transformador de distribuição tipo a seco técnicas... · 2020. 12. 23. · • abnt nbr 6323,...

______________________________________________________________________________________ Grupo Energisa

Cataguases-MG., 08 de Janeiro de 2021.

ERRATA

A Coordenação de Normas e Padrões Construtivos (CNPC) da Gerência Técnica de

Distribuição (GTD), torna pública a Errata da Especificação Técnica 109.3, referente

ao Transformadores de distribuição tipo seco, em sua revisão vigente, homologada

em 01 de dezembro de 2020:

Errata 1

• Onde se lê:

6.5 Vida útil

Os transformadores de distribuição devem ter vida útil, mínima, de 25 (vinte e cinco)

anos a partir da data de fabricação, contra qualquer falha, provenientes de processo

fabril, das unidades do lote fornecidas, baseada nos seguintes termos e condições:

• Não se admitem falhas, no decorrer dos primeiros 10 (dez) anos de vida útil;

• A partir do 10º ano, admite-se 0,5% de falhas para cada período de 5 (cinco)

anos, acumulando-se, no máximo, 1,5% de falhas no fim do período de vida

útil.

A aceitação do pedido de compra pelo fabricante implica na aceitação incondicional

de todos os requisitos desta Especificação Técnica.

• Leia-se:

6.5 Expectativa de vida útil

Os transformadores de distribuição devem ter uma expectativa de vida útil, mínima,

de 25 (vinte e cinco) anos a partir da data de fabricação, contra qualquer falha,

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provenientes de processo fabril, sob condições normais de operação prevista nesta

Especificação Técnica.

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Errata 2

• Onde se lê:

6.6 Garantia

O período de garantia dos transformadores de distribuição, deverá obedecer aos

termos dispostos na Ordem de Compra de Materiais (OCM), contra qualquer defeito

de fabricação, material e acondicionamento.

NOTA:

XIII. Quando não houver disposição na Ordem de Compra de Materiais (OCM), o

prazo de garantia deverá ser de 24 (vinte e quatro) meses.

• Leia-se:

6.6 Garantia

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

de 24 (vinte e quatro) meses a partir da data de entrada em operação ou 36 (trinta

e seis), a partir da entrega, prevalecendo o prazo referente ao que ocorrer primeiro,

contra qualquer defeito de fabricação, material e acondicionamento.

Caso os equipamentos apresentem qualquer tipo de defeito ou deixem de atender

aos requisitos exigidos pelas normas da Energisa, um novo período de garantia de 12

(doze) meses de operação satisfatória, a partir da solução do defeito, deve entrar

em vigor para o lote em questão. Dentro do referido período as despesas com mão-

de-obra decorrentes da retirada e instalação de equipamentos comprovadamente

com defeito de fabricação, bem como o transporte destes entre o almoxarifado da

concessionária e o fornecedor, incidirão sobre o último.

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

seguintes hipóteses:

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

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

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

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

comprometam substancialmente o funcionamento das outras partes ou do

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

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

garantia para o restante do equipamento.

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Errata 3

• Onde se lê:

10.2 Acabamento interno

No acabamento interno dos transformadores, devem ser observados os seguintes

requisitos:

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

fabricação do tanque;

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

mínima de 20 μm;

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

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

de 40 µm;

d) Espessura seca total mínima de 60 μm.

• Leia-se:

10.2 Acabamento interno

No acabamento interno dos transformadores, devem ser observados os seguintes

requisitos:

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

fabricação do tanque;

b) Deve ser aplicada base antiferruginosa, branco, notação Munsell N 9,5, que

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

de 30 µm;

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Errata 4

• Onde se lê:

TABELA 1 - Códigos padronizados

Imagem meramente ilustrativa

Potência Tensão nominal

MT Classe de tensão

Tensão nominal BT Empresa

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

75

11,4 15 220/127 EMG / ESS

112,5

150

225

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

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

75

11,4 15 380/220 ENF

112,5

150

225

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

75

13,8 15 220/127 EAC / EMS / EMT

/ ERO / ESE / ESS

112,5

150

225

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

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

75

13,8 15 380/220 EBO / EMS / EMT

/ EPB / ETO

112,5

150

225

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

75

22,0 24,2 220/127 EMG / EMS

112,5

150

225

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

______________________________________________________________________________________ Grupo Energisa




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

75

34,5 36,2 220/127 EAC / EMS / EMT

/ ERO / ESS

112,5

150

225

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

75

34,5 36,2 380/220 EMS / EMT / ETO 112,5

150

225

34,5 36,2 380/220 EMS / EMT / ETO

300

500

750

1.000

1.500

2.000

2.500

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• Leia-se:

• TABELA 1 - Códigos padronizados

Imagem meramente ilustrativa

Código Energisa

Potência Tensão

Nominal MT Classe de Tensão

Tensão Nominal BT Tipo de

conexão BT Empresa

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

91391 75 11,4 15 220/127 NEMA 2 Furos

EMG / ESS

91392 112 11,4 15 220/127

91393 150 11,4 15 220/127

NEMA 4 Furos

91394 225 11,4 15 220/127

91395 300 11,4 15 220/127

91396 500 11,4 15 220/127

91397 750 11,4 15 220/127

91398 1.000 11,4 15 220/127

91399 75 11,4 15 380/220 NEMA 2 Furos

ENF

91400 112 11,4 15 380/220

91401 150 11,4 15 380/220

NEMA 4 Furos

91402 225 11,4 15 380/220

91403 300 11,4 15 380/220

91404 500 11,4 15 380/220

91405 750 11,4 15 380/220

91406 1.000 11,4 15 380/220

______________________________________________________________________________________ Grupo Energisa

Código Energisa

Potência Tensão



conexão BT Empresa

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

91375 75 13,8 15 220/127 NEMA 2 Furos

EAC / EMS / EMT /

ERO / ESE / ESS

91376 112 13,8 15 220/127

91377 150 13,8 15 220/127

NEMA 4 Furos

91378 225 13,8 15 220/127

91379 300 13,8 15 220/127

91380 500 13,8 15 220/127

91381 750 13,8 15 220/127

91382 1.000 13,8 15 220/127

91383 75 13,8 15 380/220 NEMA 2 Furos

EBO / EMS / EMT /

EPB / ETO

91384 112 13,8 15 380/220

91385 150 13,8 15 380/220

NEMA 4 Furos

91386 225 13,8 15 380/220

91387 300 13,8 15 380/220

91388 500 13,8 15 380/220

91389 750 13,8 15 380/220

91390 1.000 13,8 15 380/220

91407 75 22,0 24,2 220/127 NEMA 2 Furos

EMG / EMS

91408 112 22,0 24,2 220/127

91409 150 22,0 24,2 220/127

NEMA 4 Furos

91410 225 22,0 24,2 220/127

91411 300 22,0 24,2 220/127

91412 500 22,0 24,2 220/127

91413 750 22,0 24,2 220/127

91414 1.000 22,0 24,2 220/127

91415 75 34,5 15 220/127 NEMA 2 Furos

EAC / EMS / EMT /

ERO / ESS

91416 112 34,5 15 220/127

91417 150 34,5 15 220/127

NEMA 4 Furos

91418 225 34,5 15 220/127

91419 300 34,5 15 220/127

91420 500 34,5 15 220/127

91421 750 34,5 15 220/127

91422 1.000 34,5 15 220/127

______________________________________________________________________________________ Grupo Energisa

Código Energisa

Potência Tensão



conexão BT Empresa

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

91423 75 34,5 36,2 380/220 NEMA 2 Furos

EMS / EMT / ETO

91424 112 34,5 36,2 380/220

91425 150 34,5 36,2 380/220

NEMA 4 Furos

91426 225 34,5 36,2 380/220

91427 300 34,5 36,2 380/220

91428 500 34,5 36,2 380/220

91429 750 34,5 36,2 380/220

91430 1.000 34,5 36,2 380/220

______________________________________________________________________________

ETU-109.3 Versão 0.0 Janeiro / 2021

1

Transformador de distribuição tipo seco

ENERGISA/GTD-NRM/N.º057/2020

Especificação Técnica Unificada ETU - 109.3 Versão 0.0 - Janeiro / 2021

______________________________________________________________________________


2

Apresentação

Esta Especificação Técnica apresenta as diretrizes necessárias para padronização das

características técnicas e requisitos mínimos, elétricos e mecânicos, exigidos para

fornecimento de transformadores de distribuição, tipo a seco com resfriamento

natural, trifásicos, para subestações abrigadas, nas tensões primárias até 36,2 kV e

nas tensões secundárias usuais, com enrolamento de cobre ou alumínio, nas

empresas do Grupo Energisa S.A.

