e flanges. O arranjo deve permitir a fácil remoção do conservador.

7.5.10.2 Bolsa

A bolsa deverá ser construída de tela com camadas externas de borracha nitrílica intercalada

com elastômero. A face interna, com função de impermeabilizante, deverá ter uma barreira de

material resistente ao nitrogênio, ozônio e demais agentes atmosféricos. Os materiais

empregados não deverão sofrer deterioração pelo contato com o óleo quente. A tela deverá ser

reforçada internamente nos pontos de contato com o indicador de nível de óleo para evitar a

perfuração da bolsa. A bolsa deverá ser fornecida com detector de rompimento ótico-capacitivo.

A vida útil da bolsa deverá ser igual ou maior do que a vida útil do equipamento (40 anos). O tipo

da bolsa, fabricante e detalhes de especificação deverão ser identificados no projeto para facilitar

a reposição. As características mínimas a seguir deverão ser atendidas:

Espessura total 2 mm

Resistência á perfuração 65daN

Resistência torção 300 daN/5 cm

Ruptura a elongação por torção 20%

7.5.10.3 Sensor Ótico

Fornecimento e instalação de sensor que detecta a ruptura da bolsa ou membrana, instalado no

conservador de óleo, visando evitar a contaminação do transformador com umidade e oxigênio.

Deverá atender as seguintes características mínimas:

• Princípio de funcionamento ótico por reflexão/refração;


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• Conjunto composto de no máximo dois componentes, sendo um sensor que deve ser

montado sobre a membrana ou dentro da bolsa de borracha (lado do ar) e uma unidade de

controle que deve ser montada no painel do transformador em trilho tipo DIN;

• A unidade de controle deverá possuir um relé para alarmes com contato NA ou NF, reversível

pelo usuário através de jumper;

• A unidade de controle deverá possuir indicação visual para as condições da bolsa/membrana

e condições de funcionamento do dispositivo;

• Tensão de alimentação 38 a 265 Vcc/Vca; 50/60Hz;

• Temperatura de Operação da Unidade de controle -40 a +85ºC;

• Temperatura de Operação do Sensor -40 a + 100ºC.

7.5.11 Comutador de derivações em carga


O comutador deverá ser projetado de acordo com a norma NBR 8667 e deverá suportar esforços

impostos por curto-circuito externo, sob as condições mais desfavoráveis.

Além disso, o mecanismo deverá ser projetado para completar com sucesso uma mudança de

derivação durante o curto-circuito máximo a que estiver sujeito, caso esta mudança já tenha sido

iniciada.

A chave comutadora deve ser montada no meio do enrolamento, não se admitindo a sua

montagem na extremidade.

A chave seletora e a chave comutadora devem ser providas de reator ou resistor para redução

da tensão do arco devido ao fechamento e a abertura dos contatos a sobrecargas e curto-

circuito.

Assim, a chave seletora de derivações e a chave comutadora, ou a chave seletora comutadora,

devem se localizadas em um compartimento imerso em óleo, a vácuo ou SF6, devendo possuir

meios para impedir que o óleo do compartimento que encerra os contatos se comunique com o

óleo do tanque principal do transformador. O compartimento do comutador deve ser provido de

relé de fluxo e deve ser ligado a um setor separado do conservador de óleo.

O fornecedor deve apresentar, obrigatoriamente, sua proposta técnico/comercial com o

comutador a vácuo, a óleo e a SF6, ficando a escolha a critério da CONCESSIONÁRIA. O


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fornecedor deve explicitar o número de operações mínimas garantidas para cada um deles, além

das demais características técnicas.

Deverá ser garantida uma vida útil dos contatos para um mínimo de 500.000 operações a plena

carga.

Deverá ser também garantido um mínimo de 50.000 operações a plena carga, sem que haja

necessidade de reparo ou substituição de peças.

No caso da chave comutadora ser montada externamente, deve existir uma válvula localizada no

fundo ou na lateral do tanque para possibilitar a drenagem e coleta de óleo isolante.

Quando se tratar de chave comutadora montada internamente, a drenagem e coleta de óleo

isolante devem ser feitas com a tomada do óleo no fundo do tanque da chave, através de

tubulação adequada, localizada em uma das laterais do transformador, de preferência ao lado do

recipiente de sílica-gel. Estas tubulações devem ser providas de válvulas nas extremidades.

Todas as tubulações externas ao transformador devem ser projetadas de modo a não

dificultarem a retirada da chave comutadora.

O mecanismo de operação a motor deve ser alojado em caixa metálica, a prova de intempéries,

provida de porta com guarnições de borracha, com trinco e fechadura tipo “Yale”. O grau de

proteção do invólucro é no mínimo IP-54 (NBR 6146).

O comutador deverá ser operado por sinal de curta duração. A operação deverá ser completada,

seja o sinal mantido ou não. O controle do comutador deverá ser passo a passo, ou seja, a

manutenção do sinal durante o tempo requerido para uma operação não deverá comandar uma

segunda operação.

Uma operação, após iniciada, deverá ser completada mesmo quando houver uma interrupção no

suprimento dos serviços auxiliares.

As características do comutador sob carga não poderão limitar a potência do transformador,

inclusive em relação aos requisitos de sobrecarga, desta especificação e item 5.1.2 da NBR

5356.

7.5.11.2 Principais componentes do comutador

O comutador de derivações em carga deve incluir os seguintes elementos:

• Chave comutadora, equipada com corta-arcos, imersa em óleo;

• Mecanismo de operação motorizado com dispositivo de controle automático e proteção;

• Indicador de posição do comutador, visível externamente;


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• Contador de operações com totalizador;

• Manivela ou volante para operação manual do mecanismo, com bloqueio elétrico e/ou

mecânico, com dispositivo que impeça a operação do mecanismo pelo motor, quando a

manivela estiver engatada;

• Disjuntor geral com proteção termomagnética, para o circuito de alimentação;

• Contatores de partida e reversão do motor;

• Acionamento por motor, alimentado por fonte externa, trifásica religável para 380V e 220V

entre fases, 60Hz, trifásico;

• Conjunto de contatos secos para controle de paralelismo entre equipamentos;

• Conjunto de contatos secos, para indicação remota de posição do comutador, a ser ligado à

matriz de diodos;

• Chaves-limite, mecanicamente operadas, e travas mecânicas para impedir o percurso do

mecanismo além das posições extremas;

• Chave seletora de três posições "LOCAL-DESLIGADO-REMOTO";

• Botões para as operações locais de "ELEVAR", "DIMINUIR" e de "PARADA DE EMERGÊNCIA",

com lâmpada de indicação;

• Relés auxiliares, chaves magnéticas, blocos terminais, aquecedor com termostato,

iluminação, etc;

• Proteções dos circuitos feitas por disjuntores termomagnéticos com contatos para

sinalização e alarme;

• Poço para instalação de uma unidade de sensor de temperatura PT 100, na caixa ou tampa

da chave magnética do comutador;

• Válvula de 1/2” (meia polegada) a 15cm do fundo tanque, caso o comutador seja de uso

externo ou adaptar a mesma na tampa da chave magnética, possibilitando a instalação de

um sensor on-line de umidade dissolvida no óleo isolante;

• Filtro de óleo automático, caso a chave comutadora tenha interrupção a óleo;


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7.5.11.3 Comando do Comutador

O comando do comutador de derivações em carga deverá ser manual e automático, com

comando individual-remoto, conforme itens 8.8.2 e 8.8.3 da NBR 9368.

Para permitir o comando automático deverá ser fornecido o relé regulador de tensão (função 90)

e demais dispositivos necessários à operação individual e em paralelo com outro transformador,

com protocolo de comunicação DNP 3.0 e ISO.

Este relé deve ser da SEL, modelo 2414, com monitoramento de temperatura, referencia SEL

2414 (MOT) – 241421A1A9X743A1840, com do dispositivo de expansão de Entradas e Saídas

Digitais SEL 2505 (MOT) – 2505464XX

Estes equipamentos deverão ser fornecidos de forma avulsa para instalação em painel remoto.

O sistema de controle e indicação remota da posição taps do comutador de derivações em carga

adotado pela CONCESSIONÁRIA prevê a utilização de indicador digital. Desta forma deverá

fazer parte deste fornecimento, matriz de diodos com conversores BCD e/ou transdutores que

deverão ser instalados no armário do comutador e de forma a se obter simultaneamente a

seguinte configuração:

• Entradas para medições de posição de tap, tensão de linha e corrente de carga;

• Função multimedidor com indicações de potências ativa reativa e aparente, frequência, ator

de potência e outras;

• Indicação local de tap e controle automático/manual do comutador pelo painel frontal;

• Assistente de Manutenção do Comutador, com cálculos e indicações de:

- Número total de operações do comutador desde o início da operação;

- Número de operações do comutador desde a última manutenção;

- Média de operações diárias do comutador;

- Somatória total da corrente comutada ao quadrado desde o início da operação;

- Somatória da corrente comutada ao quadrado desde a última manutenção;

- Média de incremento diário da somatória de corrente comutada ao quadrado;

- Número de dias restantes para manutenção do comutador por número de operações;

- Número de dias restantes para manutenção por somatória da corrente comutada;


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• Programação de número de dias de antecedência para avisos de manutenção por número de

operações ou por somatória da corrente comutada;

• Função de regulação automática de tensão (relé 90), com 6 conjuntos de parâmetros de

regulação programáveis individualmente;

• Programação de faixa horária e dia da semana para seleção automática dos 6 conjuntos de

parâmetros de regulação;

• Proteções para o comutador e para a carga por sobrecorrente, subtensão e sobretensão;

• No mínimo 5 relés programáveis para indicações de avisos de manutenção e alarmes. Dois

relés para comando subir/baixar tensão;

• Uma saída em loop de corrente mA programável.

7.5.11.4 Sistema de filtragem do óleo do comutador em carga

a. Finalidade

Realizar a filtragem do óleo do comutador, com o objetivo de retirar componentes sólidos

(carbono) e líquido (H2O-umidade).

b. Tempo de cada ciclo de operação

Cada ciclo de operação deverá ser suficiente para deixar o óleo completamente limpo e livre

de impurezas sólidas e liquida, deixando o mesmo com as características dielétricas seguras

para operação do comutador.

c. Componentes principais do sistema de filtragem

- Conjunto moto-bomba com filtro apropriado para filtrar componentes sólidos (carbono-

originado da comutação sob-carga) e também a retirada de umidade (H2O) do óleo

isolante do cilindro do comutador sob-carga;

- Filtro do tipo cartucho combinado para retirada de sólidos e líquidos;

- Manômetro indicador de pressão: indicar pressão que o filtro deverá ser substituído

(adequado para indicação local e remota);

- Pressostato com um contato para sinalização e alarme (adequado para indicação local e

remota);

- Duas válvulas tipo esfera, sendo uma antes e a outra depois do conjunto moto-bomba,

filtro e acessórios;


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- Válvula tipo esfera para drenagem do óleo do sistema de filtragem (localizada na

tubulação de alimentação do conjunto);

- Válvula para retirar amostra de óleo, localizada na moto-bomba;

- Terminal de aterramento do conjunto moto-bomba;

- Caixa de terminais para alimentação da moto-bomba;

- Placa de identificação do conjunto moto-bomba.

d. Interligação do conjunto moto-bomba ao transformador

- Tubulação e componentes de alimentação;

- Tubulação e componentes de retorno.

e. Painel (cabine) de comando, controle e proteção independente contendo:

- Componentes de comando, controle e proteção, identificados;

- Placa de identificação;

- Deverá ser provido de fechadura metálica tipo “YALE”, com chave;

- Resistor de aquecimento, com proteção (cobertura) para evitar contatos acidentais;

- Iluminação interna;

- O curso de abertura da porta deverá ser de 180 graus, e, com trave para evitar

fechamentos involuntários;

- As chapas deverão ter espessura mínima de 2,65mm. As aberturas para ventilação

deverão ser protegidas por fina tela metálica. Tais aberturas deverão ser posicionadas de

forma a impedir a entrada de água da chuva; o grau de proteção deverá ser no mínimo IP-

54, conforme NBR 9368 e NBR 6146;

- Barra de aterramento interna à caixa;

- Outros acessórios necessários para perfeito funcionamento, operação e manutenção do

sistema. Fornecer esclarecimentos e detalhes de manutenção.

f. Sinalizações locais e remotas:

- Subtensão no circuito de comando e controle;

- Subtensão de falta de fase ou falta de tensão nos circuitos;

- Atuação dos circuitos de proteção;


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- Sistema em funcionamento;

- Falha no sistema;

- Indicação do número de operações;

- Indicação da pressão registrada no manômetro;

- Sinalização proveniente do termostato.

g. Outras considerações

- Os circuitos de iluminação e resistência deverão ser protegidos por disjuntor

termomagnético com contatos para sinalização e alarme;

- Os circuitos de alimentação da moto-bomba, comando e controle deverão ser protegidos

por disjuntores termomagnéticos com contatos para sinalização e alarme;

- O sistema moto-bomba e filtro deverão entrar em operação todas as vezes que houver

uma comutação em carga;

- O conjunto moto-bomba deverá ser localizado em um lugar apropriado e de fácil

manuseio. Deverá ter alças próprias para levantamento;

- Pintura: conforme transformador;

- O tipo do conjunto de filtragem adotado deverá estar de acordo com as características e

projeto do transformador e do comutador sob carga.

