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COMPANHIA PARANAENSE DE ENERGIA - COPEL

NORMA TÉCNICA COPEL - NTC

ESPECIFICAÇÕES TÉCNICAS PARA RECUPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO

NTC 810085

DEZEMBRO DE 2008

ÓRGÃOS EMISSORES:

SUPERINTENDÊNCIA DE ENGENHARIA DE DISTRIBUIÇÃO - SED NORMALIZAÇÃO TÉCNICA - DNOT

SUPERINTENDÊNCIA DE LOGÍSTICA DE SUPRIMENTOS

ENGENHARIA DE SUPRIMENTOS - DETS

COPELDistribuição RECUPERAÇÃO DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO NTC 810085

DEZEMBRO / 2008 SED / DNOT Página 2 de 21

APRESENTAÇÃO

Esta Norma tem por objetivo estabelecer as condições mínimas exigíveis para a recuperação de Transformadores de Distribuição a serem utilizados nas Redes Aéreas de Distribuição Urbana e Rural na área de concessão da Companhia Paranaense de Energia - COPEL. Para tanto foram consideradas as especificações e os padrões do material em referência, definidos nas Normas Brasileiras Registradas - NBR da Associação Brasileira de Normas Técnicas - ABNT , particularizando-os para as Normas Técnicas COPEL - NTC, acrescidos das modificações baseadas nos resultados de desempenho destes materiais da COPEL. Com a emissão deste documento, a COPEL procura atualizar as suas Normas Técnicas de acordo com a tecnologia mais avançada no Setor Elétrico. Em caso de divergência esta Norma prevalecerá sobre as outras de mesma finalidade editadas anteriormente. Esta norma encontra-se na INTERNET: WWW.COPEL.COM NORMAS TÉCNICAS ESPECIFICAÇÃO DE MATERIAL - Número da NTC As normas de Transformadores de Distribuição – novos também estão disponíveis na INTERNET: WWW.COPEL.COM NORMAS TÉCNICAS MATERIAL - Descrição - consulta alfabética para normas padrão de Transformadores de Distribuição - novos Ou ESPECIFICAÇÃO DE MATERIAL - Número da NTC - consulta da NTC 810027 de especificação de Transformadores de Distribuição - novos VLADEMIR SANTO DALEFFE COPEL DIS / SED



S U M Á R I O 1. Objetivo 2. Normas e/ou Documentos Complementares 3. Definições 4. Condições Gerais 5. Condições Específicas 6. Ensaios 7. Inspeção, Aceitação e Rejeição 8. Anexos



ÍNDICE

Página 1 OBJETIVO 5

2 NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES 5

3 DEFINIÇÕES 5

4 CONDIÇÕES GERAIS 5 4.1 Condições de serviço 6 4.2 Identificação dos transformadores 6 4.3 Embalagem 6 4.4 Demais condições 6

5 CONDIÇÕES ESPECÍFICAS 6 5.1 Material e acabamento 6 5.2 Pintura 8 5.3 Acessórios 8 5.4 Características elétricas 9 5.5 Características construtivas 9

6 ENSAIOS 10 6.1 Relação de ensaios 10 6.2 Classificação dos ensaios 10 6.3 Execução dos ensaios 11

7 INSPEÇÃO, ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO 13 7.1 Generalidades 13 7.2 Aceitação ou rejeição 13 7.3 Relatório de ensaios 14 7.4 Transformadores recuperados em garantia 14

8 ANEXOS Anexo A TAB 1 Características do Sistema Elétrico da Copel 15 TAB 2 Dimensões 15 TAB 3 Buchas e terminais de AT e BT 16 TAB 4 Torque suportável nos parafusos 16 TAB 5 Características do óleo isolante 17 TAB 6 Tensões nominais dos transformadores 18 TAB 7 Níveis de isolamento dos transformadores 18 TAB 8 Máximo nível de ruído permissível 18 TAB 9 Características elétricas NBR 5440/99 19 TAB 10 Características elétricas NBR 5440/99 19 TAB 11 Relação de ensaios 20 TAB 12 Planos de amostragem 20 FIG 1 Suporte de pára-raios 21



1. OBJETIVO Esta especificação tem por objetivo estabelecer os procedimentos, critérios e exigências mínimas que devem ser atendidas quando da recuperação de transformadores de distribuição. 2. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Para fins de projeto, seleção de matéria-prima, fabricação, controle de qualidade, inspeção, utilização e acondicionamento dos transformadores de distribuição a serem recuperados, esta NTC adota as normas abaixo relacionadas, bem como as normas nelas citadas: Especificação Técnica COPEL – NTC 810027 – Especificação de Transformadores de Distribuição. ABNT-NBR-5356/07 - Transformadores de potência – 1 a 5. ABNT-NBR-5370/90 - Conector de cobre para condutores elétricos em sistemas de potência - Especificação. ABNT-NBR-5426/85 - Planos de amostragem e procedimento na inspeção por atributos - Procedimento. ABNT-NBR-5440/99 e 87 - Transformadores para redes aéreas de distribuição - Padronização. ABNT-NBR-5456/87 - Eletricidade geral - Terminologia. ABNT-NBR-5458/86 - Eletrotécnica e eletrônica - Transformadores - Terminologia. ABNT-NBR-7277/88 - Medição do nível de ruído de transformadores e reatores - Método de ensaio. ABNT-NBR-7875/83 - Instrumentos de medição de radiointerferência na faixa de 0,l5 a 30 MHz (Padrão CISPR) -

Padronização. ABNT-NBR-7876/83 - Linhas e equipamentos de alta tensão - Medição de radiointerferência na faixa de 0,15 a 30mhz -

Método de ensaio. ABNT-NBR-5034/89 - Buchas para equipamento elétrico de tensão superior a 1kV - Especificação. ABNT-NBR-5435/84 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 15 kV e 25,8 kV - 160A - Dimensões - Padronização. ABNT-NBR-5437/84 - Bucha para transformadores s/ conservador de óleo - Tensão nominal 1,3 kV - 160 A, 400A e 800 A -

Dimensões - Padronização ABNT-NBR-5438/87 - Bucha p/ transformadores - Tensão nominal 1,3 kV - 2000 A, 3150 A e 5000 A - Dimensões -

Padronização. ABNT-NBR-8158/83 - Ferragens eletrotécnicas para redes aéreas urbanas e rurais de distribuição de energia elétrica -

Especificação. ABNT-NBR-6323/07 - Aço ou ferro fundido - Revestimento de zinco por imersão a quente - Especificação. ABNT-NBR-5416/97 - Aplicação de cargas em transformadores de potência - Procedimento. ASTM-B- 545 -Specification for electrodeposited coating of tin. ASTM-D-153 - Specifying color by the Munsell system.

SIS -05-5900 - Pictorial surface preparation standards for painting steel surfaces.