Para tanto foram consideradas as especificações e os padrões do material em

referência, definidos nas Normas Brasileiras (NBR) da Associação Brasileira de

Normas Técnicas (ABNT), ou outras normas internacionais reconhecidas, acrescidos

das modificações baseadas nos resultados de desempenho destes materiais nas

empresas do grupo Energisa.

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

controladas.

A presente revisão desta Especificação Técnica é a versão 0.0, datada de janeiro de

2021.

Cataguases - MG., janeiro de 2021.

GTD - Gerência Técnica de Distribuição

Esta Especificação Técnica, bem como as alterações, poderá ser acessada através do código

abaixo:

______________________________________________________________________________


3

Equipe técnica de elaboração da ETU-109.3

Acassio Maximiano Mendonca Gilberto Teixeira Carrera

Grupo Energisa Grupo Energisa

Augustin Gonzalo Abreu Lopez Hitalo Sarmento de Sousa Lemos


Danilo Maranhão de Farias Santana Ricardo Campos Rios


Eduarly Freitas do Nascimento Ricardo Machado de Moraes


______________________________________________________________________________


4

Aprovação técnica

Ademálio de Assis Cordeiro Juliano Ferraz de Paula

Grupo Energisa Energisa Sergipe

Amaury Antônio Damiance Marcelo Cordeiro Ferraz

Energisa Mato Grosso Dir. Suprimentos Logística

Fabio Lancelotti Paulo Roberto dos Santos

Energisa Minas Gerais / Energisa Nova Friburgo Energisa Mato Grosso do Sul

Fabrício Sampaio Medeiros Ricardo Alexandre Xavier Gomes

Energisa Rondônia Energisa Acre

Fernando Lima Costalonga Rodrigo Brandão Fraiha

Energisa Tocantins Energisa Sul-Sudeste

Jairo Kennedy Soares Perez

Energisa Borborema / Energisa Paraíba

______________________________________________________________________________


5

Sumário

1 OBJETIVO ............................................................................................................................. 9

2 CAMPO DE APLICAÇÃO ....................................................................................................... 9

3 OBRIGAÇÕES E COMPETÊNCIAS .......................................................................................... 9

4 REFERÊNCIAS NORMATIVAS ............................................................................................... 9

4.1 LEGISLAÇÃO E REGULAMENTAÇÃO FEDERAL ............................................................................ 9

4.2 NORMAS TÉCNICAS BRASILEIRAS ......................................................................................... 10

4.3 NORMAS TÉCNICAS INTERNACIONAIS ................................................................................... 12

5 TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES .......................................................................................... 13

5.1 TRANSFORMADOR ........................................................................................................... 13

5.2 TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO .................................................................................... 14

5.3 TRANSFORMADOR DO TIPO SECO ........................................................................................ 14

5.4 TRANSFORMADOR COM INVÓLUCRO TOTALMENTE FECHADO .................................................... 14

5.5 TRANSFORMADOR COM INVÓLUCRO ................................................................................... 14

5.6 TRANSFORMADOR SEM INVÓLUCRO .................................................................................... 14

5.7 AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA (ANEEL) ............................................................. 14

5.8 INSTITUTO NACIONAL DE METROLOGIA, QUALIDADE E TECNOLOGIA (INMETRO) ...................... 14

5.9 DERIVAÇÃO .................................................................................................................... 15

5.9.1 Derivação principal ................................................................................................. 15

5.9.2 Derivação superior ................................................................................................. 15

5.9.3 Derivação inferior ................................................................................................... 15

5.10 DEGRAU DE DERIVAÇÃO .................................................................................................... 15

5.11 DESLOCAMENTO ANGULAR ................................................................................................ 15

5.12 ENROLAMENTO ............................................................................................................... 16

5.12.1 Enrolamento primário ........................................................................................ 16

5.12.2 Enrolamento secundário .................................................................................... 16

5.13 HOT-SPOT ..................................................................................................................... 16

5.14 LIGAÇÃO ESTRELA ............................................................................................................ 16

5.15 NÍVEL DE ISOLAMENTO ..................................................................................................... 17

5.16 PERDAS EM VAZIO ........................................................................................................... 17

5.17 PERDAS TOTAIS ............................................................................................................... 17

5.18 TERMINAL ...................................................................................................................... 17

5.19 ENSAIOS DE RECEBIMENTO ................................................................................................ 17

5.20 ENSAIOS DE TIPO ............................................................................................................. 17

5.21 ENSAIOS ESPECIAIS .......................................................................................................... 17

6 CONDIÇÕES GERAIS ........................................................................................................... 18

6.1 CONDIÇÕES DO SERVIÇO ................................................................................................... 18

______________________________________________________________________________


6

6.1.1 Condição normal .................................................................................................... 18

6.1.2 Condição especial ................................................................................................... 19

6.1.3 Local de instalação ................................................................................................. 20

6.2 LINGUAGENS E UNIDADES DE MEDIDA .................................................................................. 20

6.3 ACONDICIONAMENTO ...................................................................................................... 21

6.4 MEIO AMBIENTE ............................................................................................................. 22

6.5 EXPECTATIVA DE VIDA ÚTIL ................................................................................................ 23

6.6 GARANTIA ..................................................................................................................... 24

6.7 NUMERAÇÃO DE PATRIMÔNIO ........................................................................................... 24

6.8 INCORPORAÇÃO AO PATRIMÔNIO DA ENERGISA ..................................................................... 25

7 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS ............................................................................................ 26

7.1 CONDIÇÕES DE SOBRECARGA ............................................................................................. 26

7.2 POTÊNCIA NOMINAL ........................................................................................................ 26

7.3 TENSÃO NOMINAL ........................................................................................................... 26

7.4 NÍVEIS DE ISOLAMENTO .................................................................................................... 27

7.5 DERIVAÇÕES (TAPS) E TENSÕES NOMINAIS .......................................................................... 27

7.6 FREQUÊNCIA NOMINAL ..................................................................................................... 27

7.7 LIMITES DE ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA .............................................................................. 27

7.8 PERDAS, CORRENTE DE EXCITAÇÃO E TENSÃO DE CURTO-CIRCUITO ............................................. 28

7.9 DIAGRAMA FASORIAL, DE LIGAÇÕES E INDICAÇÃO DO DESLOCAMENTO ANGULAR .......................... 29

7.10 TENSÃO DE RÁDIO INTERFERÊNCIA ...................................................................................... 29

7.11 REQUISITOS RELATIVOS À CAPACIDADE DE SUPORTAR CURTO-CIRCUITO ...................................... 29

7.12 CAPACIDADE DINÂMICA DE SUPORTAR CURTOS-CIRCUITOS ....................................................... 29

7.13 CAPACIDADE TÉRMICA DE SUPORTAR CURTOS-CIRCUITOS ........................................................ 30

7.14 NÍVEL DE RUÍDO .............................................................................................................. 30

8 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ................................................................................... 30

8.1 MATERIAL ISOLANTE ........................................................................................................ 30

8.2 MÉTODO DE RESFRIAMENTO ............................................................................................. 30

8.3 CLASSE DE COMBUSTÃO, AMBIENTAL E CLIMÁTICA ................................................................. 30

8.4 TERMINAIS DE LIGAÇÃO .................................................................................................... 31

8.5 TERMINAL DE ATERRAMENTO ............................................................................................ 32

8.6 MEIOS PARA SUSPENSÃO DAS BOBINAS E DO TRANSFORMADOR COMPLETAMENTE MONTADO ........ 32

8.7 ESTRUTURA DE APOIO E MEIOS DE LOCOMOÇÃO .................................................................... 32

8.8 SISTEMA DE PROTEÇÃO TÉRMICA DOS ENROLAMENTOS ........................................................... 33

8.9 CAIXA DE BLINDAGEM PARA OS TERMINAIS DE BT .................................................................. 33

8.10 RESISTÊNCIA AO MOMENTO DE TORÇÃO ............................................................................... 33

8.11 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO.................................................................................................. 34