7.5.12 Comutador sem tensão

Quando solicitado no processo de aquisição, o transformador deve ser provido de um comutador de

derivações para operação manual com o transformador desenergizado. O comutador deve ser de

construção sólida e provido de mecanismo externo, localizado fora do tanque, para operação

manual com manivela acessível ao chão (aproximadamente 1,5m).

Quando não houver indicação no processo de aquisição, o comutador sem tensão deve ser

instalado no enrolamento de tensão superior.

O comutador deve ser provido de indicador de posição bem visível localizado de modo a permitir

operação e inspeção, sem que o operador tenha que se aproximar perigosamente das partes

energizadas.

Deve ser previsto um cadeado no comutador para evitar a mudança de derivação por pessoa não

habilitada.


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Todo o conjunto do mecanismo e chave comutadora sem tensão deve ser montado na parte

superior do tanque principal de modo que se possa inspecionar e fazer manutenção no mesmo

através da janela de inspeção exclusiva para este fim, sem que seja necessária a retirada do

núcleo/bobina.

7.5.13 Sistema de Resfriamento

7.5.13.1 Radiadores

Os radiadores deverão ser galvanizados a fogo. Os radiadores deverão receber numeração

sequencial a qual deverá constar ao lado dos flanges no radiador e tanque conforme desenho de

arranjo físico.

O sistema de resfriamento deverá ser projetado de modo a assegurar que a retirada de serviço

de um radiador, o transformador funcionará sem que sejam excedidos os limites de elevação de

temperatura, durante a operação à tensão nominal em qualquer estágio.

Os radiadores deverão ser removíveis, com válvulas para conexão com o tanque dotadas de

flanges soldados, providos de olhais para içamento, e projetados de modo a resistirem às

mesmas condições da pressão e vácuo especificados para o tanque. Deverão ser localizados

preferencialmente em partes externas para facilitar o acesso e eventual remoção.

7.5.13.2 Equipamento de Ventilação Forçada

O transformador deve ser fornecido com 1 ou 2 estágios de ventilação forçada, conforme

estabelecido no processo de aquisição.

Cada moto-ventilador deverá possuir indicação do sentido de rotação, fluxo e estágio de

ventilação, além de rolamentos blindados e grau de proteção IPW55.

Os moto-ventiladores deverão ser removíveis, independentes e protegidos por grades em aço

inoxidável (com grau de proteção conforme NBR 6146), para evitar contatos acidentais. Devem

ser fixados aos radiadores por meio de tirantes de aço zincado por imersão a quente.

Os motores trifásicos devem ser à prova de tempo, religáveis para tensões 380V e 220V entre

fases, 60Hz e deverão ser protegidos por disjuntores termomagnéticos com contatos auxiliares

para sinalização de posição e alarme.

Deverão ser previstas facilidades para as seguintes sinalizações remotas:

• Posição das chaves seletoras;

• Subtensão no circuito de comando;

• Atuação dos dispositivos de proteção de motores;


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• Falta de tensão no circuito de força;

• Equipamentos de refrigeração ligados, por estágio;

• Falha nos equipamentos de refrigeração, por estágio.

Os moto-ventiladores devem ser montados na posição lateral dos radiadores e nunca na sua

parte inferior, para não reter água.

Devem ser previstos meios de evitar vibrações decorrentes do funcionamento dos moto-

ventiladores.

A entrada em operação automática dos moto-ventiladores deve ser comandada pela temperatura

do óleo ou corrente dos enrolamentos de baixa tensão, através dos contatos do indicador de

temperatura dos enrolamentos.

Deve ser disponibilizado sistema de comutação para o acionamento manual do grupo de

refrigeração ONAF2.

Deve ser prevista proteção contra sobrecorrentes e falta de fase para os motores dos

ventiladores.

Os condutores de alimentação dos motores devem ser de cobre flexível, isolados para 750V do

tipo chama não propagante, corretamente dimensionados.

7.5.14 Transformadores de Corrente de Bucha

O transformador de potência deve ser fornecido com transformadores de corrente para proteção,

instalados na bucha de neutro e nas buchas de fases. Os mesmos deverão atender ao estabelecido

na norma NBR 6856 e fabricados e ensaiados de acordo com as últimas revisões das normas

ABNT.

Deverão ser previstos dois transformadores de corrente para proteção por cada bucha de alta e de

baixa e um de medição para as buchas de baixa, de múltiplas correntes, com corrente nominal

primária dimensionada pela maior corrente circulante no enrolamento (com potência máxima, último

estágio de ventilação forçada, e o comutador do “tap” nominal) e a mínima em aproximadamente

30% da corrente em potência ONAN.

O transformador da bucha de neutro deve ter de 600/300/150-5AOs transformadores de corrente de

proteção tem as seguintes características adicionais:


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Fator Térmico Nominal 1,5

Classe de Exatidão (proteção) 10B200

Corrente Suportável de Curta Duração

138kV e 69kV 31,5kA

34,5 e 13,8kV 7,5 x In

Os transformadores de corrente de medição, destinados à indicação de temperatura dos

enrolamentos e ao controle automático do comutador sob carga devem ter fator térmico 1,5 e classe

de exatidão 0,3C50.

7.6 Características Operacionais

7.6.1 Elevação de Temperatura

As elevações de temperatura dos enrolamentos, do óleo, das partes metálicas e de outras partes,

não devem exceder aos limites especificados na Tabela 1 do item 4.2 da NBR 5356-2.

O transformador deverá satisfazer aos limites de elevação de temperatura correspondentes a

material isolante classe A (temperatura limite atribuída 105 °C), com limite de elevação de

temperatura do ponto mais quente de 65 °C.

Os limites de elevação de temperatura devem se aplicar para cada derivação à potência, tensão e

corrente da derivação, conforme item 6.6 da ABNT NBR 5356-1.

7.6.2 Sobrecarga e Curto-Circuito

O transformador deverá atender as condições de sobrecarga estabelecidas nas normas NBR 5356-

2 e NBR 5416.

7.6.3 Características de suportabilidade a curtos-circuitos externos

O transformador, junto com todos os equipamentos e acessórios devem ser projetados e

construídos para resistir, sem danos, aos efeitos térmicos e dinâmicos das correntes de curto-

circuito externas.

As sobrecorrentes nos enrolamentos devem ser determinadas pelas impedâncias do sistema e do

transformador. A duração da corrente a ser usada para o cálculo da capacidade térmica de suportar

curtos-circuitos é de 2 segundos.

O maior valor admissível para a temperatura média de cada enrolamento após o curto-circuito deve

ser conforme a Tabela 3 da seção 4 da NBR 5356-5.


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O procedimento para ensaio de curto-circuito deve seguir a seção 4 da ABNT NBR 5356-5.

Os requisitos com relação à capacidade para resistir a curto- circuitos devem ser determinados

conforme a seção 3.2.2 da NBR 5356-5, 6.5.2 – Sobrecarga e Curto-Circuito.

O transformador deve ser projetado para suportar sobrecargas de pequena duração bem como

suportar os esforços provocados por curto-circuitos, em conformidade com as normas NBR 5356 e

NBR 5416.

Os equipamentos auxiliares, tais como: buchas, comutador, TC’s de bucha, TC de controle do

comutador, entre outros, devem suportar sobrecargas correspondentes a até uma vez e meia a

potência nominal do transformador.

7.6.4 Corrente de Excitação

A corrente de excitação sem carga, à frequência e tensão nominais, não deve ser superior a 1,2%

da corrente nominal.

A corrente de excitação com 110% da tensão nominal não deve ser superior a 2,5% da corrente

nominal. A corrente nominal deve ser aquela medida na frequência e tensão nominais, com o

comutador na posição correspondente a tensão nominal.

7.6.5 Resfriamento

O transformador deve ser fornecido com sistema de ventilação necessário para atender as

potências especificadas, inclusive painel de alimentação e proteção nas seguintes condições:

a. Quando em ONAN, com ambas as válvulas de um radiador fechadas;

b. Quando em ONAF1 e ONAF2, com todas as válvulas dos radiadores abertas, porém com os 2

(dois) ventiladores desligados.

7.6.6 Operação em Paralelo

Todos os transformadores de um mesmo item da encomenda devem ser projetados para operarem

em paralelo, um com o outro.

Quando o transformador for projetado para operar em paralelo com outro transformador já existente,

a CONCESSIONÁRIA fornecerá as características deste último transformador.

A impedância do transformador deve concordar com a do transformador com o qual operará em

paralelo com uma diferença máxima de 7,5%, tendo como base a potência ONAN na tensão

nominal / comutador no “tap” principal, a 75ºC.

7.6.7 Circuitos Auxiliares

A alimentação disponível na subestação, para os circuitos auxiliares do transformador é a seguinte:


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a. Circuito de Força: 380/220 Vca, trifásico, 60Hz, 4 fios

b. Circuito de Comando: 125Vcc e/ou 220 Vca, monofásico, 60Hz, 2 fios.

7.6.8 Avaliação das Perdas

Para fins de julgamento das propostas, será calculado, para cada item da compra, o custo final do equipamento, capitalizando-se para isto as perdas, mediante fórmula a seguir:

)PK(PCTFVA(N,i)CC gCgETRF ×+××+= 0

FC Custo final capitalizado do transformador (R$);

TRC Preço unitário de aquisição do transformador (R$);

)i,N(FVA Fator de valor atual de uma série de pagamentos uniformes, durante N anos, com taxa

de desconto i, calculado por:

N

N

)i(i

)i()i,N(FVA

+

−+=

1

11

N Número de anos considerados na capitalização (20 anos);

i Taxa de juros anual (12%);

T Número de horas por ano (8760 horas);

EC Preço das perdas de energia no mês do início do processo de aquisição;

gP0 Perdas em vazio do transformador garantidas pelo PROPONENTE(kW);

K Constante determinada em função dos valores médios do fator de utilização, do fator

de carga e do fator de perdas dos transformadores instalados no sistema elétrico da

Concessionária;

gCP Perdas em carga do transformador, na base ONAF II, garantidas pelo PROPONENTE

(kW).

Para todos os efeitos, as perdas em carga poderão ser consideradas como sendo a diferença entre as perdas totais e as perdas em vazio declaradas pelo PROPONENTE.

Caso os valores das perdas verificadas nos ensaios de recebimento forem superiores aos valores garantidos na proposta, a CONCESSIONÁRIA poderá aceitar ou não o equipamento, de acordo com suas conveniências. Caso o equipamento seja aceito, a CONCESSIONÁRIA deduzirá do preço contratual a quantia correspondente às perdas excedentes, calculada pelo emprego da fórmula a seguir:

FPPP C)RR(RC×+=

0

PR Redução do preço contratual correspondente às perdas excedentes (R$);


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0PR Relação entre o valor das perdas em vazio obtida nos ensaios de recebimento e o

valor das perdas em vazio garantidas na proposta. Caso o valor calculado de 0P

R seja

menor ou igual a zero, o valor a ser considerado para esta parcela será zero.

10

00

−=

g

medP P

PR

medP0 Perdas em vazio do transformador verificadas nos ensaios de recebimento (kW);

CPR Relação entre o valor das perdas em carga obtida nos ensaios de recebimento e o

valor das perdas em carga garantidas na proposta. Caso o valor calculado de CP

R seja

menor ou igual a zero, o valor a ser considerado para esta parcela será zero;

1−=

gC

medCP P

PR

C

medCP Perdas em carga do transformador verificadas nos ensaios de recebimento (kW).

7.7 Acessórios Diversos

7.7.1 Indicador Magnético do Nível de Óleo

São fornecidos 2 (dois) indicadores, sendo um para o óleo do conservador do transformador e outro

para o óleo do comutador de derivações. Os indicadores tem mostradores com indicação dos níveis

máximo, mínimo e o relativo a 25°C. Tem 2 (dois) contatos não aterrados para nível máximo e nível

mínimo. A capacidade dos contatos é conforme norma NBR 9368.

7.7.2 Relé tipo Buchholz

Os transformadores de tensão nominal ≥ 69kV devem ser fornecidos com relé de detecção de

gases diluídos. Para as demais tensões, os transformadores devem ser fornecidos com ponto para

instalação deste dispositivo.

Deve ser instalado entre o tanque principal e o conservador, e ser equipado com três jogos de

contatos, sendo o primeiro operado pela acumulação de gás, o segundo para desligamento e o

terceiro para alarme do desligamento. A capacidade dos contatos deve ser conforme norma NBR

9368.