3. DEFINIÇõES Serão adotadas as definições e terminologia estabelecidas pelas normas mencionadas no item 2 desta especificação. 4. CONDIÇÕES GERAIS 4.1 Condições de serviço: Os transformadores abrangidos por esta especificação devem ser adequados para operar a uma altitude de até 1.000 metros, em clima tropical com temperatura ambiente de -5°C até 40°C, com média diária não superior a 35°C, umidade relativa do ar de até 100%, precipitação pluviométrica média anual de 1.500 a 3.000 milímetros, sendo que ficarão expostos ao sol, à chuva e a poeira. O fornecedor deverá providenciar a tropicalização e tudo mais que for necessário para o bom desempenho dos transformadores nas condições objeto deste item. Os transformadores aqui especificados são aplicáveis a sistemas elétricos de freqüência nominal 60Hz, com as características dadas na Tabela 1 do Anexo A. Os transformadores que não permitam recuperação terão tal fato verificado pela inspeção da Copel , sendo estas peças devolvidas com todos os seus elementos constitutivos para possível substituição por outra similar. Será emitido Certificado de Garantia individual para cada Transformador. A qualquer momento o inspetor da Copel poderá solicitar a abertura e desmontagem total de até 3 transformadores, aleatoriamente por ele escolhidos. Deverá ser dado acesso ao inspetor da Copel para análise de todos os insumos utilizados, o que compreende: coleta de amostras para análise laboratorial e comprovação de procedência através de notas fiscais.

4.2 IDENTIFICAÇÃO DOS TRANSFORMADORES



Todos os transformadores deverão manter a placa de identificação original rebitada no suporte original, de modo a permitir a leitura das características com o transformador instalado. Deverão ter, também, uma placa de tamanho compatível da recuperadora, rebitada na lateral do suporte de fixação do transformador (preferencialmente no suporte superior) e próxima à placa original, conforme padrão da Copel, disponível nas NTCs padrão. Havendo necessidade de repotencialização do transformador, a placa de identificação do equipamento deverá ser da recuperadora. A recuperadora deverá enviar junto com o transformador repotencializado, relatório técnico justificando sua repotencialização, após prévia autorização da Copel. Todas as informações devem ser gravadas em português de forma legível e indelével.

4.3 - EMBALAGEM O acondicionamento dos transformadores deverá ser efetuado de modo a garantir um transporte seguro em quaisquer condições e limitações que possam ser encontradas. Devem possibilitar o remonte de conjuntos unitizados sempre que necessário e não podem apresentar rachaduras, trincas e sinais de deterioração, sendo que a Copel considera para efeito de garantia da embalagem, o mesmo período do material. A quantidade de materiais por embalagem deverá ser definida pela Copel, salvo em casos previamente autorizados. Toda discordância encontrada entre o Manual de Embalagens e as embalagens fornecidas são passíveis de multa e desconto na fatura do material a título de ressarcimento de prejuízos. Para obtenção do Manual de Embalagens, ou consulta sobre itens não contemplados, contatar o suprimento da distribuição. Cada volume de embalagem deverá apresentar externamente marcação indelével e facilmente legível, com pelo menos os seguintes dados: 1. Número ou marca do fornecedor; 2. Quantidade e descrição do material; 3. Número e item da ordem de compra (contrato); 4. Massa total do volume (massa bruta), em quilogramas. Marcações adicionais poderão ser usadas e serão indicadas na ordem de compra ou nas instruções de embarque. 4.3.1 - MONTAGEM PARA ENTREGA Os transformadores deverão ser fornecidos completamente montados, prontos para operação. Devem ser entregues à Copel devidamente embalados. 4.3.2 - TRANSFORMADORES NÃO RECUPERÁVEIS Os transformadores que não apresentem condições de recuperação, deverão ser devolvidos à Copel com todos os seus elementos constitutivos presentes, alocados em seus devidos lugares e com sua culatra superior montada. 5. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS 5.1 MATERIAIS E ACABAMENTOS

5.1.1 - Buchas e terminais As buchas deverão ser de porcelana vidrada, com as características exigidas pelo item 5.4 desta especificação e pelas NBRs 5034, 5435, 5437 e 5438, nas cores cinza claro (notação Munsell N6.5 ou 5.0 BG7.0/0.4) ou marrom escuro (notação Munsell 5.0 YR 3.0/3.0) . Como se trata de recuperação de transformadores, poderão ser usadas as buchas originais desde que não se apresentem lascadas, queimadas por descarga, sinais de tinta, etc. Os terminais primários e secundários, bem como os parafusos de ligação e porcas (quando aplicável), devem ser de liga de cobre totalmente estanhados, conforme NBRs 5435, 5437, e 5438 , com camada de estanho com espessura mínima de 8µm para qualquer amostra e 12µm na média das amostras. Os terminais secundários do tipo T1 deverão ser substituídos pelos do tipo T2 ou T3. Caso os terminais originais já sejam T2 ou T3 , poderão ser reaproveitados caso se constate estarem em boas condições, devendo ser submetidos a uma nova estanhagem. Os terminais de ligação das buchas de baixa tensão devem atender à tabela e figura abaixo:

Potência (KVA) Tipo (ver NBR 5437) Terminal de Ligação

Até 45 KVA 1,3 / 160 –T2 De 75 até 150 KVA 1,3 / 400 – T2

225 KVA 1,3 / 800 – T3

Ver figuras abaixo

1 2 3



5.1.2 - Radiadores Os radiadores devem ser de chapa de aço ou de tubos de aço, conforme item 5.2.2 da NBR 5440. A pintura deverá ser conforme item 5.2 desta especificação, porém deve ser refeita a cada recuperação do transformador.

5.1.3 - Juntas e guarnições Deverão ser substituídas todas as juntas e guarnições do transformador. Quando não fiquem em contato permanente com o óleo, o ensaio deve ser executado conforme previsto no anexo D da NBR 5440. O ensaio de envelhecimento pode ser aceito com 70 horas, verificando-se as características do elastômero (copolímero acrilonitrila de butadieno), e não do óleo. Serão colhidas 3 amostras para ensaios. Para as vedações em contato permanente com o óleo, deverá ser utilizado elastômero (copolímero acrilonitrila de butadieno), conforme características e ensaios mostrados abaixo. Constitui falha o não atendimento dos limites prescritos. Serão colhidas 3 amostras para ensaios

Característica Método de ensaio Valores normais Identificação do material ASTM D 2702 elastômero (copolímero acrilonitrila de butadieno) ( teor

de acrilonitrila 39-40 %) Dureza shore A ASTM D 2240 60 – 70 Teor de cargas ASTM E 1131 Max 30 % Compressão (DPC), 22 horas a 100 .C ASTM D 395 Abaixo de 23 % Resistência ao óleo isolante, 164 horas a 100 .C

ASTM D3455 Ensaios no óleo isolante após contato (NBR 14274): -Perdas dielétricas 90.C: aumento de 0,005 -Cor: aumento de 0,5 -índice de neutralização: aumento Max de 0,02mg KOH/góleo -Tensão interfacial: diminuição 5 dinas/cm Ensaios no elastômero após contato: -Dureza: variação + 12 -Variação de volume: +- 10 %

Resistência ao rasgo ASTM D471 Menor que 30 %

5.1.4 - Núcleo Deverá ser aproveitado o núcleo original, sendo que, transformadores recuperados que apresentem problemas oriundos do núcleo, desde que não sejam devidos a deficiências na sua montagem, serão identificados de forma indelével com um círculo na cor vermelha, com 150 mm de diâmetro, pintado no tanque próximo à sua placa de identificação. Em se constatando a necessidade da lavagem do núcleo, deverá ser feita utilizando-se óleo mineral isolante descontaminado e limpo. Está vedada a utilização de álcoois e água. A corrente de excitação máxima aceitável para estas peças será de 30 % acima do valor percentual de norma.

