transformadores para redes aéreas de distribuição tcnicas/ndu 008... · 2018-01-26 · • nbr...

_________________________________________________________________________________ NDU-008 VERSÃO 5.1 DEZEMBRO/2017

Norma de Distribuição Unificada NDU - 008

Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição

Revisão 5.1 Dezembro/2017


Apresentação Esta Norma Técnica apresenta os requisitos mínimos e as diretrizes necessárias para a padronização de transformadores para redes aéreas de distribuição nas concessionárias do Grupo Energisa S.A.

Este documento tem por objetivo estabelecer a padronização das características e requisitos mínimos elétricos e mecânicos exigidos para fornecimento de transformadores aplicáveis em redes aéreas de distribuição.

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

de ordem técnica ou legal, motivo pelo qual os interessados devem, periodicamente, consultar as concessionárias do Grupo Energisa S.A. quanto a eventuais modificações.

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

são controladas. A presente revisão desta norma técnica é a versão 5.1, datada de dezembro

de 2017.

João Pessoa - PB, dezembro de 2017. GTCD – Gerência Técnica Corporativa de Distribuição


Equipe Técnica de Revisão da NDU 008 (versão 5.1)

Antonio Soares Junior Energisa Tocantins

Danilo Maranhão de Farias Santana Grupo Energisa

Leonardo Soares Mara Energisa Sergipe

Lucas Bonfim de Souza Energisa Sergipe

Nelson Muniz dos Santos Energisa Sul-Sudeste

Paulo Henrique Zumerle Furtado Energisa Mato Grosso

Irlley Jose Araujo Castelo Branco Energisa Tocantins

Julio Cesar Moura Veloso Energisa Tocantins

Aprovação Técnica

Tercius Cassius Melo de Morais

Gerente Técnico Corporativo de Distribuição – GTCD Grupo Energisa

Gioreli de Sousa Filho Vice-Presidente de Distribuição – VPD Grupo Energisa


Sumário

Introdução ..................................................................... 8 1. Campo de Aplicação ......................................................... 8 2. Definições ...................................................................... 8 3. Normas e/ou Documentos Complementares ............................ 8 4.

4.1.Legislação ............................................................................................................... 9

4.2.Normas Técnicas Brasileiras ................................................................................... 9

4.3.Normas Técnicas Internacionais ........................................................................... 11

Conceituação ................................................................ 13 5. Condições Gerais ........................................................... 13 6.

6.1.Geral ..................................................................................................................... 13 Condições do Serviço .................................................................... 13

Os Transformadores Devem: ........................................................... 13

6.2.Aprovação dos Protótipos ..................................................................................... 14

6.3.Garantia................................................................................................................. 14

6.4.Meio Ambiente ...................................................................................................... 15

6.5.Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE .......................................................... 15

6.6.Acondicionamento ................................................................................................. 15

6.7.Carregamento ....................................................................................................... 16

Características Elétricas .................................................. 16 7.

7.1.Potências Nominais ............................................................................................... 16

7.2.Transformadores Monofásicos .............................................................................. 16

7.3.Transformadores Trifásicos ................................................................................... 16

7.4.Níveis de Isolamento ............................................................................................. 16

7.5.Elevação de Temperatura ..................................................................................... 17

7.6.Derivações e Elevações de Tensões .................................................................... 17

7.7.Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-Circuito (75º C). ................... 17

7.8.Polaridade e Deslocamento Angular ..................................................................... 19

7.9.Diagramas Fasoriais dos Transformadores ........................................................... 19 Monofásica – Polaridade Subtrativa ................................................... 19

Trifásicos ................................................................................... 20

7.10.Diagramas de Ligações dos Transformadores .................................................... 21

7.11.Tensão de Radio-interferência (TRI) ................................................................... 23


7.12.Nível de Ruído ..................................................................................................... 24

Características Construtivas .............................................. 24 8.

8.1.Geral ..................................................................................................................... 24

8.2.Materiais Isolantes ................................................................................................ 24

8.3.Chapa do Tanque e Radiadores ........................................................................... 25

8.4.Localização e Dimensionamento dos Componentes Buchas e terminais: ............ 26 Alças de Suspensão ....................................................................... 27

Suportes para Fixação no Poste ....................................................... 27

8.5.Juntas de Vedação ................................................................................................ 28

8.6.Indicação do Nível de Óleo Isolante ...................................................................... 28

8.7.Bujão de Drenagem .............................................................................................. 29

8.8.Dispositivo de Aterramento ................................................................................... 29

8.9.Dispositivo para Fixação de Para-raios ................................................................. 29

8.10.Sistema de Fixação da Tampa ............................................................................ 30

8.11.Numeração dos Terminais e Derivações de Alta Tensão e Baixa Tensão .......... 30

8.12.Núcleo ................................................................................................................. 30

8.13.Enrolamento ........................................................................................................ 31

8.14.Fixação e Suspensão da Parte Ativa .................................................................. 31

8.15.Estrutura de Apoio ............................................................................................... 32

8.16.Acabamento ........................................................................................................ 32 Pintura Interna ............................................................................ 32

Pintura Externa ........................................................................... 32

8.17.Massa do Transformador para Instalação em Poste ........................................... 33

8.18.Resistência ao Momento de Torção .................................................................... 33

8.19.Dispositivo de Alívio de Pressão ......................................................................... 33

Acessórios .................................................................... 33 9.

9.1.Sistema de Comutação sem Tensão .................................................................... 33

9.2.Placa de Identificação ........................................................................................... 34

Fixações Externas (Ferragens) ....................................... 34 10. Inspeção .................................................................. 34 11.

11.1.Geral.................................................................................................................... 34

11.2.Lote para Inspeção .............................................................................................. 35

11.3.Condições Gerais para os Ensaios de Rotina, Tipo e Especiais. ........................ 35

11.4.Ensaios de Rotina ............................................................................................... 35


11.5.Ensaio de Tipo .................................................................................................... 35 Ensaios Especiais ......................................................................... 35

11.6.Tolerância nos Resultados dos Ensaios com Valor Garantido ............................ 35

11.7.Relatórios dos ensaios ........................................................................................ 36

11.8.Aceitação e Rejeições ......................................................................................... 36

Apresentação das Propostas e Aprovação de Desenhos ......... 37 12. Notas Complementares ................................................ 38 13. Histórico de Versões deste Documento ............................ 38 14. Anexo I - Tabelas........................................................ 39 15. Anexo II – Ensaios para Verificação da Pintura do Tanque...... 50 16. Anexo III – Aprovação de Protótipo. ................................. 51 17. Anexos IV – Desenhos. ................................................. 55 18.


8

Introdução 1.

Esta norma estabelece a padronização das características e requisitos mínimos

elétricos e mecânicos exigidos para fornecimento de transformadores aplicáveis em

redes aéreas de distribuição de acordo com a NBR 15688 e NBR 15992, nas classes de

tensões primárias até 36,2 kV e nas tensões secundárias até 440 V usuais dos

transformadores monofásicos e trifásicos, com enrolamento de cobre ou alumínio imerso

em óleo mineral ou vegetal isolante com resfriamento natural.

Os transformadores abrangidos por esta norma devem satisfazer a série ABNT NBR

5356, prevalecendo, nos casos de dúvidas, o aqui especificado.

Esta norma tem origem na NBR 5440, Transformadores para Redes Aéreas de

Distribuição - Requisitos, com introdução das especificidades do sistema, já implantado,

do Grupo Energisa.

Campo de Aplicação 2.

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

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

elétrica do Grupo Energisa.

Definições 3.

Para os fins desta Norma, adotam-se as definições constantes na ABNT NBR 5356-1

e ABNT NBR 5458.

Normas e/ou Documentos Complementares 4.

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

documentos abaixo, na sua última versão.


9

4.1. Legislação

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

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

Normalização e Qualidade Industrial).

4.2. Normas Técnicas Brasileiras

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

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

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

• NBR 5356-3 - Transformadores de potência – Parte 3: Níveis de Isolamento, ensaios

dielétricos e espaçamentos externos em ar.

• NBR 5356-4 - Transformadores de potência – Parte 4: Guia para ensaio de impulso

atmosférico e de manobra para transformadores e reatores.

• NBR 5356-5 - Transformadores de potência – Parte 5: Capacidade de resistir a

curtos-circuitos.

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

potência.

• NBR 5435 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo, tensão nominal

15 kV e 25,8 kV - 160A - Dimensões.

• NBR 5437 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo, tensão nominal

1,3 kV, 160A, 400A e 800A – Dimensões.

• NBR 5458 - Transformadores de potência – Terminologia

• NBR 5590 - Tubos de aço-carbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou

galvanizados – Especificação.

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

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

Estampagem.

• NBR 5915/3 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 3: Aços isotrópicos e

aços estruturais de extra Baixo carbono.

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

em estufa.


10

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

refosforados.

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

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

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

• NBR 6529 - Vernizes utilizados para isolação elétrica – Ensaios.

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

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

• NBR 6869 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação da rigidez dielétrica

(eletrodos de disco).

• NBR 7034 - Materiais isolantes elétricos – Classificação térmica.

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

• NBR 8094 - Material metálico revestido e não revestido – Corrosão por exposição a

nevoa salina.

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

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

compressão.

• NBR 10443 - Tintas e vernizes – Determinação da espessura de película seca sobre

superfícies rugosas – Método de ensaio.

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

• NBR 11003 - Tintas – Determinação da aderência.

• NBR 11341 - Derivados de petróleo – Determinação dos pontos de fulgor e de

combustível em vaso aberto Cleveland.

• NBR 11407 - Elastômero vulcanizado – Determinação das alterações das

propriedades físicas, por efeito de imersão em líquidos – Método de ensaio.

• NBR 11888 - Bobinas finas e chapas finas a frio e a quente de aço carbono e de aço

de baixa liga e alta resistência - Requisitos gerais.