8.12 FERRAGENS EXTERNAS ...................................................................................................... 36

8.13 MASSA DO TRANSFORMADOR ............................................................................................ 36

9 PARTE ATIVA ...................................................................................................................... 36

______________________________________________________________________________


7

9.1 NÚCLEO ........................................................................................................................ 36

9.2 ENROLAMENTOS ............................................................................................................. 37

9.3 SISTEMA DE COMUTAÇÃO DE TENSÕES ................................................................................. 38

10 PINTURA E MARCAÇÕES ................................................................................................... 39

10.1 CONDIÇÕES GERAIS .......................................................................................................... 39

10.2 ACABAMENTO EXTERNO ................................................................................................... 39

10.3 MARCAÇÃO DOS ENROLAMENTOS E TERMINAIS ..................................................................... 40

10.4 NUMERAÇÃO DE SÉRIE DE FABRICAÇÃO ................................................................................ 41

10.5 SINALIZAÇÃO DE ADVERTÊNCIA DE RISCO DE CHOQUE ELÉTRICO ................................................. 41

11 INSPEÇÃO E ENSAIOS ........................................................................................................ 41

11.1 GENERALIDADES ............................................................................................................. 41

11.2 RELAÇÃO DE ENSAIOS ....................................................................................................... 46

11.2.1 Ensaios de tipo (T) .............................................................................................. 46

11.2.2 Ensaios de recebimento (RE) .............................................................................. 46

11.2.3 Ensaio especiais (E) ............................................................................................. 47

11.3 DESCRIÇÃO DOS ENSAIOS .................................................................................................. 48

11.3.1 Inspeção geral ..................................................................................................... 48

11.3.2 Verificação dimensional ..................................................................................... 48

11.3.3 Tensão suportável nominal de impulso atmosférico ......................................... 49

11.3.4 Tensão suportável à frequência industrial ......................................................... 49

11.3.5 Tensão induzida de curta duração ..................................................................... 49

11.3.6 Elevação de temperatura ................................................................................... 49

11.3.7 Nível de ruído ..................................................................................................... 49

11.3.8 Nível de tensão de rádio interferência ............................................................... 50

11.3.9 Curto-circuito ...................................................................................................... 50

11.3.10 Resistência elétrica dos enrolamentos ............................................................... 50

11.3.11 Relação de transformação .................................................................................. 50

11.3.12 Deslocamento angular e sequência de fases ..................................................... 50

11.3.13 Impedância de curto-circuito ............................................................................. 50

11.3.14 Perdas em vazio e em carga ............................................................................... 51

11.3.15 Corrente de excitação ........................................................................................ 51

11.3.16 Ensaio de descargas parciais .............................................................................. 51

11.3.17 Espessura da camada de tinta ............................................................................ 51

11.3.18 Aderência da camada de tinta ............................................................................ 51

11.3.19 Verificação do torque nos terminais .................................................................. 51

11.3.20 Zincagem ............................................................................................................. 52

11.3.21 Estanhagem dos terminais ................................................................................. 52

11.3.22 Ensaios do comutador ........................................................................................ 52

11.3.22.1 Ensaio de recebimento ............................................................................... 52

11.3.22.2 Ensaio de tipo ou especial .......................................................................... 52

11.4 RELATÓRIOS DOS ENSAIOS ................................................................................................. 54

______________________________________________________________________________


8

12 PLANOS DE AMOSTRAGEM ............................................................................................... 55

12.1 ENSAIOS DE TIPO ............................................................................................................ 55

12.2 ENSAIOS DE RECEBIMENTO................................................................................................ 55

12.3 ENSAIOS DE ESPECIAIS ...................................................................................................... 56

13 ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO ..................................................................................................... 56

13.1 INSPEÇÃO GERAL ............................................................................................................. 56

13.2 ENSAIOS DE PINTURA ....................................................................................................... 56

13.3 FERRAGEM ..................................................................................................................... 56

14 NOTAS COMPLEMENTARES............................................................................................... 56

15 HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO .................................................................. 57

16 VIGÊNCIA ........................................................................................................................... 57

17 TABELAS ............................................................................................................................. 58

TABELA 1 - Códigos padronizados ............................................................................................ 58

TABELA 2 - Níveis de isolamento .............................................................................................. 61

TABELA 3 - Derivações e relação de tensões ............................................................................ 62

TABELA 4 - Limites de elevação de temperatura dos enrolamentos ....................................... 62

TABELA 5 - Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito

em transformadores trifásicos ................................................................................................. 63

TABELA 6 - Tolerância de valores de ensaio ............................................................................. 69

TABELA 7 - Diagrama fasorial ................................................................................................... 70

TABELA 8 - Níveis de ruído máximos ........................................................................................ 70

TABELA 9 - Momento de torção ............................................................................................... 71

TABELA 10 - Informações constantes no QR-CODE e RFID ...................................................... 72

TABELA 11 - Plano de amostragem para ensaios de recebimento .......................................... 73

TABELA 12 - Relação de ensaios ............................................................................................... 75

18 DESENHOS ......................................................................................................................... 76

DESENHO 1 - Transformador trifásico ...................................................................................... 76

DESENHO 2 - Terminal de aterramento ................................................................................... 78

DESENHO 3 - Placa de identificação - Modelo ......................................................................... 79

DESENHO 4 - Diagramas de ligação .......................................................................................... 80

DESENHO 5 - Sinalização de advertência de risco de choque elétrico..................................... 81

______________________________________________________________________________


9

1 OBJETIVO

Esta Especificação Técnica estabelece os requisitos técnicos mínimos exigíveis,

mecânicos e elétricos, para fabricação e recebimento de Transformadores de

Distribuição, Tipo a Seco, trifásicos, com isolação em epóxi ou resina, nas tensões

primárias até 36,2 kV e nas tensões secundárias usuais, a serem usados no sistema

de distribuição de energia da Energisa.

2 CAMPO DE APLICAÇÃO

Aplicam-se às subestações abrigadas para redes de distribuição, em média tensão,

em áreas urbanas e rurais, previstas nas normas técnicas em vigência nas Empresas

do Grupo Energisa.

3 OBRIGAÇÕES E COMPETÊNCIAS

Compete a áreas de planejamento, engenharia, patrimônio, suprimentos, elaboração

de projetos, construção, ligação, combate a perdas, manutenção, linha viva e

operação do sistema elétrico cumprir e fazer cumprir este instrumento normativo.

4 REFERÊNCIAS NORMATIVAS

Esta Especificação Técnica foi baseada no seguinte documento:

• ABNT NBR 5356-11, Transformadores de potência - Parte 11: Transformadores

do tipo seco - Especificação

• IEC 60076-11, Power transformers - Part 11: Dry-type transformers

Como forma de atender aos processos de fabricação, inspeção e ensaios, os

transformadores de distribuição a seco devem satisfazer às exigências desta

Especificação Técnica, bem como de todas as normas técnicas mencionadas abaixo.

4.1 Legislação e regulamentação federal

______________________________________________________________________________


10

• Constituição da República Federativa do Brasil - Título VIII: Da Ordem Social -

Capítulo VI: Do Meio Ambiente

• Lei N.º 7347, de 24/07/1985, Disciplina a ação civil pública de

responsabilidade por danos causados ao meio ambiente, ao consumidor, a

bens e direitos de valor artístico, estético, histórico, turístico e paisagístico