5.1.5 - Enrolamentos Devem ser de cobre ou alumínio, seguindo as características do original, de forma a atender às características elétricas especificadas na NBR 5440, revisão da data de fabricação original do transformador (vide Tabela 9 e 10). Não poderão ser aproveitados enrolamentos do transformador apresentado para recuperação, nem em parte nem total.



Todos os enrolamentos deverão ser obrigatoriamente novos, bem como os calços de papel e cadarços. Não devem ser utilizados fios com isolação em PVC.

5.1.6 - Óleo mineral isolante O óleo isolante deve ser de origem mineral, estar de acordo com o nível de PCB padronizado pela NBR 8371, não inibido, podendo ser do tipo A (base naftênica) ou tipo B (base parafínica). Deve ter aparência clara e límpida e ser isento de matérias em suspensão ou sedimentadas. Os valores limites das características físico-químicas dos referidos tipos de óleo devem obedecer às especificações contidas na Tabela 5 do Anexo A. Poderá ser utilizado óleo regenerado somente se este for fornecido pela Copel, caso previsto em edital ou então óleo novo. Obs: O fabricante não poderá regenerar o óleo do lote de transformadores.

5.1.7 - Placa de identificação Deve ser de alumínio anodizado com espessura de 0,8mm ou de aço inoxidável com espessura de 0,5mm. Deve ser mantida a placa original, sempre que possível, além de uma placa própria da recuperadora fixadas próximas. Se, na recuperação houver alteração das características elétricas do transformador, a Copel deverá ser informada e, se aceita, anotada em placa própria da recuperadora, sem eliminação da placa anterior. A fixação da placa ao seu suporte deve ser por meio de rebites de material resistente à corrosão.

5.1.8 - Ferragens A ferragens podem ser reutilizadas desde que apresentem bom estado. Aquelas em mau estado deverão ser substituídas por peças novas. As ferragens externas devem ser zincadas a quente, conforme NBR 6323. O processo deve ser aplicado às peças acabadas, exceção feita aos furos roscados para fixação do dispositivo de aterramento. A espessura e a massa do revestimento de zinco devem ser conforme Tabela 1 da NBR 8158. Como exceção, somente para o caso de transformadores com buchas fixadas externamente, os prisioneiros soldados poderão ser pintados. As ferragens internas não pintadas devem ser zincadas a quente, conforme NBR 6323 e Tabela 1 da NBR 8158 ou serem oxidadas.

5.1.9 – Suporte para pára-raios Todos os transformadores recuperados devem ser devolvidos à Copel com suportes para pára-raios, em número igual ao de buchas de AT, completos com parafuso de cabeça abaulada, porca e arruela de pressão. Vide NTCs padrão em vigor e no anexo A - figura 1, Para os transformadores que não tenham suporte para pára-raios em sua configuração original, estes deverão ser soldados na tampa.

5.2 – PINTURA Os transformadores para ambiente normal e agressivo deverão ser pintados conforme segue:

5.2.1 - Pintura interna Deverá ser mantida a pintura original, sendo que, caso seja constatada alguma falha na mesma, deverá ser providenciado tratamento pontual, através da utilização da tinta apropriada.

5.2.2 - Pintura externa Desde que a pintura original apresente boas condições, deverá ser feito tratamento pontual das falhas, através da aplicação de tinta de fundo e posterior acabamento total com tinta munsel N 6,5, devendo ser aplicada 40 micrometros de tinta sobre o substrato remanescente. No caso de necessidade de jateamento, a pintura externa deverá ser conforme norma NBR 5440 e normas complementares nela contidas. Neste caso, se procederá os testes de aderência de pintura preconizados nesta norma.

5.2.3 - Pintura externa e interna de transformadores para ambientes agressivos

Desde que a pintura original apresente boas condições, deverá ser feito tratamento pontual das falhas e posterior acabamento total, com tinta munsel N 6,5, devendo ser aplicada 40 micrometros de tinta sobre o substrato remanescente. No caso de necessidade de jateamento, a pintura externa deverá ser conforme NTCs padrão para este tipo de transformador. 5.2.4 - Ferragens e terminais



As ferragens e terminais não podem ser pintados. 5.3 – ACESSÓRIOS: conforme especificado nas NTCs padrão em vigor.

5.3.1 - Dispositivo de aterramento O conector de aterramento , bem como o seu parafuso de ligação e sua porca, devem ser de liga de cobre totalmente estanhados, com camada de estanho com espessura mínima de 8µm para qualquer amostra e 12µm na média das amostras. Poderão ser aproveitados os originais desde que encontrem-se em estado de novos, sendo submetidos a uma nova estanhagem.

5.3.2 - Suporte para fixação em poste Os transformadores deverão possuir dois suportes, soldados ao tanque. Devem suportar perfeitamente o peso do transformador e permitir sua adequada instalação em postes duplo T ou circular, por meio de parafusos ou cintas. Aqueles transformadores que estiverem fora do padrão atual, deverão ser enquadrados de acordo com a norma NBR 5440. O suporte superior deve ser provido de furo lateral com rosca, posicionamento para o lado da bucha X0 ou X1, sem pintura nesta rosca, para permitir a montagem com bom contato elétrico do dispositivo de aterramento.

5.3.3 - Orelhas de suspensão Devem ser em número de duas seguindo o projeto original do transformador.

5.4 - CARACTERÍSTCAS ELÉTRICAS Os transformadores deverão atender aos valores especificados na NBR 5440, revisão da fabricação original do transformador (vide tabelas 9 e 10).

5.5 - CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS, conforme especificado nas NTCs padrão em vigor.