• NBR 12133 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação do fator de perdas

dielétricas e da permissividade relativa (constante dielétrica – Método de Ensaio).

• NBR 13182 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação do teor de bifenilas

policloradas (PCB).


11

• NBR 14724 - Equipamento elétrico – Determinação da compatibilidade de

materiais empregados com óleo mineral isolante.

• NBR 14248 - Produtos de petróleo – Determinação do número de acidez e de

basicidade – Método do indicador.

• NBR 15121 - Isolador para alta tensão – Ensaio de medição da radiointerferência.

• NBR 15422 - Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos.

• NBR 15688 - Redes de Distribuição Aérea com condutores nus.

• NBR 15992 - Redes de Distribuição Aérea com cabos cobertos fixados em

espaçadores para tensões até 36,2kV.

• NBR NM IEC 60811-4-1 - Métodos de ensaios comuns para materiais de isolação e de

cobertura de cabos elétricos – Parte 4 – Capítulo 1.

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

• NBR IEC 60156 - Líquidos isolantes – Determinação da rigidez dielétrica à frequência

industrial – Método de ensaio.

4.3. Normas Técnicas Internacionais

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

strip.

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

processed types.

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

tester.

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

• ASTM D412 - Standard test methods for vulcanized rubber and thermoplastic

rubber and thermoplastic elastomers –Tension.

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

• ASTM D523 - Standard test for specular gloss.

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

immersion.


12

• ASTM D877 - Standard test method for dielectric breakdown voltage of insulating

liquids using disk electrodes.

• ASTM D924 - Standard test method for dissipation factor (or power factor) end

relative permittivity (dielectric constant) of electrical insulating liquids.

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

the ring method.

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

titration.

• ASTM D1014 - Standard practice for conducting exterior exposure tests of paints

and coatings on metal.

• ASTM D1533 - Standard test method for water in insulating liquids by

coulometric karl fischer titration.

• ASTM D1619 - Standard test method for carbon black – Sulfur content.

• ASTM D1735 - Standard practice for testing water resistance of coatings

using water fog apparatus.

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

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

relative humidity.

• ASTM D3349 - Standard test method for absorption coefficient of ethylene polymer

material pigmented with carbon black.

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

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

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

Instrumented impact test.

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


13

Conceituação 5.

Os termos técnicos utilizados nesta norma estão definidos nas NBR’s 5458, 5356 e

5440.

Condições Gerais 6.

6.1. Geral

Condições do Serviço

Os transformadores de distribuição tratados nesta Norma devem ser adequados

para operar nas seguintes condições:

a) Altitude de até 1000 m;

b) Em clima tropical com temperatura ambiente de -5 ºC até 40ºC;

c) Umidade relativa do ar de até 100 %;

d) Precipitação pluviométrica média anual de 1500 a 3000 mm;

e) Expostos ao sol, à chuva e à poeira;

f) Instalação em poste conforme previsto nas normas técnicas da Energisa

citadas no item 2 desta norma;

g) Em sistemas elétricos de frequência nominal de 60 Hz.

Os Transformadores Devem:

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

funcionamento.

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

características nominais e fornecidas pelo mesmo fabricante.

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

um mesmo item da Ordem de Compra (OCM).


14

O projeto, matéria prima empregada, fabricação e acabamento devem incorporar

tanto quanto possível as mais recentes técnicas e melhoramentos.

Os transformadores devem ser projetados de modo que as manutenções possam

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

emprego de máquinas ou ferramentas especiais.

6.2. Aprovação dos Protótipos

Os fabricantes devem submeter previamente, à aprovação do Grupo Energisa,

protótipos de transformadores, um monofásico e um trifásico, de tensões máximas

de 15 kV, 24,2 kV e 36,2 kV nos seguintes casos:

a) Fabricantes que não tenham fornecido este equipamento ao Grupo Energisa.

b) Fabricantes que já tenham protótipo aprovado pelo Grupo Energisa, e cujo

projeto tenha sido alterado.

c) Quando solicitado pelo Grupo Energisa.

d) Se a verificação for feita em fábrica, poderá ser dispensado o envio de protótipos.

e) Para cada protótipo a ser encaminhado ao Grupo Energisa, o fabricante deve

remeter ao Anexo III respectivo, devidamente preenchido, juntamente com os

relatórios dos ensaios.

Toda e qualquer divergência entre o equipamento especificado e o protótipo, bem

como os motivos dessas divergências, devem ser claramente explicitados nos

documentos que, obrigatoriamente, deverão acompanhar o citado anexo.

Após a aprovação dos protótipos e respectivos desenhos, o fabricante deverá

encaminhar ao Grupo Energisa, para aprovação, três cópias opacas dos desenhos

referentes às demais potências de sua fabricação, cobertas por essa especificação, e

fornecer os dados constantes no Anexo III para estes transformadores.

6.3. Garantia

Prazos e Responsabilidades

a) O fornecedor deve dar garantia de 24 meses a partir da data de entrega local

indicado na Ordem de Compra (OCM) e de 18 meses após a entrada em operação,


15

prevalecendo o que ocorrer primeiro, contra defeito de material ou fabricação dos

transformadores ofertados.

Nota:

A diferença entre as datas de fabricação e de entrega não deve ser superior a dois

meses.

b) Em caso de devolução dos transformadores para reparo ou substituição, no

período de garantia, todos os custos de material e transporte para a inspeção, para a

entrega e para a instalação dos transformadores, novos e reparados, serão de

responsabilidade exclusiva do fornecedor e a extensão da garantia deverá ser

considerada de no mínimo por mais doze meses contados a partir da data da nova

entrega, acrescido do tempo de indisponibilidade.

6.4. Meio Ambiente

Em todas as etapas da fabricação, do transporte e do recebimento dos

transformadores devem ser rigorosamente cumpridas á legislação ambiental

brasileira e as demais legislações estaduais e municipais aplicáveis. O fornecedor é

responsável pelo pagamento de multas pelas ações decorrentes de práticas lesivas ao

meio ambiente.

6.5. Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE

Os transformadores devem possuir a Etiqueta Nacional de Conservação de Energia –

ENCE do Programa Brasileiro de Etiquetagem – PBE, conforme Portaria

Interministerial nº 104/2013 e Portaria Inmetro nº 378/2010..

6.6. Acondicionamento

Os transformadores devem ser acondicionados, individualmente, em embalagens de

madeira, adequadas ao transporte ferroviário e/ou rodoviário.

As bases das embalagens devem ter no mínimo as dimensões indicadas no desenho 13

e ser construídas de forma a permitir:

a) Uso de empilhadeiras nas operações de carga e descarga.


16

b) Transporte superposto de dois transformadores.

A madeira empregada deve ter qualidade no mínimo igual a do pinho de segunda,

com espessura mínima de 25 mm.

6.7. Carregamento

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

sua potência nominal, sem limitações de nenhum componente associado (buchas,

comutadores de derivação, conexões, etc.), conforme definido nas NBR 5440.

Características Elétricas 7.

7.1. Potências Nominais

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

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

são as seguintes:

7.2. Transformadores Monofásicos

5; 10; 15; 25 kVA

Observação: Segundo processo de padronização realizado pela Atkearny a potencia

mínimas de transformador é 10 kVA

7.3. Transformadores Trifásicos

15; 30; 45; 75; 112,5; 150; 225; 300 kVA.

7.4. Níveis de Isolamento

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

01.


17

7.5. Elevação de Temperatura

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

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

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

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

7.6. Derivações e Elevações de Tensões

As derivações e relações de tensões são as constantes da Tabela 2. A derivação

principal corresponde à de tensão mais elevada. As derivações para embarque

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

15,0, 24,2 e 36,2 kV respectivamente.

a) Frequência Nominal

A frequência nominal é de 60 Hz.

7.7. Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-Circuito (75º C).

Os valores de perdas deverão ter seus valores garantidos, conforme expressões

abaixo:

kotcPxBPxACC

Onde

A é o custo das perdas em vazio, expresso em watts (W);

Po é o valor das perdas em vazio, expresso em watts (W);

B é o custo das perdas em carga por watt (W);

Pk é o valor das perdas em carga, expresso em watts (W).

Po e Pk são propriedades dos transformadores. A e B dependem da expectativa de

carga do transformador e do preço da energia.

A escolha dos fatores A e B são não triviais, uma vez que a carga futura do

transformador não é conhecida. O valor do quilowatt-hora a ser utilizado também é


18

difícil de ser previsto durante a vida útil do Transformador. Finalmente, a taxa de

desconto, durante a vida útil do transformador, pode ser difícil de determinar.

A seguir, é mostrado um método simples de determinação dos fatores A e B para

pequenos transformadores. O custo final do transformador durante a vida útil

depende de um grande número de fatores. Aqui é considerado apenas o preço do

transformador e das perdas durante sua vida útil.

Este método não considera todas as variáveis, mas dá uma indicação dos fatores A e

B para a indústria, e é melhor do que desconsiderar o custo das perdas durante a

vida útil do transformador.

Os fatores A e B são calculados conforme a seguir:

Carga) em Perdas de ação(Capitaliz I

I x 8760

)1(.

1)1(

Vazio) em Perdas de ação(Capitaliz 8760 )1(.

)1(

r

L

xxBii

iB

xxCii

iA

kwhn

n

kwhn

n

Onde:

i é a taxa de desconto, expressa em percentagem por ano (%/ano);

n é a vida útil, expressa em anos;

Ckwh é o preço do (quilowatt-hora), expresso em reais por quilowatt-hora (R$/kWh);

8760 é o número de horas do ano (h/ano);

IL é a corrente média de carga, empresa em ampères (A);

Ir é a corrente nominal, expressa em ampères (A).