Deve possuir sensor para monitoramento da umidade no detector de gases dissolvidos, com

dispositivo de alarme para as condições de falha, viabilizando a antecipação de ações corretivas.


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O relé de gás, tipo Buchholz, para o tanque principal, anti-sísmico, deve possuir válvula de sangria e

dispositivo para operação manual dos contatos, conforme norma NBR 9368 e com as

características técnicas mínimas indicadas a seguir:

• Contato que atua por volume de gás acumulado (cm3);

• Janela graduada para indicação do volume de gás acumulado;

• Contato que atua por velocidade mínima de óleo (m/s);

• Dispositivos adequados na parte superior, para a retirada de amostra de gases, aplicação de

analisador e ensaio de relé;

• Bujão de drenagem na parte inferior;

• Válvulas para reter o óleo antes e depois do relé Buchholz;

• Ser constituído de duas bóias de nylon e sólidas à prova de penetração de líquido isolante;

• Contatos ser do tipo redd´s magnéticos, anti-sísmico e com capacidade de condução de 0,5A em

125 Vcc e de 6A em 220 Vca e capacidade de interrupção de 0,5A em 125Vcc e 0,5A em

220Vca;

• Nível de isolamento de 1,5kV/1min;

• Diâmetro de passagem do líquido isolante e escala de atuação ser definida conforme tabela

abaixo:

Potência do Transformador (MVA)

Diâmetro Nominal (mm)

Até 5 25

De 5 a 20 50

De 20 a 50 80

Acima de 50 100

7.7.3 Válvula de Alívio de Pressão

Deve ser do tipo mola, instalada no tanque principal, em posição tal que impeça a queda do óleo

sobre o transformador ou sobre acessórios que possam exigir a ação do operador. Deve incluir

dispositivo de canalização do óleo até o nível da base do trafo. Deverá atender as seguintes

características mínimas:

• Deve ser constituída por dois contatos, com capacidade de condução dos contatos de 10 A em

250 Vca cos ∅ = 0,4 ± 25% e de 3 A em 250 Vcc t = < / r 40 ms ± 15%;


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• Nível de isolamento de 1.500 V / 1 min;

• Pressão normal de operação: 0,70 +/-0,07 Kgf/cm2 ao nível do mar;

• Diâmetro de passagem de acordo com projeto do transformador (≥ 50 mm).

O dispositivo de alívio de pressão deve operar de maneira que o valor da sobrepressão não

ultrapasse o valor máximo admissível, com a eventual descarga do óleo, e ser provido de

dispositivo direcionador do óleo para fora do tanque do transformador e no sentido contrário à

disposição dos acessórios que possam exigir ação do operador.

Nota:

4. Enviar desenhos/documentos e memória de cálculo para aprovação, que comprovem o

funcionamento e proteção da estrutura metálica (tanque) do transformador durante um curto-

circuito interno.

7.7.4 Dispositivo de proteção contra sobrepressão e fluxo do comutador

O comutador de derivações deve possuir um relé de fluxo e/ou um de sobrepressão. Ambos devem

ter dois contatos, um para alarme e outro para desligamento, conforme norma NBR 9368.

Deve ser permitida a retirada destes relés sem provocar o vazamento do óleo.

7.7.5 Secador de Ar a Sílica-gel

São fornecidos 2 (dois) secadores, sendo um para o tanque principal e outro para o tanque do

comutador de derivações, além do fornecido com o tanque-pulmão.

Devem existir duas válvulas na tubulação de saída do respirador do conservador de óleo do

transformador, uma para ligação do sistema de selagem e outra para instalação do secador de ar

do transformador, que também deve ser fornecido.

São de preferência de material metálico, com capacidade adequada, e instalados em posição que

permita fácil substituição da carga.

A sílica gel deve ser na cor laranja, granulação média 6mm ± 2. Acondicionamento em caixa ou

barrica, sacos plástico de 1kg.

7.7.6 Sensor de Temperatura do Óleo e Enrolamentos

Aplicável a reatores ou transformadores, para monitorar a temperatura do óleo e de enrolamentos,

para proteção térmica, funções 26 e 49 (Relé SEL2414 ou similar) e controle do resfriamento

forçado, evitando envelhecimento acelerado do equipamento.

Utilizar um monitor de temperatura com as características mínimas a seguir:

• Duas entradas auto-calibradas para sensores Pt100, para temperatura do topo do óleo;


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• Preparado para medição redundante de temperatura do topo do óleo, com 2 sensores Pt100;

• Uma entrada de medição de corrente de carga com TC externo clip-on, faixa universal 0-10A;

• Cálculo de temperatura do ponto mais quente do enrolamento (hot-spot);

• Controle de resfriamento forçado preparado para expansão a até 4 grupos, com alternância por

tempo de operação dos grupos;

• Acionamento automático da ventilação por percentual de carga, com histerese ajustável;

• Função de exercício periódico automático dos ventiladores;

• Acionamento temporizado dos grupos de ventilação em caso de falta de alimentação;

• Relés de trip por temp. do óleo e enrolamento com dupla segurança no acionamento – controle

simultâneo por 2 microcontroladores e acionamento por sinal alternado;

• Preparado para monitoração do diferencial de temperatura instantâneo do comutador sob carga,

de forma a manter intercambiabilidade com outro sensor caso haja necessidade;

• Preparado para monitoração do diferencial de temperatura filtrado do OLTC, com filtro ajustável,

de forma a manter intercambiabilidade com outros sensores caso haja necessidade;

• Ajuste automático de alarmes por diferencial instantâneo e filtrado, com tempo programável;

• Mínimo de oito relés para alarmes e trips por temperaturas do óleo e enrolamento, controle de

resfriamento, alarme do comutador e autodiagnóstico;

• No mínimo duas saídas em loop de corrente mA programáveis, para temperatura do óleo e

enrolamento.

Deve ser instalado no painel de equipamentos auxiliares do transformador. A entrada de corrente é

através de um TC, próprio para esse fim, que deve ser instalado na bucha X2.

7.7.7 Válvulas para Enchimento e Retirada do Óleo

Devem ser previstas válvulas conforme abaixo:

a. Uma de 1 ½” (uma e meia polegadas) de diâmetro, sendo na lateral do tanque principal, próximo

ao topo, provida de um defletor para evitar fluxo de óleo sobre os enrolamentos;

b. Uma de 1 ½” (uma e meia polegadas) de diâmetro, na face oposta, posicionada a 15cm do fundo

do tanque, provida de bujão para retirada de amostra de óleo, com redução para ½” (meia

polegada) de diâmetro;

c. O conservador deve ser provido de válvula de 1 ½” (uma e meia polegada) de diâmetro.


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Todas as válvulas devem ser do tipo esférica, corpo em bronze e esfera de aço inox, com exceção

das válvulas dos radiadores que devem ser do tipo borboleta.

7.7.8 Meios de Locomoção

A base do transformador deve ser provida de 4 (quatro) rodas de flanges largos para movimento em

duas direções ortogonais, conforme detalhe no Anexo E, em via de trilhos com bitola de 1435 mm

para transformadores até 138 kV, e com bitola de 2870 mm para transformadores de 230 kV.

Devem ser de aço fundido com dureza entre 255 e 350 Brinell e serem adequadas para trilhos TR45

e TR57.

A base deve ainda ser provida de 4 (quatro) sapatas para possibilitar o levantamento do

transformador por meio de macacos hidráulicos, com altura mínima de 300mm da base de apoio.

Devem ser previstos ganchos para a suspensão do transformador completo, e olhal para tração nas

quatro faces.

7.7.9 Meios de Aterramento

Para fins de aterramento, devem ser soldadas à base do transformador, duas placas de aço

inoxidável, de faces planas e lisas. Cada placa deve ter dois furos rosqueados para parafuso de

12,7 mm de diâmetro, rosca 13 NC, espaçados horizontalmente de 44,5 mm de centro a centro. A

profundidade mínima de furo deve ser de 12,7 mm.

As duas placas devem ser acompanhadas de conectores de aterramento tipo prensa chapa-cabo

para cabos de cobre de 70mm² até 120mm².

7.7.10 Suporte para Pára-raios

Devem ser fornecidos suportes para pára-raios no lado de alta tensão e baixa tensão. Furação: 3 furos de 14mm de diâmetro dispostos sobre circunferência de 180mm de diâmetro, defasados de 120° um do outro, e mais 3 furos idênticos sobre a circunferência de 220mm de diâmetro. Os suportes dos pára-raios não devem ser fixados nos radiadores.

7.7.11 Painel Local de Controle e Proteção


Todas as conexões dos terminais secundários dos transformadores de corrente tipo bucha,

monitor de temperatura, indicadores de nível de óleo do comutador e do transformador, relés

Buchholz, etc., deverão ser instalados em um único armário a prova de tempo e poeira, com o

fundo no mínimo 300 mm do plano de apoio do transformador sem rodas e com grau de


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proteção IP-54, conforme NBR 6146, instalado em suportes no tanque do transformador e em

posição acessível.

Esse armário deverá ser instalado em posição acessível e sempre que possível, no lado de

baixa tensão, e ser à prova de intempéries, ter grau de proteção IP-54, conforme NBR IEC

60529.

Deverá ser provido de portas com fechaduras, tomadas, iluminação interna com comando

através de chaves fim de curso, acionadas pela porta e de resistências de aquecimento

comandadas por termostato instalado no próprio armário.

Uma placa metálica contendo o diagrama de fiação correspondente deverá ser fixada na parte

interna da tampa.

Não deverão ser utilizados eletrodutos para abrigar os cabos de interligação dos dispositivos

instalados no transformador até os seus respectivos armários. Os cabos deverão ser próprios

para uso ao tempo, conforme detalhes constantes no item 7.7.12.3 desta ET.

As réguas terminais dos armários deverão estar localizadas na parte inferior dos mesmos para

facilitar a execução das conexões.

O armário dos circuitos auxiliares deverá ser provido de dispositivo anti-vibração para a conexão

do mesmo ao corpo do transformador.

O fabricante deverá projetar as dimensões do armário dos circuitos auxiliares de forma a existir

espaço suficiente para a realização dos serviços de manutenção, assim como também a

identificação dos equipamentos e de toda a fiação deverá ser de fácil visualização.

A CONCESSIONÁRIA durante a fase de aprovação dos desenhos de fabricação poderá solicitar

a substituição do armário dos circuitos auxiliares para um armário com dimensões maiores.

7.7.11.2 Bornes de Conexão

Deverão ser instalados os seguintes bornes de conexão:

• Bornes duplos tipo seccionáveis, conexão a mola, para cabos de 1,5 mm2 a 2,5 mm2

(referência: borne seccionável, conexão a mola, cor bege, ref. ZTR 2,5 – 2 da Conexel);

• Bornes tipo OTTA 6 mm para cabos dos circuitos de corrente (referência: borne de passagem,

tipo olhal, ref. D-OTTA-6 da Phoenix);

• Bornes duplos fusíveis para cabos dos circuitos de tensão (referência: borne fusível, ref. ASK

1, bege – Conexel, fusível tubular, 2A/250V, ação rápida – C902480.00 – Conexel);


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• Bornes com cores diferenciadas para as “linhas de trip” dos equipamentos (referência: borne

seccionável, conexão a mola, cor azul, ref. ZTR-2,5-2BL da Conexel);

• Resistência de isolamento entre terminais > 100.000 MOhms;

• Capacidade de 100 A (0,5s) nos terminais de corrente;

• Máxima tensão de trabalho de 1000 Vrms (em todos os terminais);

• Capacidade de suportar tensão aplicada de 2000 Vrms por 1 minuto;

• Contatos resistentes à corrosão;

• Toda régua borne deverá ser identificada pelos “postes” de fixação da mesma e o sistema de

identificação da fiação deve ser por meio de anilhas plásticas individuais, tipo: origem /

destino. Não será admitido o uso de mais de um condutor por terminal e devem ser

considerados bornes reservas (10%).

7.7.11.3 Cablagem e fiação

Fornecimento este em forma de cabos flexíveis de cobre, com dois ou mais condutores de bitola

em mm que não podem ultrapassar qualquer limitação de emprego estabelecida pelo fabricante;

devem ser antichamas com isolação e cobertura de neoprene para 1kV, previstos para

temperatura de operação em regime normal de 90 à 130ºC, de acordo com a norma NBR 9114,

levadas a bornes terminais numerados de acordo com o correspondente esquema elétrico.

As bitolas dos fios e cabos condutores devem ter as seguintes características:

a. SECUNDÁRIOS DE TC’S

- Cabo flexível 4,0 mm, na cor vermelha.

b. COMANDO CA

- Fase: cabo flexível 2,5 mm2, na cor preta;

- Terra: cabo flexível 2,5 mm2, na cor verde;

- Iluminação/Aquecimento: cabo flexível 2,5 mm2, na cor branca;

- Alarme: cabo flexível 1,5 mm2, na cor preta.

c. CIRCUITO DE TENSÃO CC, UTILIZAÇÃO INTERNA:

- Tensão 125 Vcc positiva: cabo flexível 2,5 mm2, na cor amarela;

- Tensão 125 Vcc negativa: cabo flexível 2,5 mm2, na cor verde.