5.5.1 - Buchas e terminais As buchas de alta e baixa tensão deverão ser identificadas por meio de marcação externa indelével, cor preta (notação Munsell N1). Os terminais H0T dos transformadores trifásicos de 33 kV, deverão ser ligados internamente ao tanque, conforme projeto original, de modo a se ter uma conexão elétrica e mecânica de alta confiabilidade durante toda a vida útil do transformador. Os terminais secundários deverão ser colocados de tal forma que os condutores que a ele serão conectados assumam posição vertical. Detalhes e dimensionamento das buchas e terminais primários e secundários encontram-se na Tabela 3 do Anexo A . Os terminais primários e secundários devem suportar o torque de ensaio conforme indicado na Tabela 4 do Anexo A. Na eventualidade de necessidade de substituição das buchas e terminais, estas deverão ser conforme modelo original (exceto no caso de terminal T1 que deve ser substituído pelos T2 e T3 ) e, caso necessário sua adaptação, deverão estar de acordo com a NBR 5440 e item 5.1.1 desta NTC. Os transformadores monofásicos concebidos com 4 terminais secundários, deverão ser rearranjados para três terminais, devendo ser suprimido o terminal X2, com o devido fechamento do respectivo furo.

5.5.2 - Tanque e radiadores A tampa deve ser fixada ao tanque por meio de dispositivo adequado com parafusos e porcas, proporcionando vedação perfeita. Radiadores danificados (corrosão excessiva, amassamento) deverão ser substituídos por outros de mesmo formato e dimensão que o original.

5.5.3 - Limites de elevação de temperatura A elevação máxima de temperatura dos enrolamentos e do óleo sobre o meio ambiente, nas condições nominais de operação, não devem exceder os limites de 55°C e 50°C, respectivamente. Como na recuperação cada transformador pode ter projeto e fabricante diferentes, inviabilizando o ensaio de aquecimento em todas as peças, o recuperador deve ter método de cálculo capaz de determinar os valores de elevação de temperatura que serão obtidos após a recuperação. A Inspeção da Copel, a seu critério, poderá escolher uma ou mais peças de cada lote para realizar o ensaio.



Caso ocorra elevação de temperatura acima do permissível, será objeto de avaliação técnica da recuperadora em conjunto com a Copel, para análise quanto à causa e possível solução.

5.5.4 - Nível de ruído O nível de ruído médio audível permitido deve ser conforme Tabela 8 do Anexo A.

5.5.5 - Derivações, janela de inspeção e ligações internas Os transformadores são desprovidos de derivações, sendo as ligações internas feitas conforme indicado na placa. Os transformadores recuperados não apresentarão derivação, devendo obedecer o grupo de ligação conforme placa de identificação, sendo que as janelas de inspeção deverão ser soldadas.

5.5.6 - Massa total Os transformadores recuperados, cheios de óleo e com os acessórios exigidos, tenham massa total não superior a 1.500 kg.

5.5.7 - Demais características construtivas Conforme NBRs 5440 e 5356. 6. - ENSAIOS 6.1 - RELAÇÃO DE ENSAIOS Para comprovação das características de projeto, material e mão-de-obra são exigidos os seguintes ensaios, uma vez que os transformadores devem ser recuperados como se novos fossem: a. Inspeção geral; b. Verificação dimensional; c. Tensão suportável nominal à freqüência industrial (tensão aplicada); d. Tensão induzida; e. Relação de tensões, deslocamento angular e seqüência de fases; f. Polaridade e equilíbrio de tensões; g. Corrente de excitação; h. Perdas em vazio e em carga; i. Tensão (ou impedância) de curto-circuito; j. Resistência elétrica dos enrolamentos; k. Elevação de temperatura ( a critério da Copel); l. Vedação, estanqueidade e resistência à pressão interna; m. Ensaio do óleo isolante; n. Ensaio da pintura; o. Zincagem; p. Torque nos terminais; q. Estanhagem dos terminais. NOTAS: 1. O ensaio (e) aplica-se apenas a transformadores trifásicos. 2. O ensaio (f) aplica-se apenas a transformadores monofásicos. 3. A amostragem para qualquer ensaio deverá ser feita conforme tabela 12 (Plano de Amostragem para ensaios de

recebimento) do Anexo A. Os ensaios relacionados neste item não invalidam a realização, por parte do Fornecedor, daqueles que julgar necessários ao controle de qualidade do seu produto. Todos os custos envolvidos nos ensaios, inclusive daqueles realizados em terceiros, correrão por conta do fornecedor. 6.2 – CLASSIFICAÇÃO DOS ENSAIOS

6.2.1– ENSAIOS DE RECEBIMENTO São os ensaios relacionados na Tabela 11 do Anexo A desta especificação, realizados nas instalações do fornecedor ou da Copel, na presença de inspetor da Copel, por ocasião do recebimento de cada lote.



Estes ensaios devem ser realizados conforme o item 6.3 desta especificação. 6.3 – EXECUÇÃO DOS ENSAIOS Os métodos de ensaio dos transformadores devem obedecer o descrito a seguir e estar de acordo com as normas e/ou documentos complementares citados no item 2 desta especificação. As características dos aparelhos e instrumentos utilizados durante os ensaios devem estar calibradas com data de validade vigente por laboratório homologado pelo INMETRO. 6.3.1 – INSPEÇÃO GERAL a. Material e acabamento: Deve atender os requisitos mencionados no item 5.1 desta especificação; b. Características construtivas: Deve atender os requisitos mencionados nos itens 5 desta especificação; c. Acessórios: Deve atender os requisitos mencionados no item 5.3 desta especificação; d. Identificação: Deve atender os requisitos mencionados no item 4.2 desta especificação; e. Embalagem: Deve atender os requisitos mencionados no item 4.3 desta especificação. Constitui falha a não conformidade de qualquer uma das características verificadas com as especificadas nos itens desta especificação acima mencionados. O inspetor poderá, a seu critério, abrir e desmontar um número máximo de 3 peças para verificação da qualidade do serviço executado. 6.3.2 – VERIFICAÇÃO DIMENSIONAL Devem ser verificadas todas as dimensões conforme NBR 5440. Constitui falha a não conformidade de qualquer uma das dimensões verificadas com as especificadas. 6.3.3 – TENSÃO SUPORTÁVEL NOMINAL À FREQUÊNCIA INDUSTRIAL a 100% da tensão de ensaio (TENSÃO APLICADA) O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.10.1 da NBR-5380 e 6.5.1 e 6.5.2 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de descarga disruptiva ou qualquer dano a algum componente do transformador, sob a tensão de ensaio especificada na Tabela 7 do Anexo A desta especificação. 6.3.4 – TENSÃO INDUZIDA a 100% da tensão de ensaio O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.10.2, 4.10.3, 4.10.4 e 4.10.5 da NBR 5380 e 6.5.1 e 6.5.3 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de descarga disruptiva ou qualquer dano a algum componente do transformador, sob a tensão de ensaio especificada na Tabela 7 do Anexo A desta especificação. 6.3.5 – RELAÇÃO DE TENSÕES O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.3 da NBR 5380 e 6.4.2 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de erros de tensão, em relação às tensões nominais especificadas na Tabela 6 do Anexo A desta especificação, além das tolerâncias admitidas no item 5.19 da NBR 5356. Recomenda-se que o ensaio de relação de tensão seja executado após a conclusão dos ensaios dielétricos. 6.3.6 – DESLOCAMENTO ANGULAR E SEQUÊNCIA DE FASES O deslocamento angular e seqüência de fases serão confirmados por ocasião do ensaio de relação de tensão com o TTR – Transformer Turn Ratio. A confirmação do deslocamento original deverá ser compatível com o grupo de ligação Dyn1. 6.3.7 POLARIDADE Este ensaio é aplicável apenas aos transformadores monofásicos, sendo dispensado para os transformadores trifásicos. O ensaio deve ser executado conforme descrito no item 4.5 da NBR 5380. Constitui falha a ocorrência de polaridade diferente da subtrativa.