Esta equação assume que o preço da energia e a carga são constantes durante a vida

útil do transformador. Usualmente, os valores A e B são informados aos fabricantes

de transformador quando do pedido de cotação. Assim, eles podem iniciar um

processo de projeto do transformador de modo a obter o transformador que

apresenta o melhor desempenho utilizando a equação. O resultado deste processo


19

aponta o transformador economicamente viável, isto é, o transformador que

apresenta o menor custo durante a vida útil.

Nota: O texto é baseado no documento “Cost savings by low-loss distribution

transformers: the influence of fl uctuating loads and energy price on the economic

optimum, S. Bouwman, J.F. Groeman, W.T.J. Hulshorst,

KEMA TD Consulting September 2003”.

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

observadas as tolerâncias especificadas na NBR 5440.

A tensão de curto-circuito deve corresponder aos valores prescritos nas tabelas 4 e

5, observadas as tolerâncias especificadas na NBR 5440. Os valores da corrente de

excitação e tensão de curto-circuito (75ºC) indicados nas tabelas 4 e 5 são referidos

à derivação principal.

7.8. Polaridade e Deslocamento Angular

Os transformadores monofásicos devem ter polaridade subtrativa.

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

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

7.9. Diagramas Fasoriais dos Transformadores

Os diagramas fasoriais e polaridade dos transformadores devem ser conforme tabela

01 e 02.

Monofásica – Polaridade Subtrativa

Tensão máxima do equipamento (kV) Primário Secundário 02 buchas Secundário 03

Buchas

Fase-neutro

15/3

24,2/3

36,2/3

H1

H2T

X1

X2

X1

X2

X3


20

Fase-Fase

15

24,2

36,2

H1

H2

X1

X2

X1

X2

X3

Nota: Para Transformador destinado as redes existentes, é permitida a polaridade

aditiva.

Tabela 01 Apresenta o diagrama de polaridade dos transformadores monofásicos

Trifásicos

A Tabela 02 apresenta o diagrama de polaridade dos transformadores trifásicos.

Tensão máxima do

Equipamento Fase-Fase

(kV)

Primário Secundário 03 Buchas

Fase 15

Fase 24,5

Fase 36,2

H1

H2 H3

X2

X1 X0

X3

36,2a

a Para esse tipo de ligação, o eventual fechamento do fluxo magnético não pode

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

Tabela 02. Apresenta o diagrama de polaridade dos transformadores trifásicos.


21

7.10. Diagramas de Ligações dos Transformadores

Os diagramas de ligações dos transformadores podem ser conforme a figuras das

tabelas abaixo:

a) Tabela 03 – Transformador Monofásico de 02 Buchas.

b) Tabela 04 - Transformador Monofásico de 03 Buchas.

c) Tabela 05 - Transformador Trifásico

Polaridade Subtrativa

Fase-Neutro Fase-Fase

Núcleo Envolvente Núcleo Envolvido Núcleo Envolvente Núcleo Envolvido

Tabela 03. Transformador monofásico – Duas buchas


22

Tabela 04. Transformador monofásico – Três Buchas.


Fase-Neutro Fase-Fase

Núcleo Envolvente Núcleo Envolvido Núcleo Envolvente Núcleo Envolvido


23


Diagrama Fasorial Dyn1 Diagrama Fasorial YNyn0

Tabela 05. Transformador Trifásico.

NOTA: Os desenhos são orientativos, exceção feita à numeração das derivações.

7.11. Tensão de Radio-interferência (TRI)

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

submetido a 1,1 vezes o valor da tensão de maior derivação, medido de acordo com

a ABNT NBR 15121 são os seguintes:

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

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


24

7.12. Nível de Ruído

O transformador deve atender aos níveis médios de ruído conforme Tabela 06

abaixo:

Nível de ruído (dB) Potência nominal do transformador equivalente com dois enrolamentos (kVA)

48 1 – 50 51 51 – 100 55 101 – 300

Tabela 06. Níveis de ruídos pela potência em kVA.

Características Construtivas 8.

8.1. Geral

A Os transformadores devem ser projetados para operarem em sistemas de

distribuição de 11,4, 13,8, 22,4 e 34,5 kV.

8.2. Materiais Isolantes

Os materiais isolantes dos transformadores devem ser no mínimo de classe térmica

105 (Designação anterior “classe A - 105º C”).

a) Óleo mineral tipo A (base naftênica) ou tipo B (base parafínica), de acordo com as

resoluções vigentes da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis –

ANP;

b) Óleo vegetal de acordo com a NBR 15422.

c) O óleo deve ter aparência clara e límpida e ser isento de matérias em suspensão

ou sedimentadas e ser isento de Ascaréis (PCB – Bifenilas policloradas).

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

conforme mostrado na Tabela 07


25

Característica do óleo

Unidade

Vegetal Mineral

ASTM ABNT NBR

Valor ASTM ABNT NBR Valor

Tensão interfacial

mN/m

–

–

Não

aplicável

D971

6234

≥ 40

Teor de água mg/kga D1533 10710 ≤ 300 D1533 10710 ≤ 25

Rigidez dielétrica

(eletrodo de

disco)b

kV

D877

6869

≥ 30

D877

6869

≥ 30

Rigidez dielétrica

(eletrodo de

calota)b kV –

IEC

60156 ≥ 45 –

IEC 60156

≥ 45

Fator de perdas

dielétricas ou fator

de

dissipação a 25 °Cc

%

D924

12133

≤ 0,5

D924

12133

≤0,05

Fator de perdas

dielétricas ou fator

de

dissipação a 100 °Cc

%

D924

12133

≤ 8

D924

12133

≤ 0,9

Índice de

neutralização mgKOH/g D974 14248 ≤ 0,06 D974 14248 ≤0,03

Ponto de combustão °C D92 11341 ≥ 300 – – –

Teor de

bifenilaspoliclorad

oas (PCB)

mg/kga

–

13882

Não

detectado

–

13882

Não

detec

tado

a A unidade mg/kg equivale a ppm. b Qualquer um dos métodos de medição da rigidez dielétrica pode ser utilizado. c Qualquer um dos métodos de medição do fator de perdas dielétricas pode ser utilizado.

Tabela 07 – Características do óleo isolante após contato com o equipamento.

8.3. Chapa do Tanque e Radiadores

A chapa do tanque deve estar de acordo com as NBR’s 6649, 6650 e 11888. A

espessura mínima das chapas de aço do tanque deve estar de acordo com a Tabela

06.


26

A espessura mínima das chapas dos radiadores deve ser de 1,2 mm, conforme a NBR

5915, e a espessura mínima dos tubos de 1,5mm, desde que sua fabricação resista

aos ensaios previstos na NBR 5590. Todas as soldas executadas na confecção do

tanque devem ser feitas de modo contínuo e sempre do lado externo.

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

kgf/cm²) durante 01 (uma) hora.

8.4. Localização e Dimensionamento dos Componentes Buchas e terminais:

Devem estar de acordo com as normas NBR’s 5034, 5435 e 5437. As buchas de média

tensão e de baixa tensão devem ser localizadas conforme desenhos 1, 2 e 3. A tampa

deve ser provida de ressaltos para a montagem das buchas de MT.

As buchas de baixa tensão devem ser dimensionadas conforme as tabelas 07 e 08.

Os terminais de baixa tensão devem ser de acordo com os desenhos 5 e 6.

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

ter a derivação H2T, ligado internamente no tanque. Conforme tabela 08 abaixo:

Potência do Transformador (kVA).

Tensão secundária (V)

Tensão nominal da bucha (kV).

Corrente nominal do

terminal (A).

Tipo de Terminal

5 220/127

254/127

440/220

1,3

160

T2 10

15

25

Tabela 08. Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador monofásico.

Em observância a NBR 5437 temos os terminais das buchas de baixa tensão,

conforme tabela 09 descrito a seguir:


27

Potência do Transformador (KVA).

Tensão secundária (V)

Tensão nominal da bucha (kV).

Corrente nominal do

terminal (A). Tipo de terminal

30 e 45 220/127

1,3

160 T2 380/220

75 220/127

400 T2 380/220

112,5 220/127

380/220

150

220/127 160 T2

220/127 800 T3

380/220 400 T2

225 220/127

800 T3 380/220

300 220/127

380/220

Tabela 09. Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador Trifásico.

Nota: Para a concessionária Energisa Sergipe, as buchas da Média Tensão deverão se

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

indicies de nevoa salina.

Alças de Suspensão

Em número de duas, conforme desenhos 1, 2 e 3. Devem ser soldadas na parede

externa do tanque, de maneira que o cabo de aço utilizado na suspensão não atinja

as bordas da tampa e tenha resistência, dimensões e formato suficientes e

adequados para permitir o içamento e a locomoção do transformador sem lhe causar

outros danos, inclusive na pintura e nas buchas. As alças devem ser isentas de

rebarbas.

Suportes para Fixação no Poste

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

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


28

suportem perfeitamente o peso do transformador e permitam a instalação

adequada deste ao poste, sendo que:

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

25kVA;

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

c) O tipo 03 deve ser utilizado para transformadores monofásicos até

25kVA, com alternativa ao tipo 01.

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

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

nos transformadores trifásicos, quando as buchas de baixa tensão possuírem os

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

conectores apropriados.

Os suportes devem suportar perfeitamente o peso do transformador e permitir sua

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

cintas.

8.5. Juntas de Vedação

Os materiais de vedação dos transformadores devem ser à prova do óleo mineral

isolante, resistente à ação da umidade e dos raios solares.

As juntas de vedação devem ser alojadas em leito apropriado para evitar

deslizamento das mesmas. Suas características devem estar de acordo com a tabela

03.

Para as juntas de vedação das buchas, admite-se uma dureza de (65 ± 5) Shore A,

conforme as NBR’s 5435 e 5437

8.6. Indicação do Nível de Óleo Isolante

Os transformadores devem ter uma linha indelével indicativa do nível adequado do

óleo isolante a 25°C, pintada em cor contrastante com a pintura interna do tanque,


29

localizada na parte interna do tanque, do mesmo lado do suporte para fixação no

poste, de maneira que seja bem visível, ao retirar-se a tampa do tanque.