• Lei N.º 9605, de 12/02/1998, Dispõe sobre as sanções penais e administrativas

derivadas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, e dá outras

providências

• Resolução do CONAMA N.º 1, de 23/01/1986, Dispõe sobre o estudo e o

relatório de impacto ambiental - EIA e RIMA

• Resolução CONAMA N.º 23, de 12/12/1996, Controle de movimentos

transfronteiriços de resíduos perigosos e seu depósito

• Resolução do CONAMA N.º 237, de 19/12/1997, Dispõe sobre os procedimentos

e critérios utilizados no licenciamento ambiental

4.2 Normas técnicas brasileiras

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

Especificação

• ABNT NBR 5356-1, Transformador de potência - Parte 1: Especificação

• ABNT NBR 5356-2, Transformador de potência - Parte 2: Aquecimento

• ABNT NBR 5356-3, Transformador de potência - Parte 3: Níveis de isolamento,

ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar

• ABNT NBR 5356-4, Transformador de potência - Parte 4: Guia para ensaio de

impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores

• ABNT NBR 5356-5, Transformador de potência - Parte 5: Capacidade de resistir

a curtos-circuitos

______________________________________________________________________________


11

• ABNT NBR 5405, Materiais isolantes sólidos - Determinação da rigidez

dielétrica sob tensão em frequência industrial - Método de ensaio

• ABNT NBR 5458, Transformadores de potência - Terminologia

• ABNT NBR 6323, Galvanização por imersão a quente de produtos de aço e ferro

fundido - Especificação

• ABNT NBR 6940, Técnicas de ensaios elétricos de média tensão - Medição de

descargas parciais

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

• ABNT NBR 7397, Produto de aço ou ferro fundido revestido de zinco por

imersão a quente - Determinação da massa do revestimento por unidade de

área - Método de ensaio

• ABNT NBR 7398, Produto de aço ou ferro fundido galvanizado por imersão a

quente - Verificação da aderência do revestimento - Método de ensaio

• ABNT NBR 7399, Produto de aço ou ferro fundido galvanizado por imersão a

quente - Verificação da espessura do revestimento por processo não destrutivo

- Método de ensaio

• ABNT NBR 7400, Galvanização de produtos de aço ou ferro fundido por imersão

a quente - Verificação da uniformidade do revestimento - Método de ensaio

• ABNT NBR 10443, Tintas e vernizes - Determinação da espessura da película

seca sobre superfícies rugosas - Método de ensaio

• ABNT NBR 11003, Tintas - Determinação da aderência - Método de ensaio

• ABNT NBR 11388, Sistemas de pintura para equipamentos e instalações de

subestações elétricas - Especificação

• ABNT NBR 15121, Isolador para alta-tensão - Ensaio de medição da radio

interferência

______________________________________________________________________________


12

• ABNT NBR IEC 60060-1, Técnicas de ensaios elétricos de média tensão - Parte

1: Definições gerais e requisitos de ensaio

• ABNT NBR IEC 60060-2, Técnicas de ensaios elétricos de média tensão - Parte

2: Sistemas de medição

• ABNT NBR IEC 61000-4-2, Compatibilidade eletromagnética (EMC) - Parte 4-2:

Ensaios e técnicas de medição - Ensaio de descarga eletrostática

• ABNT NBR IEC 60529, Graus de proteção para invólucros de equipamentos

elétricos (código IP)

4.3 Normas técnicas internacionais

• CISPR/TR 18-2, Radio interference characteristics of overhead power lines and

high-voltage equipment - Part 2: Methods of measurement and procedure for

determining limits

• IEC 60076-12, Power transformers - Part 12 - Loading guide for dry-type power

transformers

• IEC 60186, Voltage transformers

• IEC 60270, High-voltage test techniques - Partial discharge measurements

• IEC 60618, Inductive voltage dividers

• IEC 61378-1, Converter transformers - Part 1: Transformers for industrial

applications

• IEC 60332-3-10, Tests on electric cables under fire conditions - Part 3-10: Test

for vertical flame spread of vertically-mounted bunched wires or cables -

Apparatus

• BS EN 50588-1, Medium voltage transformers 50 Hz, with highest voltage for

equipment not exceeding 36 kV - Part 1: General requirements

______________________________________________________________________________


13

NOTAS:

I. Todas as normas ABNT mencionadas acima devem estar à disposição do

inspetor da Energisa no local da inspeção.

II. Todos os materiais que não são especificamente mencionados nesta

Especificação Técnica, mas que são usuais ou necessários para a operação

eficiente do equipamento, considerar-se-ão como aqui incluídos e devem ser

fornecidos pelo fabricante sem ônus adicional.

III. A utilização de normas de quaisquer outras organizações credenciadas será

permitida, desde que elas assegurem uma qualidade igual, ou melhor, que as

anteriormente mencionadas e não contradigam a presente Especificação

Técnica.

IV. As siglas acima referem-se a:

• ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas

• NBR - Norma Brasileira Registrada

• BS EM - British-Adopted European Standard

• CISPR -Comité International Spécial des Perturbations Radioélectriques

• IEC - International Electrotechnical Commission

• SIS - Svensk institute standard

5 TERMINOLOGIA E DEFINIÇÕES

A terminologia adotada nesta Especificação Técnica corresponde a das normas ABNT

NBR 5356-1 e ABNT NBR 5458, complementadas pelos seguintes termos:

5.1 Transformador

______________________________________________________________________________


14

Equipamento elétrico estático que, por indução eletromagnética, transforma tensão

e corrente alternadas entre dois ou mais enrolamentos, sem mudança de frequência.

5.2 Transformador de distribuição

Transformador de potência utilizado em sistemas de distribuição de energia elétrica.

5.3 Transformador do tipo seco

Transformador cuja parte ativa não é imersa em líquido isolante.

5.4 Transformador com invólucro totalmente fechado

Transformador instalado em um invólucro protetor não pressurizado, refrigerado

pela circulação do ar interno.

5.5 Transformador com invólucro

Transformador construído de forma que o ar ambiente possa circular, resfriando o

núcleo e os enrolamentos diretamente. É prevista proteção contra toque acidental.

5.6 Transformador sem invólucro

Transformador no qual o núcleo e os enrolamentos são resfriados pelo ar ambiente.

Nenhuma proteção contra toque acidental é prevista.

5.7 Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

Autarquia em regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME)

criada pela lei 9.427 de 26/12/1996, com a finalidade de regular e fiscalizar a

geração, transmissão, distribuição e comercialização da energia elétrica.

5.8 Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia

(INMETRO)

Uma autarquia federal, vinculada ao Ministério da Fazenda, que atua como

Secretaria Executiva do Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade

______________________________________________________________________________


15

Industrial (Conmetro), colegiado interministerial, que é o órgão normativo do

Sistema Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (Sinmetro).

5.9 Derivação

Ligação feita em qualquer ponto do enrolamento, de modo a permitir a mudança da

relação das tensões do transformador.

NOTA:

V. Nas demais definições o termo derivação pode também ser entendido como

uma combinação de derivações.

5.9.1 Derivação principal

Derivação à qual é referida a característica nominal de um enrolamento.

5.9.2 Derivação superior

Derivação cuja tensão de derivação é superior à tensão nominal do enrolamento.

5.9.3 Derivação inferior

Derivação cuja tensão de derivação é inferior à tensão nominal do enrolamento.

5.10 Degrau de derivação

Diferença entre as tensões de derivação de duas derivações adjacentes, expressas

em porcentagem da tensão nominal do enrolamento.

5.11 Deslocamento angular

Diferença angular entre os fasores que representam as tensões entre o ponto neutro

(real ou fictício) e os terminais correspondentes de dois enrolamentos, quando um

sistema de tensões de sequência positiva é aplicado aos terminais do enrolamento

de mais média tensão, em ordem de sequência alfabética, se eles forem

______________________________________________________________________________


16

identificados por letras ou em sequência numérica, se identificados por números.

Convenciona-se que os fasores giram em sentido anti-horário.

NOTA:

VI. O fasor do enrolamento de mais média tensão é tomado como referência e a

defasagem de todos os outros enrolamentos é expressa por uma indicação

horária, isto é, a hora indicada pelo fasor do enrolamento, considerando-se

que o fasor do enrolamento de mais média tensão está sobre a posição 12

horas quanto maior o número, maior a defasagem em atraso).

5.12 Enrolamento

Conjunto das espiras que constituem um circuito elétrico, monofásico ou polifásico,

de um transformador.

5.12.1 Enrolamento primário

Enrolamento que recebe energia.

5.12.2 Enrolamento secundário

Enrolamento que fornece energia.

5.13 Hot-spot

A temperatura máxima encontrada em qualquer parte do sistema de isolamento do

enrolamento.

5.14 Ligação estrela

Ligação de um enrolamento polifásico em que uma das extremidades de mesma

polaridade dos diversos enrolamentos de fase, é ligada a um ponto comum.

NOTA:

______________________________________________________________________________


17

VII. No caso do enrolamento trifásico esta ligação pode ser denominada “ligação

Y”.