6.3.8 VERIFICAÇÃO DO EQUILÍBRIO DE TENSÕES Este ensaio aplica-se apenas a transformadores monofásicos. O ensaio consiste na medição das tensões U1 e U3 indicadas na Figura 2 do Anexo B da NTC 810027, com o transformador energizado com a carga indicada nessa mesma Figura 2. Constitui falha a ocorrência de diferença superior a 3V entre as tensões U1 e U3. 6.3.9 – CORRENTE DE EXCITAÇÃO O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.8 da NBR 5380 e 6.4.7 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de corrente de excitação com valor superior ao limite máximo indicado na Tabela 9 e 10 do Anexo A desta especificação, observadas as tolerâncias indicadas no item 5.1.4 desta especificação. 6.3.10 – PERDAS EM VAZIO E EM CARGA (TOTAIS) O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.8 e 4.9 da NBR 5380 e 6.4.6 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de perdas, tanto em vazio como as totais, com valor superior aos limites máximos indicados na NBR 5440 da época da fabricação do transformador (vide Tabela 9 e 10) , observadas as tolerâncias indicadas no item 5.19 da NBR 5356. 6.3.11 – TENSÃO (OU IMPEDÂNCIA) PERCENTUAL DE CURTO CIRCUITO O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.9 da NBR 5380 e 6.4.8 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de tensão percentual de curto-circuito com valor diferente do prescrito na NBR 5440 da época da fabricação do transformador (vide Tabela 9 e 10), observadas as tolerâncias indicadas no item 5.19 da NBR 5356. 6.3.12 – RESISTÊNCIA ELÉTRICA DOS ENROLAMENTOS O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.2 da NBR 5380 e 6.4.1 da NBR 5356. Este ensaio não é reprovatório e sim apenas referência para o ensaio de elevação de temperatura do transformador, para futuras manutenções e para cuidados preliminares na energização do transformador. 6.3.13 – ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.13 da NBR 5380 e 5.8 e 6.6.1 da NBR 5356. Constitui falha a ocorrência de elevações de temperatura dos enrolamentos e do óleo isolante superiores aos limites especificados no item 5.5.3 desta especificação. 6.3.14 – VEDAÇÂO, ESTANQUEIDADE E RESISTÊNCIA À PRESSÃO INTERNA O ensaio de vedação será realizado em transformadores monofásicos (todos) ou trifásicos que permitam este ensaio, deitando-se o mesmo sobre o suporte de fixação, mantendo-o nesta posição, exposto ao sol, durante um tempo mínimo de 30 minutos. O transformador deverá estar completo com todos os acessórios. Constitui falha a ocorrência de qualquer vazamento de óleo durante o ensaio. Na impossibilidade de execução do ensaio de vedação, procede-se ao ensaio de estanqueidade, conforme descrito nos itens 6.4.10 da NBR 5356/93 e 4.11 da NBR 5380/93. 6.3.15 – ENSAIO DO ÓLEO ISOLANTE Devem ser verificadas as características listadas na Tabela 5 do Anexo A desta especificação, pelos métodos de ensaio descritos nas normas indicadas nessa mesma Tabela 5. Constitui falha o não atendimento aos valores limites de qualquer das características físico-químicas indicadas na Tabela 5 do Anexo A desta especificação, bem como o não atendimento às exigências gerais contidas no item 5.1.6 desta especificação. Os ensaios de rotina do óleo recuperado, bem como os ensaios de recebimento realizados nas amostra retiradas pós-contrato, terão seus custos assumidos pelo fornecedor. 6.3.16 – ENSAIO DE PINTURA A pintura interna, quando aplicada pela recuperadora (vide item 5.2) deve ser ensaiada conforme descrito nos itens e-2, e-3, e-4 e e-6 do Anexo E da NBR 5440.



Constitui falha o não atendimento às condições de aprovação contidas nesses mesmos itens de ensaio ou às exigências do item 5.2.1 desta especificação. A pintura externa deve ser ensaiada conforme descrito nos itens e-1, e-2, e-3, e-4, e-5, e-7 e e-8 do Anexo E da NBR 5440. Constitui falha o não atendimento às condições de aprovação contidas nesses mesmos itens de ensaio ou às exigências do item 5.2.2 desta especificação. Será verificado se a pintura de identificação (no GEDIS e terminais) é indelével. NOTA: Para o teste de aderência (item e-4 do Anexo E da NBR 5440) de pinturas com espessura seca superior a 125 um, pode ser aplicado o método do corte em X. Para aprovação será exigido grau zero. 6.3.17 – ZINCAGEM O ensaio deve ser executado conforme previsto na NBR 6323, sendo aplicável às ferragens de fixação da tampa e aos componentes em aço zincado de terminais e dispositivos de aterramento. Constitui falha o não atendimento de alguma peça zincada aos requisitos prescritos nos itens 5.7 e 6.3 da NBR 8158 e no item 5.1.8 desta especificação. 6.3.18 – TORQUE NOS TERMINAIS Os parafusos de ligação dos terminais de A.T., bem como o parafuso do dispositivo de aterramento, devem ser submetidos ao torque de ensaio especificado na Tabela 4 do Anexo A desta especificação. Constitui falha a ocorrência de qualquer dano ou deformação permanente nos parafusos, porcas ou componentes dos terminais ou dispositivo de aterramento. 6.3.19 – ESTANHAGEM DOS TERMINAIS O ensaio deve ser aplicado aos terminais de A.T. e B.T., bem como às partes estanhadas do dispositivo de aterramento, conforme prescrições da norma ASTM B-545. Constitui falha a existência de revestimento de estanho em desacordo com o especificado nos itens 5.1.1 e 5.3.1 desta especificação. 7. INSPEÇÃO, ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO 7.1 – GENERALIDADES A Copel reserva-se o direito de inspecionar e ensaiar os transformadores abrangidos por esta especificação, quer no período de recuperação, quer na época de embarque, ou a qualquer momento que julgar necessário. O fornecedor tomará às suas expensas todas as providências para que a inspeção dos transformadores, por parte da Copel, se realize em condições adequadas, de acordo com as normas recomendadas e com esta especificação. Assim o fornecedor deverá propiciar todas as facilidades para o livre acesso aos laboratórios, às dependências onde estão sendo fabricados os transformadores, ao local de embalagem, etc., bem como fornecer pessoal habilitado a prestar informações e executar os ensaios , além de todos os dispositivos, instrumentos, etc., para realizá-los. Deverá ser permitido ao inspetor da Copel fotografar os seus equipamentos em todas as fases da recuperação. Todos os instrumentos e equipamentos relacionados com a qualidade devem estar aferidos e com os respectivos certificados disponíveis, dentro do prazo de validade. No início da inspeção o fornecedor deverá apresentar romaneio com as informações dos transformadores envolvidos, conforme tabela do anexo A. O fornecedor deve avisar a Copel, com antecedência mínima de 15(quinze) dias para fornecedor nacional e de 30(trinta) dias para fornecedor estrangeiro, sobre as datas em que os transformadores estarão prontos para inspeção. O período para inspeção deve ser dimensionado pelo Fornecedor, de tal forma que esteja contido nos prazos de entrega estabelecidos na Ordem de Compra. 7.2 – ACEITAÇÃO OU REJEIÇÃO A aceitação dos transformadores pela Copel, seja pela comprovação dos valores seja por eventual dispensa de inspeção, não eximirá o fornecedor de sua responsabilidade em fornecer os transformadores em plena concordância com esta especificação, nem invalidará qualquer reclamação que a Copel venha a fazer baseada na existência de transformadores inadequados ou defeituosos. Por outro lado, a rejeição de transformadores em virtude de falhas constatadas por meio da inspeção, durante os ensaios ou em virtude de discordância com a ordem de compra, contrato ou com esta especificação, não eximirá o fornecedor de