8.7. Bujão de Drenagem

Nos transformadores com potências maiores que 150 kVA, e quando especificado,

deve ser instalado um bujão de drenagem na parte inferior da parede do tanque com

diâmetro nominal de 15 mm a fim de permitir o completo escoamento do óleo

isolante

8.8. Dispositivo de Aterramento

Deve ter um conector próprio para ligação de condutores de cobre de diâmetro 3,2

mm a 10,5 mm, conforme desenho 07, preso por meio de um parafuso de rosca M-12

x 1,75 mm, no furo roscado do suporte para fixação ao poste. Os transformadores

monofásicos fase e neutro das concessionárias Energisa Minas Gerais e Sergipe devem

ter também um aterramento adicional em X2, conforme desenho 08.

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

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

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

8.9. Dispositivo para Fixação de Para-raios

Os transformadores monofásicos e trifásicos devem possuir suportes para fixação de

para-raios soldados na tampa, conforme desenho 16.

Os suportes devem ser montados suficientemente próximos da respectiva bucha de

alta tensão e suficientemente afastados das orelhas de suspensão, radiadores e

outros acessórios, visando manter as distâncias elétricas necessárias.

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

afastamento entre as buchas de alta tensão.


30

8.10. Sistema de Fixação da Tampa

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

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

às buchas secundárias e não seja(m) passível(is) de perdas.

8.11. Numeração dos Terminais e Derivações de Alta Tensão e Baixa Tensão

Os terminais externos devem ser marcados indelevelmente com tinta preta padrão

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

01, 02 e 03.

A numeração das derivações em cada enrolamento, para os transformadores

previstos em 5.4.1, é feito em progressão aritmética de razão 02 (dois) para os

monofásicos e razão 03 (três) para os trifásicos, conforme indicado nos desenhos 09,

10, 11 e 12.

As derivações dos enrolamentos de alta tensão até o comutador de tensão rotativo

externo deverão ser de cordoalhas ou cabos flexíveis.

8.12. Núcleo

Sua construção deve estar em conformidade com a NBR 5440:2014, item 08.

a) Deve ser projetado e construído de modo a permitir o seu reaproveitamento em

caso de manutenções, sem necessidade de emprego de máquinas ou ferramentas

especiais.

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

a NBR 9119, ou metal amorfo conforme as ASTM A 900 e ASTM A 901.

c) As lâminas devem ser presas por uma estrutura apropriada, que sirva como meio

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

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

a retirada do conjunto do tanque.


31

d) O núcleo deve ser aterrado através de um único ponto à massa do transformador.

e) Quando aplicável, os tirantes que atravessem as lâminas do núcleo devem ser

isolados dessas lâminas e aterrados.

f) Todas as porcas dos parafusos utilizados na construção do núcleo devem estar

providas de travamento mecânico ou químico

8.13. Enrolamento

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

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

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

NBR 5356-5.

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

NBR 7034.

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

materiais provenientes de reciclagem.

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

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

temperatura ambiente, nas condições nominais de operação do transformador.

8.14. Fixação e Suspensão da Parte Ativa

Deverá estar em conformidade com a NBR 5440:2014, item 5.9.

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

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

Deve ainda permitir a retirada da tampa do transformador sem que para tanto seja

necessário remover a parte ativa.

Os alças para suspensão da parte ativa devem ser em número de dois ou mais e estar

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

conjunto na vertical.


32

8.15. Estrutura de Apoio

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

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

conforme NBR 5440:2014, item 5.10

8.16. Acabamento

Deverá estar em conformidade com a NBR5440, item 5.11.

Pintura Interna

a) Preparação Interna: Logo após a fabricação do tanque, as impurezas devem ser

removidas através do processo adequado.

b) Tinta de Fundo: Deve ser aplicada base antioxidante que não afete e nem seja

afetada pelo líquido isolante, com espessura seca mínima de 30 µm.

Pintura Externa

a) Preparação da Superfície: Logo após a fabricação do tanque, as impurezas devem

ser removidas através de processo químico ou jateamento abrasivo ao metal quase

branco, padrão visual Sa 2 ½ da SIS 05-5900.

b) Tinta de Fundo: Deve ser aplicada base antioxidante.

c) Tinta de Acabamento: Deve ser compatível com a tinta de fundo, na cor cinza

claro, padrão Munsell, N.6.5 perfazendo uma espessura seca total mínima de 120

µm.

d) A codificação a ser pintada no transformador está representada no desenho 14.

• Transformadores com enrolamento de alumínio deverão ser representados pelas

letras “AL”, dentro de um círculo na cor azul claro.

• A garantia do transformador deverá ser pintada na cor preta. Ex.: G – 08/2015.

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


33

8.17. Massa do Transformador para Instalação em Poste

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

8.18. Resistência ao Momento de Torção

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

dos componentes, os momentos de torção indicados na tabela 10 abaixo:

Tabela 10. Tipo de rosca e Torque mínimo.

8.19. Dispositivo de Alívio de Pressão

Deve ser instalado na tampa do tanque com luva de ferro de ½” em formato de

“curva longa em L”, fechada com válvula de corpo hexagonal de latão. Conforme

NBR 5440:2014, item 6.3.

Na condição de carga máxima de emergência do transformador de 200%, não deve,

em nenhuma hipótese, o dispositivo de alívio de pressão dar vazão ao óleo

expandido.

Nota: Excepcionalmente, para a concessionária Energisa Sergipe, em substituição a

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

Acessórios 9.

9.1. Sistema de Comutação sem Tensão

O comutador de derivações deve ser do tipo de comando rotativo, com mudança

simultânea nas fases, para operações sem tensão, com comando único de acionamento

externo e deve ser instalado de forma a garantir a estanqueidade.

Tipo de rosca Torque mínimo

N x m Kgf x m

M10 16,70 1,70

M12 28,20 2,88

M16 78,20 7,98


34

O comutador de operações deve ser conforme IEC 60214-1, porém suportando no mínimo

300 operações contínuas, sob temperatura mínima de 75º C e sob uma pressão de 2,0

kgf/cm², no ensaio de durabilidade mecânica.

O Comutador deve ser instalado lateralmente ao transformador. Deve possuir um sistema

de travamento em qualquer posição e a indicação da derivação deve ser visível e com

caracteres de altura mínima de 7 mm. As posições do sistema de comutação devem ser

marcadas em baixo relevo e pintadas com tinta indelével em cor contrastante com a do

comutador.

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

deve ser operado somente sem tensão.

9.2. Placa de Identificação

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

devem estar de acordo com o fixado nos desenhos 10, 11 e 12. A placa deve ser de

alumínio anodizado, com espessura mínima de 0,8 mm, fixada conforme desenhos 1, 2 e 3,

de modo a permitir a leitura dos dados com o transformador instalado. A placa deve ser

fixada, através de rebites de material resistente à corrosão, em um suporte com base que

impeça a deformação da mesma, soldado ao tanque ou nos radiadores, exceto quando o

radiador for em chapa, condição em que não é permitida sua fixação.

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

transformador e qualquer parte da placa.

Fixações Externas (Ferragens) 10.

As fixações externas em aço (porcas, arruelas, parafusos e grampos de fixação da tampa) devem ser revestidas de zinco por imersão a quente, conforme NBR 6323.

Inspeção 11.

11.1. Geral

A inspeção dos transformadores compreende a execução dos ensaios de rotina e de tipo, estes

quando exigidos na OCM.


35

11.2. Lote para Inspeção

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

11.3. Condições Gerais para os Ensaios de Rotina, Tipo e Especiais.

Todos os componentes externos e acessórios que são suscetíveis de influenciar o funcionamento

do transformador durante os ensaios devem estar instalados.

Os enrolamentos devem estar conectados à sua derivação principal.

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

condições nominais.

11.4. Ensaios de Rotina

Deverão realizar os ensaios de rotina conforme tabela 09

11.5. Ensaio de Tipo

Devem ser realizados os ensaios de tipo conforme tabela 10.

Ensaios Especiais

Quando solicitados, os ensaios especiais devem ser realizados conforme tabela 11

11.6. Tolerância nos Resultados dos Ensaios com Valor Garantido

Para os ensaios que têm valor garantido, as tolerâncias são as seguintes, conforme a tabela 11:

Ensaio Tolerância (%

do Valor Garantido)

Observações

Perdas no Ferro 10

A média dos valores verificados no lote não pode ser superior ao valor garantido.

Perdas Totais 06

Corrente de Excitação 20

Tensão de Curto- Circuito a 75ºC

± 7,5

A diferença entre o valor máximo e o valor mínimo verificados no lote não pode ser superior a 7,5% do valor garantido

Relação de Tensões ± 0,5


36

Tabela 11. Valores de tolerância dos resultados ensaiados.

11.7. Relatórios dos ensaios

O relatório de ensaios deve ser constituído no mínimo de:

a) Laudo individual dos transformadores ensaiados;

b) Resumo dos ensaios;

c) Resultados do ensaio do óleo mineral isolante.

O resumo dos ensaios deve conter no mínimo o seguinte:

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

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

f) Resultados dos ensaios que têm valores garantidos e os respectivos valores máximos, médios e

mínimos verificados no lote;

g) Data e assinatura do fabricante e do inspetor do Grupo Energisa ou da empresa contratada

para a inspeção.

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

embalada e marcada, após o recebimento de 02 (duas) vias do resumo dos ensaios.

11.8. Aceitação e Rejeições

Na inspeção geral, serão rejeitados os transformadores que apresentarem divergências em

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

Nos ensaios de pintura, serão rejeitados os transformadores que obtenham classificação

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

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

(Carroçada ou inchada), tinta escorrida e cor diferente da especificada.

Nota: As unidades rejeitadas devem ser pintadas e submetidas novamente aos

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

ensaiadas.