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d. ACESSÓRIOS PARA UTILIZAÇÃO INTERNA (sinais de entradas digitais e saídas digitais):

- Cabo flexível 1,0 mm2, na cor cinza.

e. CIRCUITO DE CORRENTE E TENSÃO, UTILIZAÇÃO EXTERNA:

- Cabo de 4 fios (tento) de 4 mm2.

Nota:

5. Os cabos especificados acima deverão ter as características exigidas por normas e

comprovadas suas características através de laudos.

6. Nas extremidades de todos os cabos de controle e dos TC’s de buchas, tanto em seu corpo

como no painel dos circuitos auxiliares as suas pontas deverão estar estanhadas e deverão

ser utilizados terminais do tipo olhal isolado, de acordo com a bitola dos condutores e suas

pontas deverá estar acabadas com terminações contráteis.

7. A identificação da fiação deverá ter endereçamento cruzado ponto a ponto e não será aceito

para a identificação de componentes ou fiações o sistema de crachás, pois toda

identificação de componentes deverá ser feita através de placas de acrílico.

8. A instalação desta nova fiação deverá ser realizada através de prensa cabos na entrada dos

cabos nos respectivos equipamentos com o armário. Todos os cabos deverão ser alocados

em eletro-calhas, ou seja, em bandejas metálicas fabricadas em chapas de aço SAE

1008/1010, conforme a NBR 11888-2 e NBR 7013. Dobradas em forma de “U”, todas com

virola (abas voltadas para parte interna), proporcionando maior resistência a flexo-torção.

Elas devem ser totalmente perfuradas, oferecendo ventilação nos cabos, devem acompanhar

todos os acessórios necessários, visando um excelente acabamento quando do lançamento

de todos os cabos.

7.7.12 Sistema de Selagem para a Atmosfera

Os transformadores devem ser selados para a atmosfera, utilizando-se para isto o gás Nitrogênio

super seco.

O sistema de selagem é composto de tanque cilíndrico metálico, equipado com pulmão de película

coextrudada de polietileno de alta densidade e poliamida resistente ao óleo mineral isolante e a

atmosfera rica em ozônio, um desumidificador de ar com sílica gel, duas válvulas de bloqueio da

interligação, duas válvulas de bloqueio para troca de carga e outros acessórios de

instalação/montagem.

Deve ser interligado ao conservador de óleo, através de derivação, com válvulas, da tubulação do

reservatório de sílica gel do transformador.


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O sistema de selagem para a atmosfera deve ser fornecido juntamente com o transformador. O

Fornecedor deve cotar este sistema em separado, cabendo exclusivamente a CONCESSIONÁRIA

a opção de inclusão ou não no processo de compra.

7.7.13 Pintura e Acabamento

Deve ser feito arredondamento em todas as bordas do tanque e de todos os componentes a serem

pintados ou galvanizados como:

- Tampa principal e tampas de inspeção;

- Conservador de óleo;

- Radiadores;

- Suportes;

- Armários.

A pintura deve ser aplicada após preparação da superfície. A medida de espessura da película seca

não deve contemplar a rugosidade da chapa, isto é, a espessura deve ser medida acima dos picos.

O Fabricante deve observar as recomendações contidas no Anexo C desta Norma em relação às

etapas precedentes a pintura.

O processo de pintura do equipamento, bem como dos seus componentes e acessórios, inclusive

conservadores de óleo, deve ser conforme abaixo:

d. Tratamentos de Superfícies Interna e Externa

- Desengraxe com uso de solventes, segundo norma SSPC-SP1-63;

- Jateamento com granalha de aço ao metal branco padrão grau SA-2 1/2 segundo norma SIS-

05.5900 ou norma SSPL-PS-63. Opcionalmente, para as superfícies internas nos pontos onde

não é possível o jateamento, é permitido o sistema de decapagem química segundo norma

SSPL-SP8-63;

- Procedimentos de pré-tratamento da superfície para pintura:

I) Limpar a superfície com ar comprimido isenta de água e de óleo;

II) Inspeção da superfície a ser pintada, antes da aplicação da tinta de fundo, quanto à

presença de corrosão, graxa, umidade e outros materiais estranhos. Se for constatada

a presença de óleo ou graxa, limpar a superfície com xilol;

III) Pintura de toda a superfície preparada, com a tinta de fundo, na mesma jornada;


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IV) Aplicação de uma camada de tinta, antes de cada demão normal, em regiões de solda,

frestas e outras de difícil acesso;

V) Espera do tempo de repintura recomendado pelo fabricante da tinta ou, na ausência

desta informação, espera de um tempo mínimo de 12 horas e máximo de 24 horas. No

caso do tempo máximo de repintura ser ultrapassado, lixar a camada de tinta existente

antes da aplicação da demão seguinte;

VI) Vedação das eventuais frestas existentes com massa flexível a base de poliuretano;

VII) Não aplicação de tinta se a temperatura ambiente for inferior a 50ºC ou superior a

500ºC;

VIII) Não aplicação de tinta em tempo de chuva, nevoeiro ou quando a umidade do ar for

superior a 85%.

e. Pintura Interna

- Aplicar uma demão de Shop Primer Epóxi, espessura de 20 µm (médio);

- Aplicar uma demão de epóxi poliamina na cor branca, isenta de ácidos graxos espessura de

80 µm (médio);

- A espessura final da película seca deve estar na faixa de 90 a 110 µm.

f. Pintura Externa

- Aplicar uma demão de tinta epóxi pigmentada com zinco e com alumínio (mínimo de 65 ± 2%

na película seca) com espessura de película seca de 80 µm (médio);

- Aguardar o tempo de repintura recomendado pelo fabricante da tinta. Na ausência desta

informação, aguardar no mínimo 12 horas e no máximo 24 horas;

- Se o tempo de repintura for ultrapassado, lixar levemente a camada de tinta antes da

aplicação da demão seguinte;

- Vedar as eventuais frestas existentes com massa flexível a base de poliuretano;

- Aplicar duas demãos de tinta epóxi curada com poliamida com espessura de película seca de

100 µm por demão;

- Aguardar o tempo de repintura recomendado pelo fabricante da tinta. Na ausência desta

informação, aguardar no mínimo 12 horas e no máximo 24 horas;

- Aplicar uma demão de tinta de acabamento a base de poliuretano acrílico alifático com

espessura de película seca de 60 mi µm na cor cinza claro notação Munsell N6.5;


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- A espessura final da película seca deve ser de 340 µm;

- Deve ser fornecida uma quantidade suficiente de tinta para retocar superfícies danificadas

durante o transporte.

g. Ventiladores e Radiadores

- Os ventiladores e radiadores devem ser galvanizados por imersão a quente, conforme as

normas NBR 6323 e NBR 8158, devendo ter espessura mínima de 100 µm. A grade do motor

do ventilador também deve ser galvanizada, utilizando o mesmo processo.

h. Demais Componentes

- Todos os componentes e acessórios, inclusive os motores dos ventiladores, devem receber

tratamento e pintura conforme o tratamento dado à superfície externa do transformador.

7.8 Identificação

O transformador deve ser provido de placas de identificação, sendo uma ou mais placas de fiação e

uma ou mais placas diagramáticas, em aço inoxidável, com espessura mínima de 1,5mm.

A placa diagramática deve conter todas as informações previstas na norma NBR 5356/9368, além do

número e item da Ordem de Compra, o fator térmico dos TCs, os valores das impedâncias de curto-

circuito na potência base ONAN, obtidos nos ensaios de recebimento, nas posições extremas e na

principal do comutador, o tipo e o número de série da chave comutadora, do acionamento motorizado

bem como o número do código de equipamento (que é fornecido na aprovação dos desenhos). A

placa deve ser instalada no tanque principal ou na porta do painel de controle, em local bem visível.

A placa de fiação do comando e proteção deve ser conforme norma NBR 9368. A sua instalação deve

ser na face interior da porta do painel de controle do transformador.

7.9 Embalagem

O transformador deve ser preparado para o embarque de modo a proteger o tanque, radiadores,

núcleos e bobinas, buchas e todos os acessórios auxiliares contra a corrosão e umidade, ou danos

que possam ser causados por vibrações no preparo e durante o transporte.

As válvulas e outras peças salientes susceptíveis de danos durante o transporte devem ser protegidas

por anteparos aparafusados.

O transformador deve ser transportado sem óleo e sem buchas. Após os ensaios de aceitação, o

transformador deve ser desmontado e pressurizado com nitrogênio “super-seco”, com pressão

positiva. Os enrolamentos devem estar perfeitamente secos. O Fabricante deve, por ocasião do

embarque, medir a pressão do nitrogênio e a sua temperatura.


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A pressão do Nitrogênio, durante o transporte, deve ficar entre 2x104 N/m² e 4x104 N/m².

As peças e acessórios removidas do transformador para embarque devem ser bem identificados a fim

facilitar o controle do Almoxarifado, a montagem e a manutenção.

O óleo deve ser embarcado em tambores de aço apropriados, sem retorno, com aberturas

rosqueadas, devidamente protegidas contra entrada de água e devem possuir revestimento interno

em epóxi resistente ao óleo isolante.

As peças sobressalentes devem ser embaladas em caixas separadas com indicação "Peças

sobressalentes", número de série do trafo, o número do Processo de Aquisição e o item

correspondente, realizados de modo indelével.

O transformador deve ser projetado de modo que sua maior peça possa ser transportada, sem

impedimentos ou restrições, da fábrica até seu destino.

Os transformadores devem ser embarcados com registradores de impactos nas três direções (eixos

X,Y e Z), fixados na lateral de maior dimensão e próximo ao centro de gravidade do equipamento.

Devem ser providos de tampas com lacres e com perfeito sistema de vedação contra umidade, a fim

de se evitar a oxidação dos mecanismos dos registradores. Caso o fornecedor não acompanhe o

descarregamento, deve fornecer instrução detalhada para que a CONCESSIONÁRIA proceda as

verificações registradas pelo instrumento. O registrador de impactos deve ser instalado antes do

carregamento na fábrica. Após o descarregamento, a fita deve ser enviada ao Fabricante, o qual deve

fazer a análise, emitir o laudo e enviar cópia a CONCESSIONÁRIA, sendo de sua responsabilidade a

liberação do transformador para montagem. O registrador é devolvido ao Fabricante após a liberação.

7.10 Laboratórios de ensaios (rotina, tipo e especiais).

Todos os ensaios acima solicitados deverão ser realizados dentro das instalações da empresa

contratada para o fornecimento, bem como o local da realização de todos os ensaios não deve

apresentar nível de ruído superior a 50 dB. Não será aceita pela CONCESSIONÁRIA a

subcontratação.

Enviar desenhos/documentos contendo no mínimo:

• Diagrama Unifilar básico dos circuitos de cada ensaio a ser realizado (identificar todos os

componentes);

• Enviar dados técnicos dos aparelhos, instrumentação e demais acessórios utilizados nos ensaios;

• Descrição resumida de cada ensaio.


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7.10.1 Ensaios de Tipo no Transformador

Os requisitos gerais para os ensaios de tipo são os indicados nas normas NBR 5356-1, NBR 5356-3

e NBR 5380, e devem ser executados na presença de inspetor credenciado pela

CONCESSIONÁRIA.

Os ensaios de tipo são de acordo com o ANEXO V - PLANO DE INSPEÇÃO E TESTES.

Os valores das tensões suportáveis nos ensaios estão indicados no item 7.4.5 desta especificação

técnica.

7.10.1.1 Ensaios de Elevação de Temperatura

O ensaio de elevação de temperatura deverá ser realizado de acordo com o item 5.2.2 da NBR

5353-2.

O ensaio de elevação de temperatura deve demonstrar que o sistema de resfriamento permite

dissipar as perdas totais máximas em qualquer derivação, e que a elevação de temperatura

acima do ambiente de qualquer enrolamento, em qualquer derivação não exceda o valor máximo

especificado. Dessa forma deve ser selecionada a derivação de máxima corrente, contudo as

perdas totais a serem injetadas para determinar a máxima elevação de temperatura do óleo

devem corresponder ao valor máximo entre todas as derivações, mesmo se alguma outra

derivação for escolhida.

Para a realização do ensaio de elevação de temperatura o transformador deverá estar equipado

com os seus dispositivos de proteção (Relé Buchholz).

O ensaio de elevação de temperatura tem dois objetivos:

a. Deverá estabelecer a elevação de temperatura do topo do óleo em regime permanente com

dissipação das perdas totais,

b. Estabelecer a elevação de temperatura média dos enrolamentos à corrente nominal com a

elevação de temperatura do topo do óleo determinada no item acima.