sua responsabilidade em fornecer os transformadores na data de entrega prometida. Se, na opinião da Copel, a rejeição tornar impraticável a entrega na data prometida ou se tudo indicar que o Fornecedor será incapaz de satisfazer os requisitos exigidos, a Copel reserva-se o direito de rescindir todas as suas obrigações e recuperar os transformadores em outra fonte, sendo o fornecedor considerado como infrator da ordem de compra ou contrato, estando sujeito às penalidades aplicáveis ao caso. As unidades defeituosas devem ser reparadas, exceto quando o defeito estiver no núcleo. 7.2 .1 Formação da amostra: As amostras devem ser colhidas, pelo Inspetor da COPEL, nos lotes prontos para embarque. Considera-se como um lote o conjunto de transformadores de mesmo tipo construtivo, mesma tensão e potência nominais e mesma data de entrega. 7.2.1.1 Para os ensaios de recebimento: 7.2.1.1.1 Ensaios dielétricos: Os ensaios de tensão aplicada e tensão induzida deverão ser realizados em 100 % do lote. Demais ensaios deverão ter amostra conforme a Tabela 12 do Anexo A desta NTC, ou a critério da Copel. 7.2.1.1.2 Ensaio do óleo isolante: Deverão ser colhidas 3 amostras de 2 litros cada, independentemente do número de unidades do lote, correspondendo cada amostra a um transformador aleatoriamente escolhido do lote sob inspeção. Estas amostras serão encaminhadas ao LACTEC, ou outro expressamente autorizado pela COPEL, para análise e emissão de relatório. 7.2.1.1.3 Ensaio da pintura. Serão realizados nas instalações do Fornecedor, sobre amostragem conforme Tabela 12 desta NTC, os ensaios de aderência e medição de espessura (tanto na pintura interna como na externa) e o de brilho (somente pintura externa). 7.2.1.1.4 Demais ensaios de recebimento: A amostra será formada conforme a Tabela 12 do Anexo A desta NTC. Obs: O ensaio de vedação, estanqueidade e resistência à pressão interna deverá ser realizados pelo fabricante em todas as peças do lote, devendo ser apresentado relatório ao inspetor. O inspetor repetirá este ensaio conforme a Tabela 6.

7.3 - Relatório de Ensaios Os relatórios dos ensaios a serem realizados devem ser em formulários de tamanho A4 da ABNT, com as indicações necessárias à sua perfeita compreensão e interpretação, além dos requisitos mínimos abaixo: - nome do ensaio; - data e local dos ensaios; - identificação e quantidades dos equipamentos submetidos a ensaio; - descrição sumária do processo de ensaio com constantes, métodos e instrumentos empregados; - valores obtidos no ensaio; - sumário das características (garantidas versus medidas); - atestado dos resultados, informados de forma clara e explicita se o equipamento ensaiado passou ou não no referido

ensaio.

7.4- Transformador recuperado em garantia A recuperadora deverá garantir seus serviços, no tocante ao material e mão-de-obra empregados, por um período de 18 (dezoito) meses a partir da entrega do transformador recuperado (recebimento da Nota Fiscal) no almoxarifado, com concordância do aceite do BIM. No caso de defeito do transformador recuperado dentro do período de garantia, a Copel informará oficialmente à recuperadora responsável pelos serviços. Após esta comunicação, a recuperadora terá prazo de 30 dias para a retirada da(s) unidade(s) defeituosa(s) do almoxarifado da Copel , bem como deverá comunicar `a Copel se enviará técnico para verificação da avaria do transformador. Neste caso, em seguida procederá análise, junto com técnico da Copel para avaliar se o defeito foi originado por deficiência na qualidade dos serviços ou do material empregado na recuperação. Em caso afirmativo, todos os custos inerentes à nova recuperação serão às expensas da recuperadora que terá um prazo de 45 dias para a entrega do serviço. Findo este prazo, sem que a recuperadora providencie a retirada do(s) transformador (es), a Copel através de seu Departamento Financeiro, emitirá nota de débito para a recuperadora, referente ao valor atualizado do conserto. Havendo conserto em alguma peça no período de garantia, esta deverá ser renovada por mais dezoito meses a partir da data do conserto, em concordância com o aceite do BIM. O transformador recuperado em garantia deverá ser devolvido à Copel com óleo, completo, com as mesmas características técnicas.



ANEXO A

TABELA 1

Características do Sistema Elétrico da COPEL

Tensão Nominal do Sistema

13,8 KV

34,5 KV

Tensão Máxima de Operação do

Sistema (fase-fase)

13,8 KV

34,5 KV

Condição do Neutro

Aterrado por Reatância

Xo/X1 <= 10

Multiaterrado Xo/X1 <= 3 Ro/R1 <=1

Tensão máxima admissível Fase-Terra

em caso de falta

13,8 KV

26 KV

Tempo máximo de duração de falta

15 segundos

10 segundos

Nível de isolamento dos isoladores

(NBI)

110 KV

170 KV

Potência máxima de curto-circuito do

Sistema

250 MVA

500 MVA

1

2

3

NOTA: As tensões e ligações da rede secundária são indicadas na Tabela 6.