37

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

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

O critério para aceitação e rejeição do óleo isolante é o estabelecido na tabela 8 da NBR 5440,

para óleo após contato com o equipamento.

Serão rejeitadas as unidades que não suportarem o ensaio de estanqueidade.

Serão rejeitados os transformadores que não suportarem os ensaios de tensão aplicada ou

induzida.

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

tolerâncias estabelecidas na tabela do item 9.4. Os valores garantidos são os declarados pelo

fabricante na sua proposta e constantes da OCM.

Serão rejeitadas as unidades que apresentarem valores medidos de perdas e corrente de

excitação superior aos valores máximos especificados pela NBR 5440.

Se os resultados do ensaio de elevação de temperatura forem superiores aos estabelecidos no

item 5.3., o ensaio deve ser repetido nessa mesma unidade.

Persistindo valores superiores aos permitidos, todo o lote será recusado.

Caso o transformador submetido ao ensaio de tensão suportável de impulso atmosférico

apresente evidência de falha ou descarga disruptiva, duas outras unidades deverão ser

submetidas a novos ensaios, sem ônus para o Grupo Energisa.

Ocorrendo nova falha em qualquer uma das unidades, todo o lote será recusado.

Apresentação das Propostas e Aprovação de 12.

Desenhos

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

Condições Gerais de Compra (OCM).

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

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

expressões apresentadas, corrente de excitação e tensão de curto-circuito a 75ºC).

b) Os números dos desenhos já aprovados referentes aos transformadores ofertados, conforme

item 4.2. dessa especificação.


38

Caso haja modificação entre os desenhos anteriormente aprovados e os equipamentos ora

ofertados, o fabricante deverá enviar três cópias opacas dos respectivos desenhos, uma das

quais lhe será devolvida com aprovação para fabricação ou com indicação das modificações

necessárias.

Notas Complementares 13.

Em qualquer tempo e sem necessidade de aviso prévio, esta Norma poderá sofrer alterações, no

seu todo ou em parte, por motivo de ordem técnica e/ou devido às modificações na legislação

vigente, de forma a que os interessados deverão, periodicamente, consultar a Concessionária.

Histórico de Versões deste Documento 14.

Esta Norma entra em vigor na data de 23/01/2018 e revoga as versões anteriores em 30 dias.

Data Versão Descrição das Alterações Realizadas

14/12/2017 5.0

Reformulação dos Desenhos da NDU 008; Atualização das Normas e/ou documentos complementares; Inserção dos transformadores padronizados pela Malha logística; Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-Circuito (75º C); Resistência ao Momento de Torção Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador monofásico e trifásico; Programa Brasileiro de Etiquetagem – PBE.

29/12/2017 5.1 Ajustes na tabela 014.


39

Anexo I - Tabelas 15.

Tabela 012 - Níveis de Isolamento.

Tabela 013 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas.

Tabela 014 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas.

Tabela 015 - Valores Garantidos Correntes de Excitação e Tensões de Curto- Circuito em

Transformadores Trifásicos.

Tabela 016 - Valores Garantidos Correntes de Excitação e Tensões de Curto Circuito em

Transformadores Monofásicos.

Tabela 017 - Espessura Mínima da Chapa de Aço.

Tabela 018 - Corrente Nominal das Buchas de Baixa Tensão para Transformadores Monofásicos.

Tabela 019 - Corrente Nominal das Buchas de Baixa Tensão para Transformadores Trifásicos.

Tabela 020 - Ensaios de Rotina.

Tabela 021 - Ensaios de Tipo.

Tabela 022 - Ensaios Especiais.

Tabela 023 – Valores Máximos Garantidos de Corrente de Excitação para Transformadores

Monofásicos, com Tensão Máxima de 15 kV, Núcleo de Aço-Silício, Projetados com Corrente de

Excitação Reduzida.


40

Tabela 012 - Níveis de Isolamento.

Tensão

máxima do equipament

o kVeficaza

Tensão suportável

nominal à frequência

industrial durante

1 min kVeficaz

Tensão suportável

nominal de impulso

atmosférico kV cristac

Espaçamento mínimo no

ar mm

De fase

para terra

De fase

para fase

1,2b 10 30 25 25

15 34 95 130 140

24,2 50 125 200 230

36,2 50 150 200 230

a Para efeitos desta Norma, entende-se por “tensão máxima do equipamento” a sua classe de tensão. b O nível de isolamento correspondente a 1,2 kV só é aplicável à baixa-tensão do transformador. c Correspondem a valores mínimos a serem fabricados. Valores superiores admissíveis

constam na ABNT NBR 5356-3.

Tabela 013 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas.

Transformador Monofásico – 11,4 kV – 254/127V.

Código Potência

kVA Classe de Tensão kV

Rede (kV) Taps Taps (V) BT (V) Terminal

BT Empresa

90093 5 11,4 11,4/√3 = 6,58 05 7275/6928/6582

/6236/5889 254/127 T2 160A

EMG ENF ESS

90090 10 11,4 11,4/√3 = 6,58 05 7275/6928/6582

/6236/5889 254/127 T2 160A

90901 15 11,4 11,4/√3 = 6,58 05 7275/6928/6582

/6236/5889 254/127 T2 160A

90092 25 11,4 11,4/√3 = 6,58 05 7275/6928/6582

/6236/5889 254/127 T2 160A


41

Transformador Monofásico – 13,8 kV – 254/127V.

Código Potência



BT Empresa

90097 5 15 13,8/√3 = 7,96 05 8314/7967/7621/7

275/6928 254/127 T2 160A

ESS

ESE

90094 10 15 13,8/√3 = 7,96 05 8314/7967/7621/7

275/6928 254/127 T2 160A

90095 15 15 13,8/√3 = 7,96 05 8314/7967/7621/7

275/6928 254/127 T2 160A

90096 25 15 13,8/√3 = 7,96 05 8314/7967/7621/7

275/6928 254/127 T2 160A

Transformador Monofásico – 13,8kV – 440/220V.

Código Potência kVA

Classe de Tensão

kV Rede (kV) Taps Taps (V) BT (V) Terminal BT Empresa

90101 5 15 13,8/√3 = 7,96 04 8314/7967/7621/72

75/6928 440/220 T2 160A

ETO

90098 10 15 13,8/√3 = 7,96 04 8314/7967/7621/72

75/6928 440/220 T2 160A

90099 15 15 13,8/√3 = 7,96 04 8314/7967/7621/72

75/6928 440/220 T2 160A

90100 25 15 13,8/√3 = 7,96 04 8314/7967/7621/72

75/6928 440/220 T2 160A

Transformador Monofásico – 22kV– 254/127V.

Código Potência



BT Empresa

90047 5 24,2 22,4/√3 = 12,7 05 13972/13337/12702/12067/11432

254/127 T2 160A

EMG

90044 10 24,2 22,4/√3 = 12,7 05 13972/13337/12702/12067/11432

254/127 T2 160A

90045 15 24,2 22,4/√3 = 12,7 05 13972/13337/12702/12067/11432

254/127 T2 160A

90046 25 24,2 22,4/√3 = 12,7 05 13972/13337/12702/12067/11432

254/127 T2 160A


42


Código Potência

kVA

Classe de

Tensão kV

Rede (kV) Taps Taps (V) BT (V) Terminal BT Empresa

90067 5 36,2 34,5/√3 =

19,9 05

20900/20409/19919/ 19053/18187

254/127 T2 160A

EMS EMT ESS

90064 10 36,2 34,5/√3 =

19,9 05

20900/20409/19919/ 19053/18187

254/127 T2 160A

90066 15 36,2 34,5/√3 =

19,9 05

20900/20409/19919/ 19053/18187

254/127 T2 160A

90046 25 36,2 34,5/√3 =

19,9 05

20900/20409/19919/ 19053/18187

254/127 T2 160A


Código Potência



BT Empresa

90071 5 36,2 34,5/√3 = 19,9 05 20900/20409/19919/19053/18187

440/220 T2 160A

ETO

90068 10 36,2 34,5/√3 = 19,9 05 20900/20409/19919/19053/18187

440/220 T2 160A

90069 15 36,2 34,5/√3 = 19,9 05 20900/20409/19919/19053/18187

440/220 T2 160A

90070 25 36,2 34,5/√3 = 19,9 05 20900/20409/19919/19053/18187

440/220 T2 160A


43

Tabela 014 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas.

Transformador Trifásico 11,4kV - 220/127V.

Código Potência



BT Empresa

90030 15 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T2 160A

EMG ESS

90033 30 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T2 160A

90034 45 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T2 160A

90035 75 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T2 400A

90028 112,5 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T2 400A

90029 150 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T3 800A

90031 225 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T3 800A

90032 300 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 220/127 T3 800A


Código Potência



BT Empresa

90038 15 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T2 160A

ENF

90041 30 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T2 160A

90042 45 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T2 160A

90043 75 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T2 400A

90036 112,5 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T2 400A

90037 150 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T3 800A

90039 225 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T3 800A

90040 300 15 11,4 4 12000/11400/10800/

10200 380/220 T3 800A


44


Código Potência



BT Empresa

15 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T2 160A

EMS EMT

ESS ESE

30 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T2 160A

45 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T2 160A

75 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T2 400A

112,5 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T2 400A

150 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T3 800A

225 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T3 800A

300 15 13,8 4 14400/13800/13200/

12600 220/127 T3 800A


Código Potência



BT Empresa

15 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T2 160A

EPB EBO ETO EMT ESE

30 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T2 160A

45 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T2 160A

75 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T2 160A

112,5 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T2 400A

150 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T2 400A

225 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T3 800A

300 15 13,8 4 14400/

13800/13200/12600/ 380/220 T3 800A


45

Transformador Trifásico 22 kV – 220/127V.