5.15 Nível de isolamento

Conjunto de valores de tensões suportáveis nominais

5.16 Perdas em vazio

Potência ativa absorvida por um transformador quando alimentado por um de seus

enrolamentos, com os terminais dos outros enrolamentos em circuito aberto

5.17 Perdas totais

Soma das perdas em vazio e das perdas em cargas de um transformador

5.18 Terminal

Parte condutora de um transformador destinada à sua ligação elétrica a um circuito

externo.

5.19 Ensaios de recebimento

O objetivo dos ensaios de recebimento é verificar as características de um material

que podem variar com o processo de fabricação e com a qualidade do material

componente. Estes ensaios devem ser executados sobre uma amostragem de

materiais escolhidos aleatoriamente de um lote que foi submetido aos ensaios de

rotina.

5.20 Ensaios de tipo

O objetivo dos ensaios de tipo é verificar as principais características de um material

que dependem de seu projeto. Os ensaios de tipo devem ser executados somente

uma vez para cada projeto e repetidos quando o material, o projeto ou o processo

de fabricação do material for alterado ou quando solicitado pelo comprador.

5.21 Ensaios especiais

______________________________________________________________________________


18

O objetivo dos ensaios especiais é avaliar materiais com suspeita de defeitos,

devendo ser executados quando da abertura de não-conformidade, sendo executados

em 5 (cinco) unidades, recolhidas em cada unidade de negócio.

6 CONDIÇÕES GERAIS

Os transformadores de distribuição a seco devem:

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

funcionamento;

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

características nominais e fornecidas pelo mesmo fabricante.

c) O projeto, matéria prima empregada, fabricação e acabamento devem

incorporar tanto quanto possível as mais recentes técnicas e melhoramentos.

d) Os transformadores de distribuição a seco devem ser projetados, de modo

que, as manutenções possam ser efetuadas pelo Grupo Energisa ou em oficinas

por ele qualificadas, sem o emprego de máquinas ou ferramentas especiais.

e) Ser projetados para os limites de elevação de temperatura dos enrolamentos

sem comprometer as características dos materiais isolantes;

f) Atender às exigências constantes da última revisão da norma ABNT NBR 5356-

11, salvo quando explicitamente citado em contrário.

6.1 Condições do serviço

6.1.1 Condição normal

Os transformadores de distribuição a seco tratados nesta Especificação Técnica

devem ser adequados para operar nas seguintes condições:

a) Altitude não superior a 1.000 metros acima do nível do mar;

b) Temperatura:

______________________________________________________________________________


19

• Máxima do ar ambiente: 40 ºC

• Média, em um período de 24 horas: 30 ºC;

• Mínima do ar ambiente: 0 ºC;

c) Pressão máxima do vento: 700 Pa (70 daN/m²), valor correspondente a uma

velocidade do vento de 122,4 km/h;

d) Umidade relativa do ar até 100%;

e) Nível de radiação solar: 1,1 kW/m², com alta incidência de raios ultravioleta;

f) Precipitação pluviométrica: média anual de 1.500 a 3.000 milímetros;

g) Ambiente marítimo, constantemente exposto a névoa salina.

6.1.2 Condição especial

São consideradas condições especiais de transporte, instalação e funcionamento,

aquelas que podem exigir construção especial e/ou revisão de alguns valores

nominais e/ou cuidados específicos na aplicação e que devem ser levadas ao

conhecimento do fabricante.

Constituem exemplos de condições especiais:

a) Instalação em altitudes superiores a 1.000 m;

b) Instalação em que as temperaturas do meio de resfriamento sejam superiores

às especificadas em 5.1.1;

c) Exposição a umidade excessiva, vapor, atmosfera salina, gases ou fumaças

prejudiciais;

d) Exposição a poluição excessiva e abrasiva;

e) Exposição a materiais explosivos na forma de gases ou pós;

f) Sujeição a vibrações anormais;

______________________________________________________________________________


20

g) Sujeição a condições precárias de transporte e instalação;

h) Limitação de espaço na sua instalação;

i) Exigência de redução dos níveis de ruído e/ou de rádio interferência;

j) Exigências de isolamento diferentes das especificadas nesta Especificação

Técnica;

k) Necessidade de proteção especial de pessoas contra contatos acidentais com

partes vivas do transformador;

l) Funcionamento em condições tais como:

• Em regime ou frequências não usuais; ou

• Com forma de onda distorcida ou com tensões assimétricas.

6.1.3 Local de instalação

Os transformadores de distribuição a seco devem ser adequados para funcionamento

como transformadores para uso interior, em cabines protegidas.

6.2 Linguagens e unidades de medida

O sistema métrico de unidades deve ser usado como referência nas descrições

técnicas, especificações, desenhos e quaisquer outros documentos. Qualquer valor,

que por conveniência, for mostrado em outras unidades de medida também deve ser

expresso no sistema métrico.

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

técnicos etc., a serem enviados pelo fabricante, bem como as placas de

identificação, devem ser escritos em português.

NOTA:

VIII. Os relatórios de ensaios técnicos, excepcionalmente, poderão ser aceitos em

inglês ou espanhol.

______________________________________________________________________________


21

6.3 Acondicionamento

Os transformadores de distribuição devem ser acondicionados, individualmente, em

embalagens de madeira, não retornáveis, com massa bruta não superior a 4.000 kg,

obedecendo às seguintes condições:

a) Devem ser de madeira de boa qualidade, reforçadas, contendo suporte para

apoio e marcação dos pontos e sentidos de içamento;

NOTA:

IX. A madeira utilizada para a confecção da embalagem não deve conter

substâncias ou produtos passíveis de agredir o meio ambiente quando do

descarte ou reaproveitamento dessas embalagens;

X. Madeira empregada deve ter qualidade no mínimo igual à do pinho de segunda

e certificada pelo IBAMA.

b) Ser isentos de trincas, rachaduras ou qualquer outro tipo de defeito e não

apresentar pontas ou cabeças de pregos ou parafusos que possam danificar os

transformadores de distribuição;

c) Serem adequadamente embalados de modo a garantir o transporte

(ferroviário, rodoviário, hidroviário, marítimo ou aéreo) seguro até o local do

armazenamento ou instalação em qualquer condição que possa ser encontrada

(intempéries, umidade, choques etc.) e ao manuseio;

d) A embalagem deve ser feita de modo que o peso e as dimensões sejam

conservados dentro de limites razoáveis a fim de facilitar o manuseio, o

armazenamento e o transporte. As embalagens devem ser construídas de

modo a possibilitar:

• Uso de empilhadeiras e carro hidráulico;

• Carga e descarga, através da alça de suspensão do transformador, com o

uso de pontes rolantes;

______________________________________________________________________________


22

• Transporte e ou armazenamento superposto de dois transformadores;

Cada volume deve ser identificado, de forma legível e indelével e contendo as

seguintes informações:

a) Nome ou logotipo da Energisa;

b) Nome ou marca comercial do fabricante;

c) Pais de origem;

d) Mês e ano de fabricação (MM/AAAA);

e) Tipo, dimensões e número de série da embalagem;

f) Identificação completa dos transformadores de distribuição a seco (Tensão

primaria nominal (kV), tensão secundaria nominal (V), potência nominal

(kVA), etc.);

g) Massa liquida, em quilogramas (kg);

h) Massa bruta, em quilogramas (kg);

i) ABNT NBR 5356-11;

j) Número e quaisquer outras informações especificadas no Ordem de Compra

de Material (OCM).

NOTAS:

XI. O fornecedor brasileiro deve numerar as diversas embalagens e anexar, à nota

fiscal, uma relação descritiva do conteúdo individual de cada um (romaneio);

XII. O fornecedor estrangeiro deverá encaminhar simultaneamente ao

despachante indicado e à Energisa, cópias da relação mencionada na nota I.

6.4 Meio ambiente

______________________________________________________________________________


23

O fornecedor nacional deve cumprir, rigorosamente, em todas as etapas da

fabricação, do transporte e do recebimento dos transformadores de distribuição a

seco, a legislação ambiental brasileira e as demais legislações federais, estaduais e

municipais aplicáveis.

No caso de fornecimento internacional, os fabricantes/fornecedores estrangeiros

devem cumprir a legislação ambiental vigente nos seus países de origem e as normas

internacionais relacionadas à produção, ao manuseio e ao transporte dos

transformadores de distribuição a seco, até a entrega no local indicado pela Energisa.