Deverão ser determinadas as elevações de temperatura para resfriamento ONAN, ONAF1 e

ONAF2, com um radiador fora de serviço (atendendo ao prescrito em 7.5.13.1 desta

especificação técnica).

Temperatura do ar ambiente: É necessário tomar as precauções para que sejam reduzidas ao

máximo as variações de temperatura do ar de resfriamento, em particular durante a última parte

do ensaio quando se aproxima a estabilização. As variações rápidas das leituras devido às

turbulências devem ser evitadas por meios adequados como utilização de poços térmicos de

adequada constante de tempo para os sensores de temperatura. Ao menos 3 sensores devem


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ser utilizados. A média dessas leituras deve ser utilizada como o valor de ensaio. As leituras

devem ser feitas em intervalos regulares ou um registrador automático poderá ser utilizado.

Sensores: Os mesmos deverão ser dispostos ao redor do tanque, afastados entre 1 metro e 2

metros do tanque ou da superfície de resfriamento e devem ser protegidos de radiação térmica

direta.

O método a ser utilizado para a determinação da elevação de temperatura em regime

permantente, na fábrica é o método de curto-circuito de acordo com o item 5.2.2 da NBR 5356-2.

O objetivo do ensaio é:

a. Estabelecer a elevação de temperatura do topo do óleo em regime permanente com

dissipação das perdas totais;

b. Estabelecer a elevação de temperatura média dos enrolamentos à corrente nominal com a

elevação de temperatura do topo do óleo determinada acima.

Nota:

9. O caso que corresponde às perdas totais mais elevadas determina a potência de ensaio para

a determinação da elevação de temperatura do óleo.

Deverão ser determinadas as elevações de temperatura para resfriamento ONAF, com um

radiador fora de serviço (atendendo ao prescrito no item 3.1.2.1 desta ET).

Determinação das temperaturas do óleo:

Topo do óleo: A temperatura do óleo na parte superior é determinada por sensores imersos no

óleo na tampa do tanque, dentro dos poços para instalação dos termossensores. A média da

leitura dos sensores deve ser o valor representativo da temperatura.

Óleo no fundo do tanque: A temperatura do óleo no fundo do tanque é determinada pelos

sensores montados na tubulação de retorno dos trocadores de calor ou radiadores. Se existirem

vários baterias de ventiladores deverão ser utilizados vários sensores.

7.10.1.2 Ensaios Dielétricos

Os ensaios dielétricos deverão ser realizados com o transformador na temperatura ambiente e

devem seguir os requisitos informados na Tabela 1 da ABNT NBR5356-3/2007.

O transformador deverá estar completamente montado como em funcionamento, incluindo

equipamentos de supervisão, e todos os demais que influenciam na suportabilidade dielétrica do

isolamento.

Os ensaios dielétricos deverão ser executados na sequência apresentada a seguir:


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a. Impulso atmosférico (IA) para os terminais de linha;

b. Impulso atmosférico no terminal de neutro (IA);

c. Ensaio de tensão suportável à frequência industrial;

d. Tensão induzida de curta duração (CACD);

e. Tensão induzida de longa duração (CALD).

Ensaio de impulso atmosférico (IA) para os terminais de linha;

O ensaio de tensão suportável a impulso atmosférico para os terminais de linha deverão ser

realizado de acordo com a Seção 13 da norma ABNT NBR 5356-3/2007.

Observações:

1) O ensaio de impulso atmosférico, deverá ser executado tanto na derivação principal como nas

derivações extremas.

2) Os procedimentos e orientações para a realização dos ensaios de impulso atmosférico estão

descritos na NBR 5356-3/2007,seção 13 e NBR 5356-4: 2007 e deverão ser seguidos.

3) As formas de impulso utilizadas nos ensaios de tensão suportável a impulso atmosférico estão

especificadas na ABNT- NBR 6936/2000 e deverão ser seguidas.

4) O ensaio de tensão suportável à impulso atmosférico com onda cortada ( IAC) deverá ser feito

de acordo com o item 14 da NBR-5356-3/2007.

Os valores das tensões suportáveis nos ensaios são os indicados no item 7.4.5 desta

Especificação Técnica.

Ensaio de impulso atmosférico para o terminal de neutro

O ensaio de tensão suportável nominal de impulso atmosférico para o terminal de neutro dever

ser realizado conforme o item 13.3.2 da norma ABNT NBR 5356-3/2007.

Para os ensaios dos terminais de linha e neutro da baixa tensão, o comutador de derivações em

carga, deve estar na posição extrema superior.

Observações:

1) O ensaio de impulso atmosférico deverá ser executado tanto na derivação principal como nas

derivações extremas.

2) Os procedimentos e orientações para a realização dos ensaios de impulso atmosférico estão

descritos na NBR 5356-3/2007, seção 13 e NBR 5356-4: 2007 e deverão ser seguidos.


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3) As formas de impulso utilizadas nos ensaios de tensão suportável a impulso atmosférico estão

especificadas na ABNT – NBR 6936/2000 e deverão ser seguidas.

4) O ensaio de tensão suportável à impulso atmosférico com onda cortada (IAC) deverá ser feito

de acordo com o item 14 da NBR 5356-3/2007. As aplicações de tensões de impulso não devem

causar descargas, defeitos ou danos ao transformador.

Caso o transformador falhe no ensaio de impulso, o Fabricante deve fazer as modificações

necessárias no mesmo e executar por sua conta e na presença do inspetor, novo ensaio de

impulso completo neste transformador, para provar que o mesmo atende as exigências desta

norma.

Caso o transformador possua mais de um valor de tensão no lado de AT ou BT, o ensaio deve

ser realizado nos dois níveis de tensão, considerando os níveis de isolamento correspondentes.

Após a aplicação nos terminais de linha dos enrolamentos, dos impulsos previstos na NBR 5356-

3/2007, deve ser aplicado um impulso com valor reduzido.

Para os ensaios dos terminais de alta tensão, o comutador de derivações em carga deve estar

na posição extrema superior, extrema inferior e central, para respectivamente, os ensaios nas

fases H1, H2 e H3.

Para os ensaios dos terminais de linha e neutro da baixa tensão, o comutador de derivações em

carga deve estar na posição extrema superior.

7.10.1.3 Nível de Ruído

Os níveis de ruído produzidos pelo transformador não devem exceder aos limites estabelecidos

conforme prescrito na seção 11.18 da NBR 5356-1/2007 e NBR 7277/88.

7.10.1.4 Medição da Impedância de Sequência Zero

Deve ser executado em uma unidade por família de lote, conforme norma NBR 5356-1, item

11.7.

7.10.1.5 Medição do Fator de Potência do Isolamento do Transformador e suas Buchas

Deve ser executado em todas as unidades do lote, conforme norma NBR 5356-1, item 11.20,

antes e após os ensaios dielétricos.

7.10.1.6 Nível de Tensão de Rádio-Interferência

Deve ser executado em uma unidade do lote, de acordo com as normas conforme norma NBR

5356-1, item 11.15 e deve também ser realizado, conforme prescrito nas normas NBR 7875/83 e

CISPR-16. Para transformadores até 26,6 MVA, o valor máximo é de 500 microvolt (sem


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proteção dos conectores).Para os demais os limites devem ser acordados previamente entre

fabricante e a CONCESSIONÁRIA.

7.10.1.7 Grau de Polimerização

O ensaio de grau de polimerização do papel isolante deve ser realizado dois ensaios em

amostras do papel isolante: um antes e outro após a secagem da parte ativa; o valor mínimo

admitido nos ensaios é de 1000.

7.10.2 Ensaios de Rotina

Os ensaios de rotina devem seguir as prescrições das normas NBR-5356-1/2007.

Estes ensaios deverão ser realizados em todas as unidades de fornecimento, e na presença de

inspetor credenciado pela CONCESSIONÁRIA.

Os ensaios de rotina conforme item 11.1.1 da norma ABNT NBR 5356-1/2007 são os de acordo

com o ANEXO V - PLANO DE INSPEÇÃO E TESTES.

7.10.2.1 Medição da resistência elétrica dos enrolamentos

A medição da resistência dos enrolamentos deverá ser executada conforme o tem 11.2.3 da

ABNT NBR 5356-1:2007.

Nessa medição a resistência de cada enrolamento, os terminais entre os quais ela será medida e

a temperatura dos enrolamentos deverão ser registrados. A resistência elétrica do enrolamento

deverá ser medida na derivação corresponde à tensão mais elevada. O fabricante também

deverá medir a resistência de isolamento em todas as demais derivações.

Para a medição da resistência, deixa-se o transformador desenergizado por pelo menos 3 horas,

depois se determina a temperatura média do óleo e considera-se que a temperatura do

enrolamento é igual à temperatura média do óleo. A temperatura média do óleo é adotada como

a média das temperaturas do óleo na parte superior e inferior do tanque( topo e fundo do

tanque).

7.10.2.2 Medição da relação de transformação, polaridade e deslocamento angular

Os ensaios devem ser realizados de acordo com o item 11.3 da norma ABNT- NBR 5356-1/2007

e seus anexos E.3, E.5 e E.6.

O ensaio de relação de tensões deve ser feito em todas as derivações.

7.10.2.3 Medição da impedância de curto-circuito e das perdas em carga

A impedância de curto-circuito e das perdas em carga deverá ser medida de acordo com o item

11.4 da ABNT NBR-5356-1:2007.


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A impedância de curto-circuito e as perdas em carga para um par de enrolamentos devem ser

medidas à frequência nominal, aplicando-se uma tensão praticamente senoidal aos terminais de

um enrolamento e mantendo-se os terminais do outro enrolamento curto-circuitados. Os demais

enrolamentos deverão estar em circuito aberto. A corrente de alimentação deve ser de pelo

menos igual a 50% da corrente nominal. As medidas devem ser feitas rapidamente para que as

elevações de temperatura não introduzam erros significativos.

A diferença de temperatura do óleo entre as partes superior e inferior do tanque deve ser

suficientemente pequena para permitir a determinação da temperatura média, com a precisão

requerida.

7.10.2.4 Perdas em vazio e corrente de excitação

O ensaio das perdas em vazio e corrente de excitação deve ser realizado conforme o item 11.5 e

anexo E.8 da norma da ABNT NBR-5356-1/2007.

Devem ser realizadas medições das perdas em vazio e da corrente de excitação com 90, 95,

100, 105 e 110% da tensão nominal na derivação principal.

As perdas em vazio devem e a corrente de excitação devem ser medidas em um dos

enrolamentos à frequência nominal e com tensão igual à tensão nominal. As perdas em vazio

devem ser referidas á tensão senoidal pura, com fator de forma 1,1. As perdas em vazio devem

ser medidas com tensão nominal na derivação principal.

7.10.2.5 Ensaio de tensão suportável à frequência industrial, ou tensão aplicada

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com a Seção 11 da ABNT NBR 5356-3/2007.

O ensaio de tensão aplicada deve ser feito com a tensão monofásica mais próxima da senoidal

possível, com uma frequência não menor que 80% da frequência nominal. O valor da tensão de

pico deve ser medido. Esse valor dividido por Ö2 deve ser igual ao valor de ensaio.

Para enrolamentos com isolamento progressivo, o ensaio deve ser executado com a tensão de

ensaio correspondente ao terminal de neutro e os terminais de linha são então submetidos ao

ensaio de tensão induzida modificado de acordo com os itens:

a. Item 12.3 da ABNT NBR 5356-3/2007- Ensaio de tensão induzida de curta duração fase

terra (CACD) para transformadores com enrolamento de alta tensão com isolamento

progressivo;


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b. Item 12.4 da ABNT NBR 5356-3/2007- Ensaio de tensão induzida de longa duração (CALD)

para transformadores com enrolamento de alta tensão com isolamento progressivo ou

uniforme.

A tensão de ensaio deve ser aplicada por 60 segundos entre todos os terminais do enrolamento

sob ensaio interligados e todos os terminais dos demais enrolamentos, núcleo, tanque e demais

partes metálicas ligadas e aterradas.

7.10.2.6 Ensaio de tensão induzida (CACD E CALD)

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com a Seção 12 da ABNT NBR 5356-3/2007.

O ensaio de tensão induzida de curta duração deverá ser realizado com medições das

descargas parciais.

Ensaio de tensão induzida de curta duração fase-terra (CACD) para transformadores com

enrolamento da alta tensão com isolamento uniforme.

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com o item 12.2 da ABNT NBR 5356-3/2007.

Todo transformador trifásico deve ser ensaiado com uma tensão trifásica sendo induzida nas três

fases. Para transformadores isolados uniformemente apenas ensaios fase-fase são realizados.

O transformador deverá ser ensaiado com medições de descargas parciais. A tensão fase-fase

não deve exceder os valores da tensão suportável nominal à frequência industrial da Tabela 2 da

norma NBR 5356-3/2007.