Código Potência



BT Empresa

90074 15 24,2 22 4 23100/22000/20900/19800 220/127 T2 160A

EMG

90075 30 24,2 22 4 23100/22000/20900/19800 220/127 T2 160A

90076 45 24,2 22 4 23100/22000/20900/19800 220/127 T2 160A

90077 75 24,2 22 4 23100/22000/20900/19800 220/127 T2 400A

90072 112,5 24,2 22 4 23100/22000/20900/19800 220/127 T2 400A

90073 150 24,2 22 4 23100/22000/20900/19800 220/127 T3 800A


Código Potência



BT Empresa

90080 15 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/33000

/31500 220/127 T2 160A

EMS

EMT

ESS

90081 30 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/33000

/31500 220/127 T2 160A

90082 45 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/33000

/31500 220/127 T2 160A

90083 75 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/33000

/31500 220/127 T2 160A

90078 112 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/33000

/31500 220/127 T2 160A

90079 150 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/33000

/31500 220/127 T2 160A


46

Tabela 015 - Valores Garantidos Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito em Transformadores Trifásicos.

Transformadores trifásicos

Tensão máxima do

equipamento (kV eficaz)

Potência nominal (kVA)

Corrente de excitação

máxima Io (%)

Perdas em vazio máximas

Po(W)

Perdas totais máximas

PT(W)

Impedâncias de curto-circuito a

75 ºC Z (%)

15

15 4 85 410

3,5

30 3,6 150 695

45 3,2 195 945

75 2,7 295 1395

112,5 2,5 390 1890

150 2,3 485 2335

225 2,1 650 3260 4,5

300 1,9 810 4060

24,2

15 4,8 95 470

4

30 4,2 160 790

45 3,6 215 1055

75 3,2 315 1550

112,5 2,8 425 2085


Código Potência



BT Empresa

90086 15 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/

33000/31500 380/220 T2 160A

EMS

EMT

ETO

90087 30 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/

33000/31500 380/220 T2 160A

90088 45 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/

33000/31500 380/220 T2 160A

90089 75 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/

33000/31500 380/220 T2 160A

90084 112,5 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/

33000/31500 380/220 T2 160A

90085 150 36,2 34,5 5 36200/35350/34500/

33000/31500 380/220 T2 160A


47

150 2,6 520 2610

225 2,4 725 3605 5

300 2,1 850 4400

36,2

15 5 100 460

4

30 4,4 165 775

45 3,8 230 1075

75 3,4 320 1580

112,5 3 440 2055

150 2,8 540 2640

225 2,5 750 3600 5

300 2,2 900 4450

Tabela 016 - Valores Garantidos Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito em Transformadores Monofásicos.

Transformadores monofásicos

Tensão máxima do equipamento (kV

eficaz)

Potência nominal (kVA)

Corrente de excitação

máxima Io (%)

Perdas em vazio máximas

Po(W)

Perdas totais

máximas PT(W)

Impedâncias de curto-circuito a 75 ºC Z (%)

15

5 3,4 35 140

2,5 10 2,7 50 245

15 2,4 65 330

25 2,2 90 480

24,2

5 3,8 40 155

2,5 10 3,3 55 265

15 3 75 365

25 2,8 100 520

36,2

5 4,1 45 160

2,5 10 3,5 60 270

15 3,2 80 380

25 3,0 105 545


48

Tabela 017 - Espessura Mínima da Chapa de Aço.

Potência de Transformador (KVA)

Espessura Mínima (mm)

Tampa Corpo Fundo

P 10 1,90 1,90 1,90

10 < P 150 2,65 2,65 3,00

150 < P 300 3,0 3,00 4,75

Tabela 018 - Corrente Nominal das Buchas de Baixa Tensão para Transformadores Monofásicos.

Potência de transformador (KVA)

Maior tensão secundária (V)

127 220 ou 230

5 a 15 160 160

25 400 160

Nota: O valor da tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437.

Tabela 019 - Corrente Nominal das Buchas de Baixa Tensão para Transformadores Trifásicos.

Potência de transformador (KVA)

Maior tensão secundária (V)

220 380

15 a 45 160 160

75 400 160

112,5 400 400

150 800 400

225 800 800

300 800 800

Nota: O valor da tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437.


49

Tabela 020 - Ensaios de Rotina.

Descrição Requisito Método de ensaio

Resistência dos enrolamentos – NBR – 5356-1

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

4.3, 4.7, 4.8 NBR – 5356-1

Impedância de curto-circuito e perdas em carga 4.6 NBR – 5356-1

Perdas em vazio e corrente de excitação 4.6 NBR – 5356-1

Tensão suportável a frequência industrial 4.2 NBR – 5356-3

Tensão induzida de curta duração NBR – 5356-3 NBR – 5356-3

Resistência de isolamento – NBR – 5356-1

Estanqueidade e resistência à pressão a frio 5.2 NBR – 5356-1

Nota: O valor da tensão nominal das buchas de baixa tensão será conforme estabelecido na NBR 5437

Tabela 021 - Ensaios de Tipo.

Descrição Requisito Método de Ensaio

Elevação de temperatura 4.1 e 4.5 NBR – 5356-2

Suportabilidade a impulso atmosférico 4.2 NBR – 5356-4 e NBR

– 5440 Anexo G

Ensaio de óleo isolante 5.1 NBR – 5440

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

5.3.3 e Anexo D NBR – 5440

Tabela 022 - Ensaios Especiais.

Descrição Requisito Método de Ensaio

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

– NBR – 5356-1

Suportabilidade a curto circuito 4.10 NBR – 5356-5

Nível de ruído audível 4.11 NBR – 7277

Medição de harmônicas da corrente de excitação – NBR – 5356-1

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

– NBR – 5356-1

Verificação da pintura nas partes interna e externa 5.11 e Anexo F NBR – 5440

Tensão de radiointerferência 54.9 NBR – 15121


50

Tabela 023 – Valores Máximos Garantidos de Corrente de Excitação para Transformadores Monofásicos, com Tensão Máxima de 15 kV, Núcleo de

Aço-Silício, Projetados com Corrente de Excitação Reduzida.

Potência do transformador

kVA

Corrente de excitação garantida para 105 % da

tensão nominal %

5 0,8

10 0,7

15 0,6

Anexo II – Ensaios para Verificação da Pintura do 16.

Tanque.

• Névoa Salina.

Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme a NBR 8094 (com entalhe na

vertical).

Deve resistir a 500 h de exposição contínua ao teste de névoa salina (solução a 5% da NaCl em

água). Não deve haver empolamento e a penetração máxima sob os cortes traçados será de 4

mm; os painéis devem ser mantidos em ângulo de 15º a 30º conforme a NBR 8094.

• Umidade.

Os painéis são colocados em ângulo de 15º a 30º em uma câmara com umidade relativa a 100% e

temperatura ambiente de 40 ± 1ºC. Após 250h de exposição, não podem ocorrer empolamentos

ou defeitos similares, quando ensaiados conforme ASTM D 870.

• Impermeabilidade.

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

empolamentos ou defeitos similares, quando ensaiados conforme ASTM D 870.

• Aderência.

Este ensaio deve ser executado conforme NBR 11003.

• Brilho.


51

O acabamento deve ter um brilho de 55 a 65 medido no Gardner Glossmeter a 60º de ângulo,

quando ensaiado conforme ASTM D 523.

• Resistência a Óleo Isolante.

Preparar os painéis somente com o esquema da pintura interna; Devem resistir a 106 horas

imersas em óleo a 110 ± 2º C, em alterações, quando ensaiados conforme NBR 6529.

• Resistência Atmosférica Úmida Saturada na Presença de SO2.

Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme NBR 8094 (com entalhe na

vertical).

Deve-se verificar a resistência a 100% de umidade relativa com duração conforme ASTM D 2247.

Deve-se verificar também a resistência ao SO2 (2,0L), em ciclos conforme DIN 50018.

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

absorção de água, carregamento e não pode apresentar manchas e corrosão.

Nota: O ciclo de 24 horas consiste em um período igual a 8 horas a 40 ± 2ºC na presença de SO2,

após o qual se desliga o aquecimento e abre-se a tampa do aparelho, deixando-se as peças no

ar, dentro do aparelho 16 horas à temperatura ambiente.

• Brisa Marítima.

Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme NBR 8094 (com entalhe na

vertical). Colocar os painéis em ângulo de 45º, com a face traçada voltada para o mar, a uma

distância deste de até 30 metros do limite da maré alta.

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

penetração na zona do corte de até 4mm, quando ensaiados conforme ASTM 1014.

• Determinação de Espessura de Camada de Tinta.

Este ensaio deve ser executado conforme NBR 10443.

Anexo III – Aprovação de Protótipo. 17.

Dados Técnicos de Transformadores de Distribuição

Nome do Fabricante


52

1) Características

1.1. Tipo (do fabricante): ______________________________________________

1.2. Potência nominal (KVA): ___________________________________________

1.3. Tensões nominais (kV): ____________________________________________

a) enrolamento de alta tensão:__________________________________________

b) enrolamento de baixa tensão:_________________________________________

1.4. Nível de Isolamento (kV) Alta Tensão Baixa Tensão

a) Tensão Suportável Nominal

de Impulso Atmosférico – onda Plena (valor de crista) ___________ ____________

a) Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico – Onda Plena reduzida (valor de crista): ___________ _____________

b)Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico – Onda Cortada (valor de crista): _______________________

c) Tensão suportável Nominal à Frequência Industrial durante 1 Minuto (valor eficaz): ________________________

1.5. Tensão de curto-circuito a 75ºC (%) na base de kVA, na relação ____ / _____ kV: ________________________

1.6. Corrente de excitação, na derivação principal (%): _________________________

1.7. Perdas em vazio, na derivação principal (W): _________________________

1.8. Perdas totais, na derivação principal a 75ºC (W): ________________________


53

1.9. Regulação (em %)

a) Fator de potência da carga igual a 0,8 a 75ºC. ________________________

b) Fator de potência da carga igual a 1,0 a 75ºC. ________________________

1.10. Rendimento (em %)

Fator de Potência da Carga 0,8 1,0

Da potência nominal 25 50 75 100 25 50 75 100

Rendimento (%)

1.11. Elevação e temperatura (ºC)

a) dos enrolamentos (método da variação da resistência): _________________________

b) do ponto mais quente dos enrolamentos: _________________________

c) do óleo isolante (medido próximo à superfície do líquido) _________________________

1.12. Massas (kg)

a) massa da parte ativa: ________________________

b) massa do tanque e tampa: ________________________

c) massa do óleo ________________________

d) massa total: ________________________

1.13. Espessura das chapas (mm)

Tampa: _________________________

Corpo: _________________________

Fundo: _________________________

Tubos, radiadores ou aletas: _________________________

1.14. Material dos enrolamentos

a) enrolamento de alta tensão: _________________________

b) enrolamento de baixa tensão: _________________________

1.15. Material das juntas de vedação:

Norma aplicável: _________________________


54

1.16. Método de preparo da chapa, tratamento anticorrosivo e pintura interna e externa a serem utilizados.

1.17. Óleo mineral isolante (designação, tipo e características).