Ocorrendo transporte em território brasileiro, os fabricantes e fornecedores

estrangeiros devem cumprir a legislação ambiental brasileira e as demais legislações

federais, estaduais e municipais aplicáveis.

O fornecedor é responsável pelo pagamento de multas e pelas ações que possam

incidir sobre a Energisa, decorrentes de práticas lesivas ao meio ambiente, quando

derivadas de condutas praticadas por ele ou por seus subfornecedores.

A Energisa poderá verificar, junto aos órgãos oficiais de controle ambiental, a

validade das licenças de operação das unidades industriais e de transporte dos

fornecedores e dos subfornecedores.

O fornecedor deverá apresentar as seguintes informações:

• Tipo de madeira utilizada nas embalagens e respectivo tratamento

preservativo empregado e os efeitos desses componentes no ambiente,

quando de sua disposição final (descarte);

• As condições para receber de volta os transformadores de sua fabricação, ou

por ele fornecidas, que estejam fora de condições de uso.

6.5 Expectativa de vida útil

Os transformadores de distribuição devem ter uma expectativa de vida útil, mínima,

de 25 (vinte e cinco) anos a partir da data de fabricação, contra qualquer falha,

______________________________________________________________________________


24

provenientes de processo fabril, sob condições normais de operação prevista nesta

Especificação Técnica.

6.6 Garantia

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

de 24 (vinte e quatro) meses a partir da data de entrada em operação ou 36 (trinta

e seis), a partir da entrega, prevalecendo o prazo referente ao que ocorrer primeiro,

contra qualquer defeito de fabricação, material e acondicionamento.

Caso os equipamentos apresentem qualquer tipo de defeito ou deixem de atender

aos requisitos exigidos pelas normas da Energisa, um novo período de garantia de 12

(doze) meses de operação satisfatória, a partir da solução do defeito, deve entrar

em vigor para o lote em questão. Dentro do referido período as despesas com mão-

de-obra decorrentes da retirada e instalação de equipamentos comprovadamente

com defeito de fabricação, bem como o transporte destes entre o almoxarifado da

concessionária e o fornecedor, incidirão sobre o último.

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

seguintes hipóteses:

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

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

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

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

comprometam substancialmente o funcionamento das outras partes ou do

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

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

garantia para o restante do equipamento.

6.7 Numeração de patrimônio

Devem conter a numeração de patrimônio, sequencial patrimônio, fornecida pela

Energisa, posicionada da maneira indicada nos Desenho 1.

______________________________________________________________________________


25

A numeração deverá ser de forma legível e indelével, cor preta, notação Munsell N1,

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

O fabricante deverá fornecer à Energisa, após a liberação dos transformadores de

distribuição a seco, uma relação individualizada, por concessionária, contendo:

a) Número de série de fabricação;

b) Número de patrimônio correspondente;

c) Tensão primaria nominal, em kV;

d) Tensão secundaria nominal, em V;

e) Potência nominal (kVA).

6.8 Incorporação ao patrimônio da Energisa

Somente serão aceitos transformadores de distribuição a seco, em obras

particulares, para incorporação ao patrimônio da Energisa que atendam as seguintes

condições:

a) Somente serão aceitos transformadores de distribuição a seco provenientes de

fabricantes cadastrados/homologados pela Energisa;

b) Os transformadores de distribuição a seco deverão ser novos (período máximo

de 12 meses da data de fabricação), não se admitindo, em hipótese nenhuma,

transformadores usados e/ou recuperadas;

c) Deverá acompanhar os transformadores de distribuição a seco, a (s) nota (s)

fiscal (is) de origem do fabricante, bem como, os relatórios de ensaios em

fábrica, comprovando sua aprovação nos ensaios de rotina e/ou recebimento,

previstos nesta Especificação Técnica.

NOTA:

______________________________________________________________________________


26

XIII. A critério da Energisa, os transformadores de distribuição a seco poderão ser

ensaiados em laboratório próprio ou em laboratório credenciado, para

comprovação dos resultados dos ensaios de acordo com os valores exigidos

nesta Especificação Técnica.

7 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS

7.1 Condições de sobrecarga

Os transformadores podem ser sobrecarregados de acordo com a ABNT NBR 5356-7.

Os equipamentos auxiliares, tais como buchas, comutadores de derivações e outros,

devem suportar sobrecargas correspondentes a até uma vez e meia a potência

nominal do transformador. Quando se desejarem condições de sobrecarga diferentes

das acima mencionadas o fabricante deve ser informado.

7.2 Potência nominal

As potências nominais, em kVA, para transformadores de distribuição a seco,

trifásicos com 3 (três) buchas de MT e 4 (quatro) buchas de BT, para uma elevação

de temperatura enrolamento sobre o ambiente de 145 ºC (F) são as seguintes:

• 75 kVA, 112,5 kVA, 150 kVA, 225 kVA, 300 kVA, 500 kVA, 750 kVA, 1.000 kVA,

1.500 kVA, 2.000 kVA e 2.500 kVA

Devem ser usados em todos os projetos novos de redes de distribuição e em obras

sujeitas à incorporação;

7.3 Tensão nominal

As tensões padronizadas são as seguintes:

a) Primárias:

• 11,4 kV, 13,8 kV, 22,0 kV e 34,5 kV;

b) Secundárias:

______________________________________________________________________________


27

• Trifásicas: 220/127 V e 380/220 V;

7.4 Níveis de Isolamento

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

2.

7.5 Derivações (TAPS) e tensões nominais

As derivações devem ser em degraus de:

• 600 V - Classe 15,0 kV;

• 1.100 V - Classe 24,2 kV;

• 1.500 V - Classe 36,2 kV.

As derivações e relações de tensões são as constantes das Tabela 3.

NOTA:

XIV. Os transformadores devem ser expedidos na derivação (TAP) correspondente

à tensão primária nominal.

7.6 Frequência nominal

A frequência nominal é de 60 Hz.

7.7 Limites de elevação de temperatura

A elevação de temperatura de cada enrolamento do transformador, projetado para

operação em condições normais de serviço, não pode exceder o limite especificado

na Tabela 4.

A temperatura do ponto mais quente não pode exceder o valor nominal da Tabela 4.

Pode-se utilizar materiais isolantes separadamente ou em combinações, desde que,

em qualquer aplicação, cada sistema isolante não venha a ser continuamente

______________________________________________________________________________


28

submetido a uma temperatura superior a aquela para o qual é adequado, conforme

temperatura máxima do sistema isolante disposto na Tabela 4, quando estiver em

funcionamento sob condições normais.

Para transformadores isolados com materiais classe “F”, as elevações de

temperatura dos enrolamentos projetados para funcionamento nas condições

normais, previstas no item 6.1.1, não devem exceder os valores especificados na

Tabela 4.

Transformadores que utilizem materiais com classe de temperatura mínima do

material superior à “F” devem ter os seus limites de elevação de temperatura

convenientemente ajustados conforme previsto na ABNT NBR 5356-11.

Os limites de elevação de temperatura são válidos para todas as derivações.

7.8 Perdas, corrente de excitação e tensão de curto-circuito

O fabricante deve garantir as perdas em vazio e os totais, na temperatura de

referência, com tensão senoidal, à frequência nominal, na derivação principal. A

Energisa pode indicar para quais derivações, além da principal, o fabricante deve

informar as perdas em vazio e as perdas totais.

Os transformadores do tipo seco deverão possuir níveis de perdas máximas

correspondentes ao:

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

• Nível “C” a partir da data de fabricação de 01/01/2023.

Os valores individuais não devem ultrapassar os garantidos na proposta, observadas

as tolerâncias especificadas na Tabela 6.

As impedâncias de curto-circuito, em porcentagem, são as estabelecidas nas Tabela

5, tendo como base tensão e potência nominais do enrolamento, na temperatura de

referência.

______________________________________________________________________________


29

O fabricante deve declarar o valor percentual da corrente de excitação, referido à

corrente nominal do enrolamento em que é medida.

7.9 Diagrama fasorial, de ligações e indicação do deslocamento

angular

Os enrolamentos primários devem ser ligados em triângulo e os secundários em

estrela aterrada, sendo o deslocamento angular entre eles 30º, com as fases de baixa

tensão atrasadas em relação às correspondentes de média tensão.