O ensaio deve ser realizado de acordo com o item 12.2.2 da norma NBR 5356-3/2007.

7.10.2.7 Tensão suportável à freqüência industrial nos circuito auxiliares

Os circuitos auxiliares devem ser submetidos a um ensaio de tensão suportável à frequência

industrial, de valor igual a 2,0 kV (ef) para terra, durante 1 minuto.

Os motores e outros acessórios auxiliares devem atender aos requisitos de isolamento de

acordo com as respectivas normas da ABNT.

7.10.2.8 Ensaios no comutador em carga

Os ensaios do comutador de derivação em carga deverá ser executado de acordo com o item

11.8 da ABNT NBR 5356-1:2007.

7.10.2.9 Resistência do isolamento

Esse ensaio deve ser realizado conforme anexo E.4 da norma ABNT NBR 5356-1/2007. A

resistência de isolamento deve ser medida antes dos ensaios dielétricos.


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7.10.2.10 Estanqueidade e resistência à pressão

Este ensaio deve ser realizado de acordo com o item 11.10 norma ABNT NBR 5356-1/2007.

Esse ensaio deve ser realizado antes do início ou após os ensaios dielétricos. O transformador

deve suportar as pressões manométricas e o tempo de ensaio especificadas na tabela 4 da NBR

5356-1/2007.

Este ensaio deverá ser realizado imediatamente após os ensaios de elevação de temperatura,

devendo ser iniciado com a temperatura remanescente de óleo após as operações necessárias

no transformador, inclusive eventuais deslocamentos.

Durante a execução deste ensaio, devem ser verificadas as deformações permanentes surgidas

nas várias superfícies do tanque.

Essas verificações devem ser efetuadas em 10 (dez) pontos das superfícies laterais do tanque e

da tampa onde, presumivelmente, possam manifestar-se as maiores deformações.

As deformações permanentes devem ser determinadas a partir de medições, a serem efetuadas

antes, durante e após a aplicação de pressão, das distâncias desses pontos preestabelecidos a

um ponto de referência externo ao transformador ou não sujeito a deformações, fixado

arbitrariamente.

Podem ser empregados, caso disponíveis, medidores de deformações em substituição ao

método acima proposto.

As deformações encontradas devem estar dentro dos limites de elasticidade do material

empregado.

7.10.2.11 Verificação dos acessórios

A verificação dos acessórios deverá ser feita de acordo com o Anexo E16 da ABNT-NBR 5356-

1/2007.

a. O relé de gás tipo Buchholz e o indicador de nível de óleo devem ser submetidos aos

ensaios prescritos na NBR-12456/90 (PB-1517).

b. O dispositivo de alívio de pressão deve ser submetido aos ensaios prescritos na NBR-

12457/90(PB-1518);

c. Os motores devem ser submetidos ao ensaio de tensão suportável nominal prescrito na

NBR -7094/81 e demais ensaios funcionais do sistema de resfriamento;

d. O sistema de monitoramento de temperatura do óleo/enrolamento deve ser submetido a

ensaios funcionais.


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7.10.2.12 Ensaio do óleo mineral isolante

O óleo utilizado no transformador para realização dos ensaios, deve ser submetidos aos testes

indicados na tabela a seguir:

ENSAIOS ANTES DOS ENSAIOS

DIELÉTRICOS

APÓS OS ENSAIOS DIELÉTRICOS

Rigidez dielétrica X X

Fator de perdas dielétricas ou fator de dissipação

X X

Tensão interfacial X X

Teor de agua X -

Analise gascromatográfica X X

(X) - a executar

(-) - não executar

Os critérios de aceitação do óleo mineral isolante, após contato com o equipamento estão

indicados na tabela 5 do item 11.11 da ABNT NBR 5356-1:2007

7.10.2.13 Verificação da espessura e aderência da pintura das partes externas e internas

As superfícies galvanizadas a fogo deverão ser submetidas aos seguintes ensaios:

• Inspeção visual quanto a defeitos no revestimento de zinco, conforme a norma NBR-

6323/90;

• Aderência do revestimento, conforme a norma NBR-7398/90;

• Uniformidade do revestimento (ensaio de Preece) em parafusos, porcas, arruelas e corpos de

prova, conforme a norma NBR-7400/90, para 6 (seis) imersões de 1 (um) minuto nas

superfícies e 4 (quatro) nas arestas.

A pintura do tanque e acessórios deverá ser submetida aos seguintes ensaios:

a. Espessura de película seca conforme a norma NBR-10443/87 ou norma ASTM-E-376.

b. Aderência conforme a norma NBR-11003/87, sendo que deve ser obtido, em qualquer

avaliação, código do corte em grade máximo Gr1.

7.10.3 Ensaios Especiais

Os ensaios especiais serão realizados de acordo com o item 11.1.3 da NBR-5356-1/2007 e como

segue no ANEXO V - PLANO DE INSPEÇÃO E TESTES.


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a. Ensaios dielétricos especiais;

b. Medição das capacitâncias entre o enrolamento e a terra, e entre os enrolamentos;

c. Medição das características da tensão transitória transferida;

d. Medição das impedâncias de sequência zero;

e. Ensaio de suportabilidade a curto-circuito;

f. Determinação do nível de ruído audível;

g. Medição de harmônicas da corrente de excitação;

h. Medição da potência absorvida pelos motores dos ventiladores;

i. Medição do fator de dissipação da isolação;

j. Análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo;

k. Vácuo interno;

l. Verificação do esquema de pintura das partes interna e externa do transformador;

m. Nível de tensão de radiointerferência;

n. Medição da resposta em frequência e impedância terminal;

o. Ensaio do grau de polimerização do papel;

p. Medição do ponto de orvalho;

q. Levantamento da curva de saturação e medição da reatância em núcleo em ar do enrolamento.

Para cada fornecimento a CONCESSIONÁRIA estará indicando quais ensaios especiais serão

realizados.

Para os fabricantes que não são homologados pela CONCESSIONÁRIA todos os ensaios especiais

deverão ser realizados na presença da CONCESSIONÁRIA ou de inspetores credenciados .

7.10.3.1 Ensaios Dielétricos Especiais (Tensão Induzida de Longa Duração - CALD)

Esses ensaios devem ser realizados de acordo com a norma ABNT NBR 5356-3/2007. Esse

ensaio corresponde ao ensaio de tensão induzida de longa duração ( CALD) e deve ser

executado conforme o 12.4 da ABNT NBR 5356-3/2007.

7.10.3.2 Medição das capacitâncias entre o enrolamento e a terra, e entre os enrolamentos

O fabricante deverá enviar um descritivo de como irá realizar as medições das capacitâncias,

assim como também dos valores esperados.


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7.10.3.3 Medição das características da tensão transitória transferida

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com o anexo B da norma ABNT NBR 5356-3/2007.

7.10.3.4 Medição das impedâncias de sequência zero

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com o item 11.7 da norma ANBR NBR 5356-1/2007.

A impedância de seqüência zero deve ser medida à freqüência nominal entre os terminais de

linha reunidos conjuntamente e o neutro de um enrolamento conectado em estrela. Ela é

expressa em ohms por fase e é dada por 3 U/I onde U é a tensão de ensaio e I a corrente de

ensaio.

A corrente de ensaio I/3 em cada fase deve ser indicada no relatório de ensaio.

7.10.3.5 Ensaio de suportabilidade a curto

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com a Seção 4 da norma ABNT NBR5356-5/2007.

7.10.3.6 Nível de ruído

Este ensaio deve ser realizado conforme prescrito na seção 11.18 da NBR-5356-1/2007 e NBR

7277/88.

7.10.3.7 Medição de harmônicas da corrente de excitação

Os Harmônicos da corrente de excitação devem ser medidos por meio de um analisador de

Harmônicos e a Magnitude dos Harmônicos, deve ser expressa como uma porcentagem da

fundamental, conforme seção 11.6 da NBR-5356-1/2007.

7.10.3.8 Medição da potência absorvida pelos motores

Deve ser medida a potência absorvida pelos motores, durante a realização do ensaio de

elevação de temperatura.

7.10.3.9 Medição do fator de dissipação da isolação( tagd)- fator de potência do isolamento

Esse ensaio deverá ser realizado antes e após os ensaios dielétricos para efeito de comparação

dos valores obtidos.

Esse ensaio deverá ser realizado de acordo com o anexo E.12 da norma ABNT NBR 5356-

1/2007.

7.10.3.10 Análise cromatográfica dos gases dissolvidos no óleo

A retirada de amostras de óleo para esse ensaio deve ser feita conforme os itens 5.3.6 e 5.5.12

desta especificação técnica e conforme item 11.13 da norma ABNT NBR5356-1/2007.


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7.10.3.11 Vácuo interno

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com o item 11.14 da norma ABNT NBR5356-1/2007.

7.10.3.12 Verificação da pintura das partes interna e externa do transformador

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com a norma ABNT NBR 11388/90.

7.10.3.13 Nível de tensão de radiointerferência

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com a norma ABNT NBR 7876/1983. Este ensaio

deve também ser realizado, conforme prescrito nas normas NBR-7875/83 e CISPR-16.

7.10.3.14 Medição da resposta em frequência e impedância terminal

Esse ensaio deve ser realizado de acordo com o item 11.21 da norma ABNT NBR 5356-1/2007.

Esta medição deve ser realizada no transformador com vista a se obter uma radiografia do

transformador ao sair da fábrica. A comparação deve ser feita com as medições realizadas no

campo antes da sua energização pela própria contratada, visando detectar pode indicar

possíveis danos internos ocorridos durante o transporte ou operação. Recomenda-se que este

ensaio seja realizado em todas as unidades.

Medição da resposta em freqüência

Mede-se a relação de transformação do transformador de potência na faixa de freqüência, de

pelo menos entre 20 Hz a 1 MHz, aplicando-se uma tensão senoidal de 5 V a 10 V a um dos

enrolamentos do transformador e medindo-se a transferência desta tensão para o outro

enrolamento. O método de medição deve ser objeto de acordo entre o fabricante e o comprador.

Medição da impedância terminal

Mede-se a impedância nos terminais do transformador de potência na faixa de freqüência, de

pelo menos entre 20 Hz a 1 MHz, com aproximadamente 200 pontos de medição. O método de

medição deve ser objeto de acordo entre o fabricante e o comprador.

7.10.3.15 Ensaio de polimerização do papel

Esse ensaio deverá ser realizado de acordo com a norma ASTM D424443.

7.10.3.16 Medição do ponto de orvalho

O fabricante deverá informar como esse ensaio será realizado.

7.10.3.17 Levantamento da curva de saturação e medição da reatância em núcleo ar

O fabricante deverá informar como esse ensaio será realizado.


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7.11 Ensaios do comutador de Derivações

Os ensaios de aceitação devem ser aplicados ao transformador e ao comutador em conjunto.

Os ensaios de precisão do equipamento de controle do comutador devem ser feitos em todos os

transformadores da encomenda. O transformador deve ser ensaiado na presença do inspetor. Caso

os controles falhem em qualquer ensaio, o fabricante deve fazer, às suas expensas, as modificações

necessárias.

Nota:

1. Os relatórios de ensaios devem ser assinados pelos inspetores. Para tal, o inspetor

responsável deverá receber cópias preliminares para aprovação e assinatura, após o termino

de cada ensaio.

7.12 Relatórios de Ensaios

O fabricante deve fornecer, após execução dos ensaios, 5 (cinco) cópias dos relatórios, com as

seguintes informações:

• Data e local dos ensaios;

• Nome CONCESSIONÁRIA, número e item do processo de aquisição;

• Nome do fabricante e número de série do equipamento;

• Obra de destino;

• Número do código do equipamento (fornecido pela CONCESSIONÁRIA na ocasião da análise dos

desenhos).

7.12.1 Relatório do Ensaio de Elevação de Temperatura

Deve ser fornecido completo em regime ONAN/ONAF1/ONAF2, incluindo:

• Aumento de temperatura de cada enrolamento, medido pelo aumento de resistência, com os

cálculos completos para as condições ONAN/ONAF1/ONAF2;

• A temperatura dos diversos pontos do transformador, medida por termômetros, bem como

temperatura do óleo e temperatura do ambiente;

• Duração do ensaio;

• Ligações do ensaio, corrente, potência absorvida e freqüência;

• Dados para calibração e aferição dos detectores de temperatura.


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7.12.2 Relatório dos Ensaios de Impulso Atmosférico

Deve ser incluído:

• Detalhes de cada impulso aplicado ao transformador;

• Cópias fotográficas ou impressas dos oscilogramas de todas as ondas de tensão e correntes dos

ensaios realizados;

• Declaração de pessoa responsável do fabricante, indicando que o transformador suportou os

ensaios sem danos.