1.18. Desenhos que devem acompanhar o protótipo:

a) vistas principais do transformador, mostrando a localização dos componentes e acessórios, dimensões e distâncias.

b) placa de identificação, com dizeres, dimensões e material utilizado.

c) o comutador de derivações interno, com dimensões, detalhes de fixação e material utilizado.

d) desenho esquematizado em planta e corte do conjunto núcleo-enrolamentos, indicando material utilizado e detalhes de montagem.

e) buchas de alta tensão e baixa tensão.

f) terminal de neutro dos transformadores monofásicos (quando for o caso).

1.19. Relatório completo de tipo e o ensaio para determinação da rigidez dielétrica do material do painel de comutação (quando for o caso), onde devem constar as seguintes informações:

a) Terminal de neutro dos transformadores monofásicos (quando for o caso).

b) Diagrama de ligação.

c) Instrumentos.

d) Constantes utilizadas nos ensaios.

e) Resultados obtidos.

1.20. Desvios e execuções à especificação.


55

Anexos IV – Desenhos. 18.


56

18.1. Transformadores Monofásicos – 02 Buchas Baixa Tensão – Desenho 001.

Notas: 1. Dimensões em Milímetros.

2. Figura Orientativa.

E ± 10%

24,2 ou 36,2kV

LEGENDA

1. BUCHA DE ALTA TENSÃO

2. BUCHAS DE BAIXA TENSÃO

3. ALÇA DE SUSPENSÃO

4. SUPORTE PARA FIXAÇÃO AO POSTE

5. COMUTADOR EXTERNO

6. PLACA DE IDENTIFICAÇÃO

7. DISPOSITIVO DE ATERRAMENTO

8. RADIADORES

9. ESTRUTURA DE APOIO

10. MARCAÇÃO DOS TERMINAIS EXTERNOS AT

11. MARCAÇÃO DOS TERMINAIS EXTERNOS BT

12. LUVA 1/2" COM VÁLVULA (OU PLUG PARA ESE)

TENSÃO MAXIMA DO

EQUIPAMENTO

15kV

P = 37,5 P > 37,5 P = 37,5 P > 37,5

COTAS MÁXIMAS

A 1.200 1.400 1.300 1.700

C 800 900 800 900

L 900 1.000 900 1.000

COTAS MÍNIMAS

G 50 50 50 50

TOLERÂNCIAS

D e B ± 5%

E 100 100 100 100

D 120 150 120 150

B 200 400 200 400

1

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2

X1 X2

A

ED

B

C

L

G

H1


57

3. P= Potência em KVA.

4. Os transformadores Classe 15 kV fornecidos á Energisa Sergipe devem possuir

buchas primárias classe 25 KV.

18.2. Transformadores Monofásicos – 03 Buchas Baixa Tensão – Desenho 002.

Notas:

1. Dimensões em Milímetros.



TOLERÂNCIAS

D e B ± 5%

E 100 100 100 100

D 120 150 120 150

B 200 400 200 400E ± 10%


1

3

4

5

6

7

8

9

10

11

122

LEGENDA








8. RADIADORES




TENSÃO MAXIMA DO

EQUIPAMENTO

15kV

P = 37,5 P > 37,5 P = 37,5 P > 37,5

COTAS MÁXIMAS

A 1.200 1.400 1.300 1.700

C 800 900 800 900

L 900 1.000 900 1.000

COTAS MÍNIMAS

G 50 50 50 50

24,2 ou 36,2kV

X1 X2 X3

A

ED

B

C

L

G

H1


58



18.3. Transformadores Trifásicos – Desenho - 003.

Notas:

1. Dimensões em Milímetros.





TOLERÂNCIASD e B ± 5%

E ± 10%


LEGENDA








8. RADIADORES




TENSÃO MAXIMA DO

EQUIPAMENTO

15 kV 24,2 ou 36,2kV

P = 45 45 < P = 150 P > 150 P = 45 45 < P = 150 P > 150

COTAS MÁXIMAS

A 1.300 1.300 1.800 1.600 1.600 2.000

C 1.300 1.350 1.650 1.400 1.450 1.700

L 750 950 1.150 900 950 1.200

COTAS MÍNIMAS

G 50 50 50 50 50 50

E 100 100 100 100 100 100

D 120 150 150 120 150 150

B 200 200 ou 400 400 200 200 ou 400 400

X1 X2 X3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11 X0

A

ED

B

C

L

G

H1 H2 H3


59

18.4. Suporte Fixação do Transformador ao Poste – Desenho - 004.


18±0,5

R 8 ± 0,25

6

Ø 40

R 9

R 9

439

10040 4920

143,5 143,5152

95 27

Ø 4Ø 4

TIPO 3 - (MONOFÁSICO ATÉ 25 kVA)

14±0,5

SUPORTE SUPERIOR

SUPORTE INFERIOR

150

16

5

38 38

76

10

03

03

5

40

150mín

76

±3

18±0,5 38

±1,5

150mín

76

±3

18±0,5

38

±1,5

70±5

T

18±0,5

260±6

38

±1,57

6±3

38

±1,5

70±5350 mín

T

T = DE ACORDO COM O DESENHO 03

TIPO 2 - (TRIFÁSICO ATÉ 300 kVA)

T = DE ACORDO COM O DESENHO 01

TIPO 1 - (MONOFÁSICO ATÉ 25 kVA)


60

18.5. Terminal de Ligação T2 1,3 kV -160/400 A – Desenho 005.


2. Material: Latão forjado;

3. Condutividade: Mínimo 25% IACC a 25°C.

4. Proteção superficial: Estanhado com camada mínima de 8µm ou aço inox rosca

completo, conforme NBR 6161 no pino tipo M12 Medidas em mm;

5. Quantidade: 04 unidades

6. Tolerância: Em Medidas sem indicação tolerância, admitir ±1%.

DENOMINAÇÃO TERMINAL

POTÊNCIA (kVA) DIMENSÕES

Monofásico A B C D E F G H I J L M N

1,3 / 160 5/10/15/25 15/30/45 50 20 30 15 5 20 10 12 6 25 M10 35

1,3 / 400 - 75/112,5 81 31 50 25 6 24 15 18 8 37 M16 48

74,5

94,5

CARACTERISTICAS ELÉTRICAS

TENSÃO NOMINAL 1,3 kV 1,3 kV

CORRENTE NOMINAL 160 A 400 A

TENSÃO APLICADA 60 Hz, 1 MINUTO A SECO E SOB CHUVA 10 kVef 10 kVef

TENSÃO SUPORTÁVEL DE IMPULSO ATMOSFÉRICO 30 kVcr 30 kVcr

DISTÂNCIA DE ARCO EXTERNO 47 mm 60 mm

DISTÂNCIA DE ESCOAMENTO 50 mm 65 mm

N

J

I

L±0,3

M

H

E 44,5±0,2 E

D±0,8

F

14±0,

2

E

C

B±0,8

A±0,8

12±0,3

40

+0,

5-0

12±0,3

19

8

12±0,3

PORCA SEXTAVADA

ARRUELA DE PRESSÃO

NOTAS:MATERIAL: LATÃO FORJADOCONDUTIVIDADE: MÍNIMO 25% IACC A 25°CPROTEÇÃO SUPERFICIAL: ESTANHADO COM CAMADA MÍNIMA DE 8 µm OU AÇO INOX

ROSCA COMPLETA NO PINO TIPO M12MEDIDAS EM mmQUANTIDADE: 02 un

NOTAS:

MATERIAL: LATÃO FORJADO

CONDUTIVIDADE: MÍNIMO 25% IACC A 20°CPROTEÇÃO SUPERFICIAL: ESTANHADO COM CAMADA MÍNIMA DE 8 µ m

ROSCA MÉTRICA, CONFORME NBR 6161

TOLERÂNCIA: EM MEDIDAS SEM INDICAÇÃO DE TOLERÂNCIA, ADMITIR ± 1%

Trifásico


61

18.6. Dispositivo de Aterramento em Trafo para Instalação em Poste – Desenho 007.

‘ Notas: 1. Conector: Liga de Cobre, com teor superior a 85%, teor de zinco inferior a 6%,

condutividade elétrica mínima 25% IACS a 20°C estanhado com espessura mínima de

estanho com espessura mínima de estanho não inferior a 8µm;

2. Parafuso de cabeça sextavada: Aço- Carbono galvanizado, aço inoxidável ou liga de

cobre;

3. Arruelas de Pressão: Aço-carbono galvanizado, aço inoxidável ou bronze fosforoso;

4. Porca Sextavada: Aço-carbono, aço inoxidável ou liga de cobre;

5. Arruelas Lisa: Aço-carbono galvanizado inoxidável ou liga de cobre.

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

Necessidade de Desmonte.