A designação da ligação é Dyn1, é representada na Tabela 7.

O diagrama de ligações deve estar de acordo com o Desenho 4.

7.10 Tensão de rádio interferência

O transformador deve ser submetido ao ensaio de tensão de rádio interferência

segundo a CISPR/TR 18-2, com a tensão máxima de 1,1 vez o valor da tensão da

maior derivação entre terminais MT acessíveis. Nestas condições, o valor máximo da

tensão de rádio interferência deve ser:

• 250 µV, para a tensão máxima de 15 kV.

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

7.11 Requisitos relativos à capacidade de suportar curto-circuito

Os transformadores do tipo secos devem ser projetados e construídos para

suportarem sem danos os efeitos térmicos e dinâmicos de curtos-circuitos externos,

nas condições especificadas a seguir:

• A corrente de curto-circuito simétrico (valor eficaz) deve ser calculada

utilizando-se a impedância do transformador. O valor da corrente não pode

exceder 25 vezes o valor da corrente nominal do enrolamento considerado.

7.12 Capacidade dinâmica de suportar curtos-circuitos

______________________________________________________________________________


30

A capacidade dinâmica de suportar curtos-circuitos é demonstrada por ensaios ou

por referência em transformadores semelhantes. Os ensaios de curto-circuito são

ensaios especiais e executados de acordo com os procedimentos descritos na ABNT

NBR 5356-5.

7.13 Capacidade térmica de suportar curtos-circuitos

A capacidade térmica de suportar curtos-circuitos é demonstrada por cálculos

conforme descrito na ABNT NBR 5356-5.

Os transformadores devem ser capazes de suportar, sem sofrerem danos, os efeitos

térmicos causados por uma corrente de curto-circuito simétrica, em seus terminais

primários, igual a 25 vezes a nominal, durante 2 segundos.

O fabricante deve enviar, para cada ensaio de curto-circuito, a memória de cálculo

referente à máxima temperatura média atingida pelo enrolamento, após curto-

circuito nas condições anteriormente estabelecidas.

7.14 Nível de ruído

O nível de ruído admissível deve estar em conformidade com a Tabela 8 e o ensaio

realizado de acordo com a ABNT NBR 7277.

8 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS

8.1 Material isolante

O material isolante deve ser à base de resina epóxi cicloalifática com

encapsulamento a vácuo ou outra tecnologia desde que comprovadamente testada e

aprovada pela Energisa e classe de temperatura mínima F (155 ºC).

8.2 Método de resfriamento

O resfriamento deve ser do tipo AN ou AF.

8.3 Classe de combustão, ambiental e climática

______________________________________________________________________________


31

O transformador deve atender os requisitos estabelecidos para as classes:

• F1 - Combustão;

• E2 - Ambiental; e

• C2 - Climática.

8.4 Terminais de ligação

O nível de isolamento dos terminais deve ser igual ou superior ao dos enrolamentos

a que estão ligados.

Os terminais devem ser fabricados em ligas de cobre estanhado, com o objetivo de

permitir a utilização tanto de condutores de cobre quanto de alumínio, os terminais

devem ser estanhados com camada mínima de 8 μm, condutividade mínima 25% IACS

a 20 ºC, não pode haver soldas ou emendas nos terminais.

Os terminais, montados, devem ser capazes de suportar os ensaios dielétricos a que

são submetidos os transformadores.

Os terminais secundários devem seguir o padrão NEMA de dois ou quatro furos,

conforme:

• Até 112,5 kVA (incluso) - padrão NEMA 2 furos;

• Superior à 150 kVA (incluso) - padrão NEMA 4 furos.

Os terminais de média e baixa tensão devem ser localizados conforme Desenho 1.

Os terminais dos enrolamentos e das respectivas ligações no painel de comutação

devem ser claramente identificados por meio de marcação constituída de algarismos

e letras, a qual deve ser fielmente reproduzida no diagrama de ligações.

O terminal H1 deve ficar localizado à direita do grupo de ligações de média tensão,

quando se olha o transformador do lado desta tensão.

______________________________________________________________________________


32

Todo terminal de neutro deve ser marcado com a letra correspondente ao

enrolamento e seguida do número zero.

Os terminais de ligação das buchas de média e baixa tensão deve ser fornecidos com

parafusos M12x40 mm com porcas e arruelas de pressão, de liga de cobre e

estanhados e as arruelas de pressão devem ser de aço inoxidável em quantidade

adequada ao tipo de terminal.

8.5 Terminal de aterramento

Os transformadores devem possuir, próximo à base, conforme indicado no Desenho

1, dispositivo confeccionado em material não ferroso ou inoxidável, o qual permita

fácil ligação à terra.

Este conector deve ser próprio para ligação de condutores de cobre ou alumínio com

diâmetro 3,2 mm a 10,5 mm, preso por meio de um parafuso de rosca M13 x 1,75

mm, conforme Desenho 2.

Transformadores com potência nominal superior a 1.000 kVA deverão ter dois desses

conectores em posição diagonalmente oposta.

Quando o transformador tiver invólucro, esses dispositivos de aterramento devem

estar localizados na parte exterior do referido invólucro e, sempre que possível,

perto da base.

8.6 Meios para suspensão das bobinas e do transformador

completamente montado

Os transformadores devem dispor de meios, como, por exemplo, alças, olhais ou

ganchos, para seu levantamento completamente montado; devendo também

oferecer meios para o içamento de cada bobina.

8.7 Estrutura de apoio e meios de locomoção

Para facilitar a movimentação devem ser previstos olhais para tração nas quatro

faces laterais.

______________________________________________________________________________


33

A base dos equipamentos deve ser confeccionada em aço estrutural e equipada com

rodas bidirecionais, apropriadas para deslocamento em direções ortogonais.

Na construção desse dispositivo devem ser considerados os seguintes pontos: as rodas

devem permitir a troca de orientação de 90 em 90 graus com previsão de um pino

central, para fixação da roda à base, de modo a facilitar o seu giro.

8.8 Sistema de proteção térmica dos enrolamentos

Os transformadores devem ser providos de sensores térmicos com contatos

independentes para alarme (140 ºC) e desligamento (150 ºC), instalados em

enrolamentos com tensão máxima de 1,2 kV.

Seu uso é obrigatório em transformadores com potência igual ou superior a 750 kVA.

Sistema de proteção térmica composto de três sensores, instalados nas bobinas de

baixa tensão e relé eletrônico tipo microprocessado (função 49) com contatos para

alarme/desligamento, faixa de atuação programável, indicação digital de

temperatura das três fases e tensão de alimentação universal de 24 a 240 Vac /Vcc,

e contatos auxiliares para comando de ventiladores.

8.9 Caixa de blindagem para os terminais de BT

Para transformadores com potência até 500 kVA (inclusive), deve ser prevista caixa

metálica ou de material isolante, equipada com dispositivo para aplicação de lacre,

de maneira a conter e manter inacessíveis os terminais de BT, para potências

superiores somente quando especificado na documentação de licitação.

As conexões entre os enrolamentos de média tensão deverão ser feitas por meio de

barras de cobre, isoladas conforme a classe de tensão à qual estão conectadas.

NOTA:

XV. Não serão aceitos enrolamentos apenas revestidos externamente em resina.

8.10 Resistência ao momento de torção

______________________________________________________________________________


34

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

dos componentes, os momentos mínimos de torção indicados na Tabela 9.

8.11 Placa de Identificação

O transformador deve ser provido de uma placa de identificação metálica, a prova

de tempo, em posição visível, sempre que possível do lado de baixa tensão, conforme

Desenho 3.

O formato deve ser A6 (105 x 148 mm), sendo que os dados da placa e suas disposições

devem estar de acordo com o disposto no Desenho 3. A placa pode ser confeccionada

em alumínio anodizado, com espessura mínima 0,8 mm ou aço inoxidável com

espessura 0,5 mm, devendo ser localizada conforme Desenho 1 de modo a permitir

fácil leitura dos dados.