7.13 Acompanhamento da Fabricação

O fabricante deve fornecer o cronograma detalhado das diversas etapas de fabricação, para permitir

a inspeção durante o processo. Cabe a CONCESSIONÁRIA decidir pela realização ou não de visitas

de inspeção em quaisquer das fases do processo de fabricação. Para isto, o fabricante deve

comunicar por escrito, com antecedência de 15 (quinze), dias quaisquer alterações do cronograma de

fabricação.

A inspeção da CONCESSIONÁRIA deve assistir a saída do transformador da estufa, os reapertos na

parte ativa e inspeção final incluindo o tanque principal e de expansão. Para isto, o fabricante deve

confirmar à CONCESSIONÁRIA, com antecedência de 15 dias, a data da etapa acima descrita.

Cabe à CONCESSIONÁRIA decidir pela necessidade ou não da visita de inspeção na aprovação dos

desenhos.

Este procedimento deve ser aplicado nos seguintes casos:

a. Para fornecedores novos e incluídos recentemente no cadastro das empresas;

b. Para fornecedores que tiveram modificações no seu processo de fabricação, ou no layout da

fábrica; mudança física de endereço; primeiros fornecimentos; etc;

c. Para equipamentos fora do padrão normal, aplicados na rede da CONCESSIONÁRIA.

7.14 Exigências Adicionais

São consideradas como complementares as exigências apresentadas nos itens a seguir.

7.14.1 Desenhos

Independentemente dos desenhos apresentados com a proposta, o fornecedor deve submeter à

aprovação, no prazo de 30 (trinta) dias da aceitação, 1 (uma) cópia em meio magnético, e 3 (três)

cópias em papel, formato A3 e/ou A4 de cada um dos desenhos a seguir relacionados:


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a. Lista de desenhos;

b. Conjunto do transformador com aspecto externo, arranjo e posições dos equipamentos e

acessórios principais, bem como dimensões, massa total, massa do óleo, massa e altura de

suspensão da parte ativa;

c. Desenhos das buchas com indicação do fabricante, tipo, corrente nominal, distância de

escoamento e características dielétricas;

d. Desenho do mecanismo de operação do comutador de derivações;

e. Diagrama de ligações do enrolamento principal e do comutador de derivações;

f. Desenhos de painel de controle e dos circuitos, proteção e controle, incluindo esquemas

funcionais e desenhos topográficos da fiação;

g. Diagrama de ligações dos transformadores de corrente, contendo fator térmico dos TCs;

h. Diagrama de controle do sistema de ventilação forçada, incluindo o projeto de todos os estágios;

i. Esquemas e diagramas para paralelismo, se houver;

j. Desenhos das placas de identificação e diagramática;

k. Croqui das dimensões máximas de embarque do transformador;

l. Catálogos, desenhos e indicação dos fabricantes de todos os acessórios, incluindo o dispositivo

de borracha do conservador, inclusive de todos os materiais que podem ser substituídos durante

as manutenções, como, por exemplo as juntas de vedação.

Os desenhos devem ser elaborados em "CAD" (.dwg), devendo ser fornecido original em papel e

cópias em CDs.

Todos os catálogos e desenhos dos acessórios do transformador, inclusive os TCs de bucha com

as dimensões e características, devem indicar aqueles que equipam o mesmo.

7.14.2 7.14.2 Manual de Instruções

No embarque do transformador, o fabricante deve fornecer cinco cópias do manual de instruções

em papel e em CD, para instalação, operação e manutenção do transformador e seus acessórios.

Este manual deve ser específico do material e dos acessórios instalados no transformador, e

constar de:

a. Instruções para o transformador;

b. Instruções para as buchas;

c. Instruções para os indicadores de temperatura e nível de óleo;


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d. Instruções para o secador de ar "Sílica-gel";

e. Instruções completas do comutador de derivações e relé regulador de tensão;

f. Instruções para o relé "Buchholz";

g. Instruções para utilização e montagem da bolsa de borracha do conservador;

h. Instruções para os transformadores de correntes de bucha;

i. Instruções para o equipamento de ventilação forçada;

j. Demais instruções necessárias, para todos os acessórios colocados no transformador;

k. Cópia dos desenhos finais aprovados pela CONCESSIONÁRIA, com valores de ensaios já

anotados nos desenhos de placa;

l. Cópia do relatório de ensaios;

m. Cópia das “Medições para Embarque” e ”Informações Técnicas Garantidas pelo Proponente”;

n. Cópia dos desenhos de fixação dos pára-raios.

Uma cópia adicional em papel completa do manual de instruções deve acompanhar o

transformador, dentro do painel de comando, até o seu destino.

7.14.3 Fotografias

Até 15 (quinze) dias após o término dos ensaios, o FABRICANTE/CONTRATADO deverá fornecer 4

(quatro) cópias a cores, tamanho 18 X 24 centímetros, das seguintes fotografias:

Núcleo 1 vista de frente 1 vista lateral

Parte ativa 3 vistas laterais 1 vista superior

Transformador completo 2 vistas laterais 1 vista superior

Tanque do transformador 1 vista interna

Flange do tanque do transformador para acoplamento do tanque do comutador

1 vista interna 1 vista externa

Membrana do conservador de óleo 1 vista

Tampa do transformador 3 vistas no mínimo, mostrando as furações

para as conexões dos acessórios.

Fixação dos transformadores de corrente de bucha

1 vista para os TCs dos enrolamentos de AT 1 vista para os TCs dos enrolamentos de BT


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Aterramento do núcleo 1 vista mostrando o detalhe de conexão do

aterramento do núcleo.

Canecos das buchas de AT 3 fotos mostrando os canecos e as flanges de

acoplamento das buchas de alta tensão.

Canecos das buchas de MT 3 fotos mostrando os canecos e as flanges de acoplamento das buchas de média tensão.

Canecos das buchas de BT 3 fotos mostrando os canecos e as flanges de acoplamento das buchas de baixa tensão.

Tanque/Radiadores 3 fotos mostrando no mínimo as flanges de

acoplamento com os radiadores

As fotos deverão ter as seguintes informações:

a. Indicação dos enrolamentos de alta tensão e seus terminais ( H1,H2e H3);

b. Indicação dos enrolamentos de baixa tensão e seus terminais ( x1,x2,x3 e x0);

c. Indicação do fechamento do neutro do enrolamento de baixa tensão.

7.14.4 Informações Técnicas Requeridas com a Proposta

Na parte técnica da Proposta devem, obrigatoriamente, ser apresentadas no mínimo, as

informações a seguir relacionadas, sob pena de desclassificação:

a. Características técnicas garantidas do equipamento ofertado, conforme modelo anexo a esta

norma. Salienta-se que os dados da referida lista são indispensáveis ao julgamento técnico da

oferta e devem ser apresentados independentemente dos mesmos constarem nos catálogos

e/ou folhetos técnicos anexados a proposta;

b. Declaração de Exceção às Especificações;

c. Informações sobre as condições para a realização dos ensaios de tipo referidos nesta norma,

discriminando os ensaios que podem ser realizados em laboratórios do próprio fabricante,

relação dos laboratórios onde devem ser realizados os demais ensaios, bem como preços

unitários para cada um dos ensaios;

d. Prazos de garantia ofertados;

e. Lista de sobressalentes;

f. Outras informações, tais como catálogos, folhetos técnicos, relatórios de ensaios de tipo, lista de

fornecimentos similares, entre outras, consideradas relevantes pelo Proponente para o

julgamento técnico de sua oferta.


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7.15 Garantia

O transformador e seus acessórios devem ser garantidos por um período mínimo de 24 (vinte e

quatro) meses da entrega no local de destino.

O período de garantia para acabamento e pintura, contra corrosão, é de 5 (cinco anos) da entrega no

local de destino.

O rele de regulação de marca SEL deve ter garantia de 10 anos dada pela SEL

7.16 Montagem

O fabricante deve cotar em separado os serviços de supervisão de montagem do transformador no

local de instalação, conforme norma NBR 7037. Deverão ser previsto no mínimo 7 dias de

acompanhamento da montagem de cada unidade de transformador, cabendo à CONCESSIONÁRIA a

opção de aquisição deste serviço.

8. Anexos

Esta especificação técnica apresenta 4 anexos:

ANEXO I - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIDAS PELO PROPONENTE

ANEXO II LISTA DE SOBRESSALENTES

ANEXO III - CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIDAS PELO PROPONENTE PARA OS EQUIPAMENTOS DE

MONITORAMENTO.

ANEXO IV - PLANO DE INSPEÇÃO E TESTES A SER REALIZADOS


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ANEXO I CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIDAS PELO PROPONENTE

COTAÇÃO __________________________________________________________

ITEM __________________________________________________________

PROPOSTA ______________________________________________________

PROPONENTE ______________________________________________________

DATA ______________________________________________________

1 TIPO

Transformador de força de ................................... enrolamentos, potencia nominal de

.........../.........../........... MVA em regime de resfriamento .........../.........../........... Tensão nominal superior de

................ kV, com comutação sob ( ) sem ( ) carga, com derivações de ............... x .............. % e ................

X ...............%

Tensão inferior de ..................... kV

Freqüência nominal de 60 Hz

Fabricante ..............................................................

2 TENSÕES DE ISOLAMENTO DOS ENROLAMENTOS E TERMINAIS DE NEUTRO

CARACTERÍSTICAS TENSÃO

SUPERIOR NEUTRO

TENSÃO

INFERIOR

Tensão máxima

(kV) eficaz)

Tensão suportável de impulso atmosférico com onda

plena (kV eficaz)

Tensão suportável de impulso atmosférico com onda

cortada (kV eficaz)


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Tensão suportável a 60 Hz, 1 min.

(kV eficaz)

Tensão aplicada induzida, 120 Hz

(kV eficaz)

3 PERDAS EM VAZIO E CORRENTE DE EXCITAÇÃO

3.1 A 90% da tensão nominal _______________ kW ___________________%

3.2 A tensão nominal _______________ kW ___________________%

3.3 A 110% da tensão nominal _______________ kW ___________________%

3.4 Tolerância para cada unidade _______________% _____________________%

3.5 Tolerância para a média dos valores em todas as unidades da encomenda ____% ____%

4 PERDAS EM CURTO-CIRCUITO, A 75°C

POTENCIA BASE

(MVA)

LIGAÇÃO AT x BT

(kV)

PERDAS EM CURTO-

CIRCUITO

(kW)

ONAN

ONAF1

ONAF2


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5 IMPEDANCIA DE CURTO-CIRDUITO, A 75°C

POTENCIA BASE

(MVA)

LIGAÇÃO AT x BT

(kV)

IMPEDÂNCIA

(%)

ONAN

ONAF1

ONAF2

5.1 Tolerância para cada unidade da encomenda .......................................... %

5.2 Tolerância para a diferença entre os valores de duas unidades quaisquer da encomenda ............. %

6 PERDAS TOTAIS, A 75°C

PERDAS EM kW, PARA CARGA

100% 75% 50%

ONAN

ONAF1

ONAF2

6.1 Tolerância para cada unidade da encomenda .......................................... %

6.2 Tolerância para média dos valores em todas as unidades da encomenda ............. %

7 PERDAS TOTAIS, A 75°C

7.1 Valores mínimos garantidos para as derivações de perdas máximas, à potência nominal ONAN de

………….. e enrolamento carregados de ………. para ………..kV.Valores


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125% 100% 75% 50%

CARGA PERCENTUAL

RENDIMENTO

8 REGULAÇÃO PERCENTUAL, A 75°C

POTENCIA

NOMINAL

(MVA)

LIGAÇÃO AT x

BT

(kV)

REGULAÇÃO PARA FATOR DE

100% 80%

ONAN

ONAF1

ONAF2

9 CARACTERISTICAS DAS BUCHAS


SUPERIOR

NEUTRO

T. SUP.

TENSÃO

INFERIOR

Tensão Nominal (kV)

Nivel de Impulso (kV crista)

Corrente Nominal (A)

Distancia Mínima de Escoamento (mm)

Tipo Construtivo


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Referencia Catalogo

Fabricante

10 CARACTERÍSTICAS DOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE


SUPERIOR NEUTRO

TENSÃO

INFERIOR

Quantidade por fase ou neutro (un)

Corrente primária nominal (A)

Corrente secundária nominal (A)

Classe de exatidão

Fator térmico

Buchas

11 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DO PROJETO

11.1 Núcleo:

11.1.1 Massa (kg) __________________

11.1.2 Fluxo Magnético (Tesla) __________________

11.2 Enrolamentos:

11.2.1 Enrolamentos AT:

11.2.1.1 Densidade de corrente (A/mm²) __________________

11.2.1.2 Massa do Cobre (kg) __________________

11.2.1.3 Seção do fio de cobre (mm²) __________________

11.2.2 Enrolamentos BT:


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11.2.2.1 Densidade de corrente (A/mm²) __________________