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

CARACTERISTICAS ELÉTRICAS

TENSÃO NOMINAL 1,3 kV

CORRENTE NOMINAL 800 A

TENSÃO APLICADA 60 Hz, 1 MINUTO A SECO E SOB CHUVA 10 kVef

TENSÃO SUPORTÁVEL DE IMPULSO ATMOSFÉRICO 30 kVcr

DISTÂNCIA DE ARCO EXTERNO 81 mm

DISTÂNCIA DE ESCOAMENTO 87 mm

25

38 -0

40

+2

PARA CONDUTORES DE ALUMÍNIO E COBRE

DE Ø3,2mm A Ø10,5mm.

UNIDADE: mm

+3

-0

-0+2

ROSCA M12 x 1,75


62

18.7. Dispositivo de Aterramento Adicional em X2 – Trafo 1Ø – Desenho 008.

Notas:

1. Arruelas Lisa a 12;

2. Arruelas Lisa a 8,5;

3. Arruela de pressão B12;

4. Porca Sextavada M12;

5. Porca Sextavada M8;

6. Parafuso de Latão ou aço inox soldado ao tanque;

7. Lâmina de Cobre estanho: Espessura =0,5 mm (Mínimo) Largura = 25 mm (Mínimo);

8. Largura de Pressão M8

X2


63

18.8. Diagramas de Ligação - Transformadores 1Ø e 3Ø – Desenho 009.

15, 24,2 e 36,2kV

POLARIDADE SUBSTRATIVA

FASE-NEUTRO

NÚCLEO ENVOLVIDO

53

64

H1

X1

H2t

X3X2

DIAGRAMA FASORIAL Dyn1

15, 24,2 e 36,2kV

TRANSFORMADOR TRIFÁSICO

1310

1411

1512

74

85

96

H1

X1

H2

X2

H3

X3X0

X1

H1

35

46

X2

H2t

NÚCLEO ENVOLVIDO

POLARIDADE SUBSTRATIVA

15, 24,2 e 36,2kV

FASE-NEUTRO

2 BUCHAS 3 BUCHAS


64

18.9. Placa de Identificação para Transformadores 1Ø(02 bucha) – Desenho 010.

Legenda:

1- Nome e demais dados do fabricante e local de fabricação;

2- Número de série de fabricação;

3- Mês(Três primeiras Letras) e ano de fabricação;

4- Potência em quilovolts-ampere;

5- Impedância de Curto – Circuito, em percentagem;

6- Tipo de óleo isolante (A, B ou Vegetal);

7- Tensões Nominais de Alta Tensão;

8- Tensões Nominais de Baixa Tensão;

9- Diagrama de Ligação Fasorial(Por Exemplo: Dyn1);

10- Diagrama de Ligação dos enrolamentos;

11- Volume total do liquido isolante do transformador em litros;

12- Massa total do Transformador, em quilogramas;

13- Número da placa de identificação;

14- Elevação de temperatura óleo/enrolamento;

15- Material dos enrolamentos AT/BT (Por Exemplo: Alumínio/Cobre);

16- Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex: TR-ER /

TR-PC / TR-NA);

TRANSFORMADOR MONOFÁSICO

NBR 5440NORMA

TIPO ÓLEO ISOLANTE

DATA FABRICAÇÃO (c)

kVA

IMPEDÂNCIA

Nº

(a)

(e) %

V POSCOMUTADOR

LIGA

(g)

ALTA TENSÃO

V TERMINAIS

X1 X2(h)

BAIXA TENSÃO

ELEVAÇÃO DE TEMPERATURA ÓLEO / ENROLAMENTO

(k) MASSA TOTAL (l) kg PINº (m)

(p)

105±1

95±0,5

148±1

138±0,5

4,5

(b)

(d)

(f)

1

2

3

LVOLUME

MATERIAL DOS ENROLAMENTO AT / BT

NÍVEL DE EFICIÊNCIA

(n)

(o)

(q) ISENTO DE PCB

º C

4

TERMINAIS

H1 H2T

13

24

H1

X1

H2T

X2

POL. SUBTRATIVA

5 6


65

18.10. Placa de Identificação Para Transformadores 1Ø(03 Bucha) - Desenho 011.

Legenda:

















TR-PC / TR-NA);

TRANSFORMADOR MONOFÁSICO

NBR 5440NORMA

TIPO ÓLEO ISOLANTE


kVA

IMPEDÂNCIA

Nº

(a)

(e) %

V POSCOMUTADOR

LIGA

(g)

ALTA TENSÃO

V TERMINAIS

X1 X2 X3(h)

BAIXA TENSÃO



(p)

105±1

95±0,5

148±1

138±0,5

4,5

(b)

(d)

(f)

1

2

3

LVOLUME



(n)

(o)

(q) ISENTO DE PCB

º C

4

TERMINAIS

H1 H2T

13

24

H1

X1

H2T

X3X2

POL. SUBTRATIVA

5 6


66

18.11. Placa de Identificação para Transformadores 3Ø – Desenho 012.

Legenda:
















TRANSFORMADOR TRIFÁSICO

NBR 5440NORMA

TIPO ÓLEO ISOLANTE


kVA

IMPEDÂNCIA

Nº

(a)

(e) %

V POS COMUTADOR LIGA

(g)

ALTA TENSÃO

V LIGAÇÃO

(r)(h)

BAIXA TENSÃO



(p)

105±1

95±0,5

148

±1

138

±0

,54

,5(b)

(d)

(f)

LIG.

1

2

3

TERMINAISH1 H2 H3

TERMINAIS

X0 X1 X2 X3

LVOLUME



(n)

(o)

(s)

(i)

ISENTO DE PCB

º C

31

24

H1

X1

H2

X2

H3

X3X0

DIAGRAMA FASORIAL Dyn1

6

531

246

531

246

5

(q)

4


67


TR-PC / TR-NA);

17- Símbolo do Diagrama de ligação AT (Por Exemplo: Δ);

18- Símbolo do Diagrama de ligação BT (Por Exemplo: Y);

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

18.12. Embalagem Desenho 013.

Notas: 1. A espessura mínima das réguas utilizadas deve ser de 25 mm.

2. O Reforço contral, para os transformadores acima de 250 kg.

VISTA DE CIMA

A

VER NOTA 2

VISTA DE A

300 mín. 300 mín.

150


68

18.13. Dispositivo da Codificação a ser Pintado no Transformador - Desenho 014.

Notas: 1. O tipo de transformador será identificado da seguinte forma:

Transformadores com perdas capitalizadas TR-PC. Transformadores com núcleo amorfo TR-NA. Transformadores com corrente de excitação reduzida TR-ER.

2. O fabricante optando pelo exemplo 3, as informações da tampa e do fundo, deve ser

coincidente e, obrigatórias nos dois locais. Porém na tampa dispensa-se a sigla

AL

G - 08/15

AL

G - 08/15

energisa

00000

00000

IDENTIFICAÇÃO DO

Nº PATRIMONIAL

28

50

7

28

50

7

SIGLA DA EMPRESA 50

TIPO DE TRANSFORMADOR (NOTA 1) 50

IDENTIFICAÇÃO DO Nº PATRIMONIAL 50

ESPAÇO 50

ESPAÇO 50

ESPAÇO 50

POTÊNCIA DO TRAFO 50

Nota 1

EXEMPLO 2

0H - 00kVA

00000

EXEMPLO 1

50 ELO FUSÍVEL E POTÊNCIA DO TRAFO

50 ESPAÇO

50 IDENTIFICAÇÃO DO Nº PATRIMONIAL

50 ESPAÇO

50 SIGLA DA EMPRESA

00000

energisa

0H - 00kVA

MODELO DAS LETRAS E NºS(COR PRETA)

00kVA

0H - 00kVA

energisa

FUNDO

TAMPA

EXEMPLO 3 (ESPECÍFICO)

50 ESPAÇO

50 TIPO DE TRANSFORMADOR (NOTA 1)TR-PC

TR-PC

TR-PC

AL

G - 08/15


69

concessionária. Também neste caso será gravado o tipo de transformador informado

conforme nota 01.

3. A Altura da letra será compatível com o espaço disponível do fabricante. Não podendo

ser inferior a 20 mm.

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

5. Medidas em Milímetros.

18.14. Dispositivo para Fixação de para Raios em Transformadores Monofásicos - Desenho 015.

Notas: 1. Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quadrado, aço carbono, classe 3.6, proteção

superficial zincagem por imersão a quente.

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

3. Suporte para fixação de para-raios.

-2

DETALHE A

DETALHE A

24±2

40

+1

19±0,5 66 mínimo

4,7

6

38

-0+0,5

H1Ø

14

X1 X2 X3


70

18.15. Dispositivo para Fixação de para Raios em transformadores Trifásicos - Desenho 016.

Notas: 1. Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quadrado, aço carbono, classe 3.6, proteção

superficial zincagem por imersão a quente.

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

3. Suporte para fixação de para-raios.

-0+0,5

40+1 -2

38

4,76

A

ED

B

C

L

G

H1 H2 H3

24±2

14

X0 X1 X2 X3


71

18.16. Parafuso de Cabeça Sextavada – M12x40 – Desenho 017.

Notas: 1. Material: Latão forjado com proteção superficial de estanho com camada de 8µm ou

aço inox.

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

3. Rosca Completa no pino tipo M12.

4. Medidas em mm.

19

8

12±0,3

PORCA SEXTAVADA

ARRUELA DE PRESSÃO

12±0,3

40

+0

,5

-0

12±0,3


72

18.17. Identificação de Transformador com Enrolamentos de Alumínio– Desenho 018.

18.18. Identificação de Transformador com Enrolamentos de Metal Amorfo Desenho 019.


73

18.19. Identificação de Transformador Monofásico – Projetado com Corrente de Excitação Reduzida - Desenho 020.


74

transformadores para redes aéreas de distribuição tcnicas/ndu 008... · 2018-01-26 · • nbr...

Documents