A placa deve conter, indelevelmente marcadas, no mínimo, as seguintes

informações:

a) As palavras "Transformador do Tipo Seco";

b) Nome do fabricante e local de fabricação;

c) Número de série de fabricação;

d) Mês/ano de fabricação;

e) Designação e data de publicação da norma ABNT aplicável;

f) Tipo (segundo a classificação do fabricante);

g) Número de fases;

h) Potência nominal, em kVA;

i) Corrente nominal para cada tipo de refrigeração;

j) Tensão nominal, incluindo tensão das derivações;

______________________________________________________________________________


35

k) Classe de temperatura dos enrolamentos onde:

• A primeira letra se refere ao enrolamento de alta-tensão;

• A segunda letra se refere ao enrolamento de baixa tensão;

• Se houver mais enrolamentos, as letras devem ser ordenadas na sequência

dos enrolamentos (da maior para a menor tensão).

l) diagrama de ligações, contendo todas as tensões nominais, de derivação e

respectivas correntes;

m) frequência nominal;

n) diagrama fasorial;

o) temperaturas limite da isolação e de elevação de temperatura dos

enrolamentos;

p) impedância de curto-circuito, em porcentagem (temperatura de referência e

potência base);

q) níveis de isolamento;

r) grau de proteção;

s) massa total aproximada, em quilogramas;

t) número do manual de instruções;

u) número do OCM.

A impedância de curto-circuito deve ser indicada para a derivação principal, referida

à temperatura de referência. Devem ser indicadas, para cada impedância de curto-

circuito, as respectivas tensões nominais ou de derivação, potência e frequência de

referência.

______________________________________________________________________________


36

O diagrama de ligações deve ser constituído de um esquema representativo dos

enrolamentos, mostrando suas ligações permanentes, bem como todas as derivações

e terminais, com os números ou letras indicativas. Deve apresentar ainda, uma

tabela mostrando, separadamente, as ligações dos enrolamentos, com a disposição

e identificação de todos os terminais, assim como a posição do comutador para a

tensão nominal e as de derivação. Devem constar dele as tensões expressas em volts,

porém, não sendo necessário escrever esta unidade.

Quando qualquer enrolamento tiver que ser aterrado, a letra "T" deve ser escrita no

diagrama de ligações junto da indicação do respectivo enrolamento.

A fixação da placa deve ser por intermédio de rebites de material resistente à

corrosão, em suporte com base que impeça a sua deformação.

8.12 Ferragens externas

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

devem ser revestidas de zinco por imersão a quente conforme a ABNT NBR 6323.

8.13 Massa do transformador

A massa total do transformador para poste não pode ultrapassar 3.500 kg.

9 PARTE ATIVA

9.1 Núcleo

O núcleo deve ser projetado e construído de modo a permitir o seu reaproveitamento

em caso de manutenções, sem a necessidade de empregar máquinas ou ferramentas

especiais.

O núcleo deverá ser constituído de chapas planas de aço silício de grãos orientados,

conforme a IEC 60404-8-7, alta permeabilidade e baixas perdas, isoladas em ambas

as faces.

______________________________________________________________________________


37

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

centrar e firmar o conjunto núcleo-bobina, de tal modo que este não tenha

movimento em qualquer direção, de maneira a garantir rigidez mecânica e evitar

vibrações. Essa estrutura deve propiciar a retirada das bobinas para reparos.

Os tirantes que atravessam as lâminas do núcleo devem ser isolados dessas e

devidamente aterrados.

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

de travamento mecânico ou químico.

O núcleo e suas ferragens de fixação devem ser aterrados através de conector

apropriado, conforme Desenho 2.

Devem ser previstos calços para desacoplamento das vibrações do núcleo e

enrolamento, reduzindo o nível de ruído.

9.2 Enrolamentos

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

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

de curto-circuito externos, quando o transformador for ensaiado conforme a ABNT

NBR 5356-5.

NOTA:

XVI. Não serão aceitos transformadores fabricados com enrolamentos a partir de

materiais provenientes de reciclagem.

O acabamento das bobinas deve ser liso, uniforme, sem cantos vivos e arestas

cortantes.

Os materiais isolantes empregados deverão conter agentes químicos

antidegradantes, de maneira a assegurar a não propagação e auto extinção de

chama, além da não liberação de gases tóxicos.

______________________________________________________________________________


38

As bobinas deverão ser construídas de forma a obter alto grau de resistência à

umidade.

As buchas terminais deverão ser moldadas juntamente com as bobinas, de maneira

a formarem um conjunto único, o qual não deverá apresentar partes vivas expostas

nos enrolamentos, exceção feita às conexões destas às barras de ligação e painel de

derivações.

A moldagem da resina no enrolamento de média tensão deve ser feita com

temperatura e velocidade controladas, de forma a evitar a inclusão de bolhas, que

a médio prazo possam afetar a isolação.

9.3 Sistema de comutação de tensões

O sistema de comutação deve ser projetado para operação sem tensão, com as

seguintes opções:

• Comutador de derivações;

• Painel de material isolante; ou

• Painel fundido juntamente com as bobinas.

NOTAS:

XVII. Em todos os casos, devem ser rigidamente fixados, de maneira a permitir

acomodação e contato eficientes em todas as posições. Nos painéis, a

comutação pode ser efetuada por intermédio de lâminas ou barras;

XVIII. Em caso de opção por comutador, a mudança deve ser simultânea nas fases,

com acionamento posicionado preferencialmente próximo à placa de

identificação, em posição acessível ao operador, indicação externa de posição

e equipado com dispositivo que permita o travamento por meio de cadeado.

As posições do sistema de comutação devem ser marcadas em baixo relevo e pintadas

com tinta branca;

______________________________________________________________________________


39

O comutador deve suportar a mesma sobrecorrente, devida a curto-circuito, que o

enrolamento ao qual esteja ligado.

10 PINTURA E MARCAÇÕES

10.1 Condições gerais

A pintura deve ser aplicada após a preparação da superfície. Deve ser utilizado o

método de esguicho ("flooding").

Medida de espessura da película seca não deve contemplar a rugosidade da chapa,

isto é, a espessura deve ser medida acima dos picos.

O desengraxe das superfícies, interna e externa, deve ser realizado com o uso de

solventes, segundo Norma SSPC-SP 1.

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

Norma SS-EN ISO 8501-1. Opcionalmente, as superfícies internas nos pontos onde não

é possível o jateamento, é permitida a decapagem química, segundo Norma SSPC-SP

8.

NOTA:

XIX. O fornecedor pode apresentar, alternativamente, outro processo de pintura

mediante consulta e sujeita à aprovação da Energisa, desde que o processo

apresentado tenha a garantia mínima de 10 (dez) anos contra corrosão em

ambiente com nível de poluição muito pesado, de acordo com a IEC 60815.

Para isso, deve também detalhar na Proposta os materiais utilizados,

processos, ensaios, normas e o tempo de garantia.

10.2 Acabamento externo

No acabamento externo dos transformadores para ambiente não agressivo, devem

ser observados os seguintes requisitos:

______________________________________________________________________________


40

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

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

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

aplicada tinta de fundo, tipo primer epóxi, com espessura mínima de 60 μm;

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

com espessura mínima de 60 μm;

d) Por fim, tinta compatível, cor cinza-claro, notação Munsell N 6.5, perfazendo

uma espessura mínima de 60 μm;

e) Espessura seca total mínima de 180 μm.

10.3 Marcação dos enrolamentos e terminais

Os terminais dos enrolamentos e respectivas ligações devem ser claramente

identificados por meio de marcação, constituída por algarismos e letras, as quais

devem ser fielmente reproduzidas no diagrama de ligações.

A marcação dos terminais de média tensão deve ser feita com tinta branca,

resistente a umidade e sujeira, com altura dos caracteres 30 mm.

Os terminais dos enrolamentos devem ser marcados com as letras maiúsculas H e X;

onde a primeira deve ser reservada ao enrolamento de média tensão e a segunda ao

de baixa tensão, respectivamente. Tais letras devem ser acompanhadas pelos

números 0, 1, 2 e 3, de forma que, o primeiro deles, indique o terminal de neutro

enquanto os demais, os das três fases de ambos os enrolamentos citados.

O terminal H1 deve estar localizado à direita do grupo de terminais de média tensão,

quando se olha o transformador do lado dessa tensão. Os outros terminais H devem

seguir a ordem numérica, da direita p

transformador de distribuição tipo a seco técnicas... · 2020. 12. 23. · • abnt nbr 6323,...

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