11.2.2.2 Massa do Cobre (kg) __________________

11.2.2.3 Seção do fio de cobre (mm²) __________________

11.3 Parte Ativa:

11.3.1 Massa (kg) __________________

11.4 Tanque:

11.4.1 Massa (kg) __________________

11.4.2 Dimensões:

11.4.2.1 Comprimento (mm) __________________

11.4.2.2 Largura (mm) __________________

11.4.2.3 Altura (mm) __________________

11.5 Radiadores:

11.5.1 Quantidade (un) __________________

11.5.2 Massa individual (kg) __________________

11.5.3 Processo de galvanização:

11.5.3.1 Espessura da camada de zinco (µm) __________________

11.6 Distância:

11.6.1 Alta Tensão:

11.6.1.1 Entre os terminais das fases do transformador __________________

11.6.1.2 Entre os terminais das fases e a parte aterrada __________________

11.6.2 Baixa tensão:

11.6.2.1 Entre os terminais das fases do transformador __________________

11.6.2.2 Entre os terminais das fases e a parte aterrada __________________


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12 ÓLEO ISOLANTE

12.1 Tipo ____________________

12.2 Fabricante ____________________

12.3 Quantidade Total (l) ____________________

12.4 Massa (kg) ____________________

13 COMUTADOR DE DERIVAÇÕES SOB CARGA

13.1 Tipo ____________________

13.2 Fabricante ____________________

13.3 Números de posições:

__________ posições de __________ % acima da tensão nominal e

13.3.1

__________ posições de ___________ % abaixo da tensão nominal de __________ kV

13.3.2 Número de operações garantidas entre manutenção _________________

13.3.3 Catálogo anexo nº _________________

13.4 Relé Regulador de Tensão:

13.4.1 Tipo _________________

13.4.2 Fabricante _________________

13.4.3 Faixa de Regulação _________________

13.4.4 Catálogo anexo nº _________________

14 EQUIPAMENTO DE VENTILAÇÃO FORÇADA

14.1 Número de ventiladores:

14.1.1 Estágio 1 _________________

14.1.2 Estágio 2 _________________


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14.2 Potência nominal de cada motor (W) _________________

14.3 Potência total absorvida (W) _________________

14.4 Velocidade (rpm) _________________

14.5 Vazão:

14.5.1 Estágio 1 (m³/h) _________________

14.5.2 Estágio 2 (m³/h) _________________

15 DETETORES DE TEMPERATURA DOS ENROLAMENTOS

15.1 Tipo _________________

15.2 Fabricante _________________

15.3 Quantidade _________________

15.4 Resistência (Ω ohm) _________________

15.5 Valor da temperatura _________________

15.6 Detetor de temperatura do óleo para indicação remota _________________

16 DETETORES DA TANGENTE DELTA E CAPACITANCIA DAS BUCHAS CAPACITIVAS

16.1 Tipo _________________

16.2 Fabricante _________________

16.3 Quantidade _________________

16.4 Tensão de Alimentação _________________

16.5 Consumo Máximo _________________

16.6 Temperatura de Operação _________________

16.7 Entradas para medição de corrente AC (mA) _________________

16.8 Grandezas Monitoradas:

16.8.1 Capacitância _________________


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16.8.2 Tangente Delta _________________


17 DETETORES DE GÁS E UMIDADE CONTIDA NO ÓLEO ISOLANTE

15.1 Tipo _________________

15.2 Fabricante _________________

15.3 Quantidade _________________

15.4 Resistência (Ω ohm) _________________


15.6 Detetor de temperatura do óleo para indicação remota _________________

18 DETETORES DE GÁS E UMIDADE NO ÓLEO ISOLANTE

18.1 Tipo _________________

18.2 Fabricante _________________

18.3 Medição de hidrogênio (ppm):

18.3.1 Faixa de medição __________________

18.3.2 Erro máximo __________________

18.4 Medição de percentual de saturação de água (%)

18.4.1 Faixa de medição __________________

18.4.2 Erro máximo __________________

18.5 Medição de temperatura (°C)

18.5.1 Faixa de medição __________________

18.5.2 Erro máximo a 20 °C __________________

19 INDICADOR DE NIVEL DE ÓLEO TRANSFORMADOR

19.1 Tipo __________________


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19.2 Fabricante __________________

19.3 Nº de Contatos __________________

19.4 Capacidade dos Contatos:

19.4.1 CA_____________A_______________V

19.4.2 CC _____________A_______________V

20 INDICADOR DE NIVEL DE ÓLEO COMUTADOR

20.1 Tipo __________________

20.2 Fabricante __________________

20.3 Nº de Contatos __________________


20.4.1 CA_____________A_______________V

20.4.2 CC _____________A_______________V

21 SECADOR DE AR

21.1 Tipo __________________

20.2 Fabricante __________________

20.3 Quantidade de Silicagel __________________

22 RELE DE FLUXO DO COMUTADOR

22.1 Tipo __________________

22.2 Fabricante __________________

22.3 Nº de Contatos __________________


22.4.1 CA_____________A_______________V

22.4.2 CC _____________A_______________V


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23 RELE BUCHHOLZ

23.1 Tipo __________________

23.2 Fabricante __________________

23.3 Nº de Contatos para alarmes __________________

23.4 Nº de contatos para desligamento __________________

23.5 Capacidade dos Contatos, em regime permanente:

23.5.1 CA_____________A_______________V

23.5.2 CC _____________A_______________V

24 BOLSA DO CONSERVADOR

24.1 Tipo __________________

24.2 Fabricante __________________

24.3 Espessura total (mm) __________________

24.4 Resistência a perfuração (daN) __________________

24.5 Resistência a torção (daN/5cm ___________________

24.6 Ruptura a elongação por torção (%) __________________

25 DIMENSÕES APROXIMADAS DO TRANSFORMADOR

25.1 Altura total (mm) __________________

25.2 Altura da tampa (mm) __________________

25.3 Altura para levantamento do núcleo (mm) __________________

26 MAIOR PEÇA PARA EMBARQUE

26.1 Altura total (mm) __________________

26.2 Largura (mm) __________________


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26.3 Comprimento (mm) __________________

27 CONJUNTO PRONTO PARA EMBARQUE

27.1 Quantidade de volumes __________________

27.2 Massa total (kg) __________________

27.3 Volume total __________________

27.4 Massa do transformador embarcado com óleo (kg) __________________

27.5 Massa do transformador embarcado com gás (kg) __________________

27.6 Massa dos acessórios a serem embarcados separadamente (kg) __________________

27.7 Nº de tambores de óleo (un) __________________


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ANEXO II LISTA DE SOBRESSALENTES

COTAÇÃO __________________________________________________________

ITEM __________________________________________________________

PROPOSTA ______________________________________________________

PROPONENTE ______________________________________________________

DATA ______________________________________________________

PARA O TRANSFORMADOR

ITEM MATERIAL PREÇO (R$)

1 Bucha de Alta Tensão ____________

2 Bucha de Média Tensão ____________

3 Bucha de Baixa Tensão ____________

4 Monitor de temperatura dos enrolamentos ____________

5 Monitor de temperatura do óleo isolante ____________

6 Indicador magnético de nível de óleo isolante ____________

7 Relé Buchholz ____________

8 Reservatório para sílica-gel ____________

9 Controle eletrônico (reguladores de tensão) ____________

10 Conectores terminais (um para cada terminal) ____________

11 Todas as gaxetas ____________

PARA O TRANSFORMADOR

ITEM MATERIAL PREÇO (R$)

1 Relé para controle de tensão ____________


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2 Resistor de transição ____________

3 Acumulador de energia ____________

4 Contatos fixos e móveis (contato de arco e principal) ____________

5 Cordoalhas de ligação ____________

6 Contador de operações ____________

7 Motor de acionamento do comando motorizado ____________


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ANEXO III CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIDAS PELO PROPONENTE PARA OS EQUIPAMENTOS DE MONITORAMENTO.

Os equipamentos ofertados para o monitoramento do transformador deverão apresentar todos os relatórios de ensaios de tipo realizados em laboratórios independentes e reconhecidos pela CONCESSIONÁRIA que comprovem a aprovação nos seguintes ensaios:

Imunidade a Surtos (IEC 61000-4-5):

• Surtos fase-neutro:

• Surtos fase-terra e neutro-terra:

1 kV, 5 por polaridade (+/-)

2 kV, 5 por polaridade (+/-)

Imunidade a Transitórios Elétricos (IEC 60255-22-1):

• Valor de pico 1º ciclo

• Freqüência:

• Tempo e taxa de repetição:

• Decaimento a 50%:

2,5 kV

1,1 MHz

2 segundos, 400 surtos/seg.

5 ciclos

Tensão Aplicada (IEC 60255-5):

• Tensão suportável à freqüência industrial

2 kV 60 Hz 1 min. contra terra

Imunidade a Campos Eletromagnéticos Irradiados (IEC 61000-4-3):

• Freqüência:

• Intensidade de campo:

26 a 1000 MHz

10 V/m

Imunidade a Perturbações Eletromagnéticas Conduzidas (IEC 61000-4-6):

• Freqüência:

• Intensidade de campo:

0,15 a 80 MHz

10 V/m

Descargas Eletrostáticas (IEC 60255-22-2):

• Modo ar:

• Modo contato:

8 kV, dez descargas por polaridade

6 kV, dez descargas por polaridade

Ensaio Climático: (IEC 60068-2-14):

• Faixa de temperatura:

• Tempo total do teste:

-40 a +85ºC

96 horas


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Imunidade a Transitórios Elétricos Rápidos (IEC61000-4-4):

• Teste na alimentação, entradas e saídas:

• Teste na comunicação serial:

4 kV

2 kV

Resposta à vibração: (IEC 60255-21-1):

• Modo de Aplicação:

• Amplitude:

• Duração:

3 eixos (X, Y e Z), senoidal

0,075 mm de 10 a 58 Hz

1 G de 58 a 150 Hz

8 min/eixo

Resistência a vibração: (IEC 60255-21-1):

• Modo de Aplicação:

• Freqüência:

• Intensidade:

• Duração:

3 eixos (X, Y e Z), senoidal

10 a 150 Hz

2 G

160 n/eixo


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ANEXO IV - PLANO DE INSPEÇÃO E TESTES A SER REALIZADOS

CRONOGRAMA DE PROGRAMAÇÃO

ACOMPANHAMENTO DE INSPEÇÕES

Data: Cliente:

Nº de Série: Equipamento:

Tensão (kV): Fabricante:

Potencia (MVA): Período:

Item Descrição dos Ensaios 01/01 a 10/01/2012

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

1 URSI (Vácuo 24 horas / Quebra de vácuo com N2 e manter pressurizado por no mínimo 20 horas / Efetuar medição da URSI

2 Amostra de óleo (físico-químico e cromatografia) - antes dos Ensaios

3 Fator de potência do transformador - antes de todos os ensaios.

4 Fator de potência das buchas - antes de todos os ensaios.

5 Resistência de isolamento.

6 Relação de transformação.

7 Resistência ôhmica.


01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

8 Perdas em carga ONAN / ONAF1 / ONAF2 e Impedância.

9 Impedância de seqüência Zero

10 Perdas a vazio / corrente de excitação - antes do impulso


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11 Elevação de temperatura ONAN / ONAF 1 / ONAF 2.

12 Amostra de óleo - após o Aquecimento

13 Impulso AT/BT e Neutro.

14 Tensão aplicada / Induzida.

15 Descargas Parciais.

16 Nível de Ruído

17 Amostra do óleo - após todos os ensaios dielétricos (cromatografia)

18 Estanqueidade e resistência à pressão - Rotina

19 Relação/Saturação/Polaridade dos TCs - Rotina

20 Resistência ôhmica dos TCs - Rotina

21 Tensão Aplicada nos TCs - 3 kV

22 Ensaio em acessórios.

23 Tensão Aplicada na fiação - 2 kV

24 Fator de potência do transformador - após ensaios.

25 Fator de potência das buchas - após ensaios.


01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

26 Ensaio para Medição de resposta em frequência e impedância terminal.

27 Verificação da espessura e aderência da pintura das partes externas

28 Dimensional

29 Ensaio em óleo isolante / DOCUMENTAÇÃO CONCLUSIVA


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9 CONTROLE DE REVISÕES

REV DATA ITEM DESCRIÇÃO DA MODIFICAÇÃO RESPONSÁVEL

00 30/07/2013 - Emissão Inicial Jorge A O Tavares

10 APROVAÇÃO

ELABORADOR (ES) / REVISOR (ES)

Celiomar de Carvalho Alencar Junior - Gerência de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico

Emanuel Antonio Moutinho - Gerência de Manutenção

Francisco Carlos Martins Ferreira - Gerência de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico

Larissa Cathariny Ramos de Souza - Gerência de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico

Orlando Maramaldo Cruz - Gerência de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico

Roger Toledo Gissoni - Gerência de Manutenção

Nierbeth Costa Brito - Gerência de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico

Jorge Eduardo Silva Alexandre - Gerência de Manutenção

APROVADOR (ES)

Jorge Alberto Oliveira Tavares – Gerência de Normas e Padrões

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