TABELA 2 Dimensões

TRANSFORMADOR DIMENSÕES (mm)

REFERÊNCIA

POTÊNCIA

(KVA)

TIPO TENSÃO MÁXIMA DO

EQUIPAMENTO

(KV)

MÁXIMAS

A C L 1 10 2 15 15 1200 800 900 3 25 1 ∅ 4 10 5 15 36,2 1300 800 900 6 25 7 30 8 45 750 9 75 15 1300 1300

10 112,5 900 11 150 12 225 3∅ 1800 1600 1000 13 15 14 30 36,2 15 45 1600 1400 900 16 75 17 112,5

OBS.: As dimensões C e L incluem os radiadores, se houver.



TABELA 3 Buchas e Terminais A.T. e B.T.

TENSÃO BUCHA

A.T. POTÊNCIA

DO BUCHA B.T.

MÁXIMA DO

EQUIPAMENTO

VER TRANSFORMADOR

VER

. NBR 5435/84

NBR 5437/84

(kV) (KVA) NBR 5438/87 10

15 15/160 15 1,3/160-T2 30

OU OU 45 75

36,2 25,8/160 112,5 1,3/400-T2 150 225 1,3/800-T3

NOTA: A bucha de A.T. está referida à Tensão Máxima do Equipamento e a bucha de B.T. está referida à potência do transformador, em cada grupo de transformadores ( referências desta especificação).

TABELA 4

Torque Suportável nos Parafusos dos Terminais e Dispositivo de Aterramento

PARAFUSO/PORCA TORQUE SUPORTÁVEL NA INSTALAÇÃO (daN x m)

TORQUE DE ENSAIO (daN x m)

M10 3,0 3,6 M12 4,7 5,6 M16 7,6 9,1



TABELA 5

Características do óleo Isolante

ESPECIFICAÇÕES

ITEM DETERMINAÇÃO UNIDADE TIPO A TIPO B NORMA

NAFTÊNICO PARAFÍNICO

01 Cor ASTM 1 máx. 1 máx. ABNT - PMB 351

02 Densidade 20/4oC g / cm3 0.900 máx. 0,860 máx. NBR 7148

03 Fator de potência a 25oC % 0,10 máx. 0,10 máx. ASTM-D 924

100oC % 1,2máx. 1,2máx. ASTM-D 924

04 Índice de neutralização Mg/KOH/g óleo 0,04 máx. 0,04 máx. ABNT-MB 494

05 Ponto de fluidez °C -15 máx. -9 máx. ABNT-MB 820

06 Ponto de fulgor °C 140 mín. 140 mín. ABNT-MB 50

07 Rigidez dielétrica KV 30 mín. 30 mín. NBR 6869

08 Tensão interfacial a 25°C pós contato N / m 0,036 mín. 0,036 mín. NBR 6234

09 Viscosidade a 37,8°C m2 / s 11 x 10-4 máx. 12 x 12-4 máx. ABNT-MB 293

10 Cloreto inorgânicos - isento isento NBR 5779

11 Sulfatos inorgânicos - isento isento NBR 5779

12 Inibidor DBPC % 0,08l máx. 0,08l máx. ASTM-D 2668

13 Teor de água Ppm 35 ma’x. 35 máx. NBR 5755

14 Ponto de anilina °C anotar 79a 94 ABNT-MB 299

15 Enxofre corrosivo 150 °C – 48 h não corrosivo não corrosivo NBR 10505

16 Índice de refração a 25°C - 1,489 a 1,498 1,466 a 1,475 ASTM-D 1218

17 Tendência a gaseificação PVF - - - Proc. Doble PVF

18 Fator de potência x oxidação PFVO - - - Proc. Doble PFVO

19 Composição de óleo - Brandes - óleo naftênico óleo parafínico Método Brandes

Teor de aromáticos % 8 - 12 7 - 12 -

Teor de parafínicos % 40 - 50 50 - 60 -

Teor de naftênicos % 40 - 50 30 - 40 -

20 Resistividade a 20°C Ohms / cm 20 x 1012 mín. 20 x 1012 mín. ASTM-D 1169

21 Enxofre total % 0,6 máx. 1,0 máx. ASTM-D 1552

22 Estabilidade à oxidação (não inibido) - - - IEC 74

Índice de neutralização Mg/KOH/g óleo 0,5 máx. 0,5 máx. ABNT-MB 494

Índice de borra % 0,15 máx. 0,15 máx. IEC 74

Fator de potência a 100°C % 20 máx. 20 máx. ASTM-D 424

Tensão interfacial a 25°C N / m anotar 0,01 máx. NBR 6234

23 Metais por absorção atômica - anotar anotar - N.D. = Não detectável.



TABELA 6

a) Tensões Nominais dos Transformadores Monofásicos

TENSÃO PRIMÁRIO SECUNDÁRIO MÁXIMA TIPO DO TENSÃO TENSÃO

DO TRANSFORMADOR

LIGAÇÃO NOMINAL

LIGAÇÃO NOMINAL EQUIPAMENTO

(kV eficaz) (No DE FASES) (V) (V) 15 FASE-FASE 13.200 SÉRIE 254 / 127 MONOFÁSICO

36,2 FASE-TERRA 19.053 SÉRIE 254 / 127

b)

Tensões Nominais dos Transformadores Trifásicos

TENSÃO PRIMÁRIO SECUNDÁRIO MÁXIMA TIPO DO TENSÃO TENSÃO

DO TRANSFORMADOR

LIGAÇÃO NOMINAL

LIGAÇÃO NOMINAL EQUIPAMENTO

(kV eficaz) (No DE FASES) (V) (V) 15 TRIÂNGULO 13.200 ESTRELA COM NEUTRO

ACESSÍVEL 220 / 127

TRIFÁSICO ACESSIVEL 36,2 ESTRELA COM 33.000 ESTRELA COM 220 / 127

NEUTRO ATERRADO NEUTRO ACESSÍVEL

TABELA 7

Níveis de Isolamento dos Transformadores

TENSÃO TENSÃO SUPORTÁVEL TENSÃO INDUZIDA

TENSÃO SUPORTÁVEL

ESPAÇAMENTO MÍN. NO AR

MÁXIMA NOMINAL À FREQÜÊNCIA

PARA O ENSAIO NOMINAL IMPULSO DE FASE DE FASE DO INDUSTRIAL,

DURANTE DO ITEM 6.3.4 ATMOSFÉRICO

PLENO PARA

TERRA PARA FASE EQUIPAMENTO 1 MINUTO DESTA NTC

(kV eficaz) (kV eficaz) (kV eficaz) (kV de crista) (mm) (mm) 1,2 10 - - 25 25 15 34 26,4 95 130 140

36,2 50 50 150 200 230

TABELA 8

Máximo Nível de Ruído Permissível

POTÊNCIA NOMINAL DO TRANSFORMADOR NÍVEL MÉDIO DE RUÍDO (kVA) (dB)

ATÉ 50 48 DE 51 A 100 51 DE 101 A 300 55 DE 301 A 500 56



TABELA 9

Características Elétricas (NBR 5440/1999)

REFERÊNCIA

TRANSFORMADOR

RELAÇÃO

CORRENTE

PERDAS MÁXIMAS (W)

TENSÃO

DE

RADIOINTERFERÊNCIA

TIPO TENSÃO MÁXIMA DO EQTO

(kV)

POTÊNCIA (kV)

DE TENSÕES

DE EXCITAÇÃO MÁXIMA (%)

VAZIO

TOTAIS

CURTO-CIRCUITO A 75°C (%)

TENSÃO DE

ENSAIO (V)

TRI MÁXIMA

(µV)

1 10 3,3 60 260 2 15 15 52:1 3,0 85 355 2,5 8.383 250 3 1 ∅ 25 2,7 120 520 4 10 4,0 70 285 5 36,2 15 75:1 3,6 90 395 3,0 20.958 250 6 25 3,1 130 580 7 30 4,1 170 740 8 45 3,7 220 1000 9 15 75 60:1 3,1 330 1470 3,5 10 112,5 2,8 440 1990 8.383 250 11 150 2,6 540 2450 12 3 ∅ 225 2,3 765 3465 4,5 13 15 5,7 110 500 14 30 4,8 180 825 15 36,2 45 150:1 4,3 250 1120 4,0 20.958 250 16 75 3,6 360 1635 17 112,5 3,2 490 2215

TABELA 10

Características Elétricas (NBR 5440/1987)

REFERÊNCIA

TRANSFORMADOR

RELAÇÃO

CORRENTE

PERDAS MÁXIMAS (W)

TENSÃO

DE

RADIOINTERFERÊNCIA

TIPO TENSÃO MÁXIMA

DO EQTO (kV)

POTÊNCIA (kV)

DE TENSÕES

DE EXCITAÇÃO MÁXIMA (%)

VAZIO

TOTAIS

CURTO-CIRCUITO A 75°C (%)

TENSÃO DE

ENSAIO (V)

TRI MÁXIMA

(µV)

1 10 3,5 70 270 2 15 15 52:1 3,2 100 370 2,5 8.383 250 3 1 ∅ 25 2,8 140 540 4 10 4,2 85 300 5 36,2 15 75:1 3,8 105 410 3,0 20.958 250 6 25 3,3 150 600 7 30 4,3 200 770 8 45 3,9 260 1040 9 15 75 60:1 3,4 390 1530 3,5 10 112,5 3,1 520 2070 8.383 250 11 150 2,9 640 2550 12 3 ∅ 225 2,6 900 3600 4,5 13 15 6,0 130 520 14 30 5,0 215 860 15 36,2 45 150:1 4,5 290 1160 4,0 20.958 250 16 75 4,0 425 1700 17 112,5 3,6 575 2300



TABELA 11

Relação dos Ensaios de Recebimento

ITEM DESCRIÇÃO DOS ENSAIOS RECEBIMENTO

A Inspeção geral X B Verificação dimensional X C Tensão aplicada X D Tensão induzida X E Resistência do isolamento X F Relação de tensões, deslocamento angular e seqüência de fases X G Corrente de excitação X H Perdas em vazio e totais X I Tensão de curto-circuito X J Resistência elétrica dos enrolamentos X K Elevação de temperatura ( a critério da Copel) X L Vedação, estanqueidade e resistência à pressão interna X M Características físico-químicas do óleo isolante X N Características da pintura X O Vedação X P Zincagem X Q Torque nos terminais X R Estanhagem dos terminais X

TABELA 12 - Plano de Amostragem para Ensaios de Recebimento

PINTURA (Obs. 5), RESISTÊNCIA DE ISOLAMENTO,

ENSAIOS DIETRICOS ( TENSÃO APLICADA e INDUZIDA) EM 100% LOTE

DEMAIS ENSAIOS

TAMANHO Plano de amostragem simples nível de (Exceto pintura, óleo isolante e dielétricos) DO inspeção S3 NQA 1,0% Plano de amostragem dupla nível de

LOTE Tamanho da Ac Re Amostra Ac Re Amostra Seqüênci Tamanho

2 a 15 2 0 1 - 2 0 1 16 a 25 3 0 1 - 3 0 1 26 a 50 3 0 1 - 5 0 1 51 a 90 5 0 1 - 5 0 1 91 a 150 5 0 1 - 8 0 1 151 a 280 8 0 1 - 13 0 1 281 a 500 8 0 1 - 20 0 1

501 a 1200 13 0 1 1a 20 0 2 2a 20 1 2

1201 a 13 0 1 1a 32 0 2 2a 32 1 2 1 2 3 4 5 6 7 8

OBS: 1) Ac = Número de peças defeituosas que ainda permite aceitar o lote;

Re = Número de peças defeituosas que implica na rejeição do lote. 2) Amostragem dupla - procedimento conforme NBR-5426/77. 3) Para ensaios de resistência do isolamento, tensão aplicada e tensão induzida ver itens 7.2.1.1 e 7.3.1.1 da NTC 810027. 4) Para ensaios do óleo isolante ver itens 7.2.1.2 e 7.3.1.2 da NTC 810027. 5) Para ensaio de pintura, ver também itens 7.2.1.3 e 7.3.1.2 da NTC 810027. 6) Os ensaios de Resistência de Isolamento, Tensão Aplicada e Induzida devem ser realizados em 100 % do lote.



FIGURA 1 - SUPORTE PARA FIXAÇÃO DE PÁRA-RAIOS Deve ser projetado de maneira que permita o içamento do transformador com os pára-raios montados, eventualmente sem o pára-raios central. O içamento deve ser com guindauto pequeno e estropo, dentro das normas de segurança. a) TRANSFORMADOR SEM RADIADORES

1) Suporte para fixação de pára-raios 2) Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quebrado M12 x 1,75-8g (NBR 9527), aço carbono, zincado por imersão a quente

(NBR 6323). 3) Arruela de pressão de aço-carbono, zincado por imersão a quente (NBR 6323). 4) Porca quadrada, rosca M12x1,75-7h (NBR 9527), aço carbono, zincado por imersão a quente (NBR 6323). b) TRANSFORMADOR COM RADIADORES

Observar os seguintes aspectos: a) alinhar o centro do furo do suporte do pára-raios com o final dos radiadores. b) Na impossibilidade do eixo do pára-raios ficar para fora dos radiadores, procurar livrar a área abaixo do pára-raios, através

da distribuição dos mesmos ao longo do tanque. c) Eventualmente poderá ser aceito suporte de pára-raios em forma de degrau, visando elevar o pára-raios. O degrau

máximo é de 10 cm em relação à tampa.

norma tÉcnica copel - ntc · os radiadores devem ser de chapa de aço ou de tubos de aço,...

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