Especificação Técnica Unificada ETU

Transformador de distribuição tipo

seco

ENERGISA/GTD-NRM/N.º057/2020

Especificação Técnica Unificada

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 Registradas (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:

Equipe técnica de elaboração da ETU-109.3

Grupo Energisa Grupo Energisa

Augustin Gonzalo Abreu Lopez Hitalo Sarmento de Sousa Lemos

Grupo Energisa Grupo Energisa

Danilo Maranhão de Farias Santana Ricardo Campos Rios

Grupo Energisa Grupo Energisa

Eduarly Freitas do Nascimento Ricardo Machado de Moraes

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

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 6.1.1 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 VIDA ÚTIL ... 23

6.6 GARANTIA ... 24

6.7 NUMERAÇÃO DE PATRIMÔNIO... 24

6.8 INCORPORAÇÃO AO PATRIMÔNIO DA ENERGISA ... 25

7 CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS ... 25

7.1 CONDIÇÕES DE SOBRECARGA ... 25

7.2 POTÊNCIA NOMINAL ... 26

7.3 TENSÃO NOMINAL ... 26

7.4 NÍVEIS DE ISOLAMENTO ... 26

7.5 DERIVAÇÕES (TAPS) E TENSÕES NOMINAIS ... 26

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 ... 28

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 ... 29

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 ... 30

8.5 TERMINAL DE ATERRAMENTO ... 31

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 ... 32

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

8.10 RESISTÊNCIA AO MOMENTO DE TORÇÃO ... 33

8.11 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO ... 33 8.12 FERRAGENS EXTERNAS ... 36 8.13 MASSA DO TRANSFORMADOR ... 36 9 PARTE ATIVA ... 36 9.1 NÚCLEO ... 36 9.2 ENROLAMENTOS ... 37

9.3 SISTEMA DE COMUTAÇÃO DE TENSÕES ... 38

10.1 CONDIÇÕES GERAIS ... 38

10.2 ACABAMENTO EXTERNO ... 39

10.3 MARCAÇÃO DOS ENROLAMENTOS E TERMINAIS ... 40

10.4 NUMERAÇÃO DE SÉRIE DE FABRICAÇÃO ... 40

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 ... 45

11.2.1 Ensaios de tipo (T) ... 45

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 ... 48

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 ... 49

11.3.9 Curto-circuito ... 49

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 ... 50

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 ... 51

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

12 PLANOS DE AMOSTRAGEM ... 55

12.1 ENSAIOS DE TIPO ... 55

12.2 ENSAIOS DE RECEBIMENTO ... 55

12.3 ENSAIOS DE ESPECIAIS ... 55

13.1 INSPEÇÃO GERAL ... 55

13.2 ENSAIOS DE PINTURA ... 56

13.3 FERRAGEM ... 56

14 NOTAS COMPLEMENTARES ... 56

15 HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO ... 56

16 VIGÊNCIA ... 57

17 TABELAS ... 58

TABELA 1 - Códigos padronizados ... 58

TABELA 2 - Níveis de isolamento ... 62

TABELA 3 - Derivações e relação de tensões ... 63

TABELA 4 - Limites de elevação de temperatura dos enrolamentos ... 64

TABELA 5 - Valores garantidos de perdas, correntes de excitação e tensões de curto-circuito em transformadores trifásicos ... 65

TABELA 6 - Tolerância de valores de ensaio ... 71

TABELA 7 - Diagrama fasorial ... 72

TABELA 8 - Níveis de ruído máximos ... 72

TABELA 9 - Momento de torção ... 73

TABELA 10 - Informações constantes no QR-CODE e RFID ... 74

TABELA 11 - Plano de amostragem para ensaios de recebimento ... 75

TABELA 12 - Relação de ensaios ... 77

18 DESENHOS ... 78

DESENHO 1 - Transformador trifásico ... 78

DESENHO 2 - Terminal de aterramento ... 80

DESENHO 3 - Placa de identificação - Modelo ... 81

DESENHO 4 - Diagramas de ligação ... 82

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

• 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 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

• 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

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:

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

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

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

5.12.2 Enrolamento secundário

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.

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.

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:

• 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;

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.

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;

• 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.

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

Vida útil

Os transformadores de distribuição a seco devem ter vida média, mínima, de 25 (vinte e cinco) anos a partir da data de fabricação, contra qualquer falha das unidades do lote fornecidas, baseada nos seguintes termos e condições:

• Não se admitem falhas, no decorrer dos primeiros 15 (quinze) anos de vida útil, provenientes de processo fabril;

• A partir do 15º ano, admite-se 0,5% de falhas para cada período de 5 (cinco) anos, acumulando-se, no máximo, 1,0% 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.

6.6

Garantia

O período de garantia dos transformadores de distribuição a seco, 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 (COM), o prazo de garantia deverá ser de 24 (vinte e quatro) meses.

6.7

Numeração de patrimônio

Devem conter a numeração de patrimônio, sequencial patrimônio, fornecida pela Energisa, posicionada da maneira indicada nos Desenho 1.

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:

XIV. 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 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:

• 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

• 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:

XV. Os transformadores devem ser expedidos na derivação (TAP) correspondente à tensão primária nominal.

7.6

Frequência nominal

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 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.

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

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

O transformador deve atender os requisitos estabelecidos para as classes: • F1 - Combustão;

• E2 - Ambiental; e • C2 - Climática.

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.

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.

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.

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.

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:

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

8.10 Resistência ao momento de torção

Os conectores devem suportar, sem avarias na rosca ou ruptura de qualquer parte dos componentes, os momentos mínimos de torção indicados na Tabela 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; 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.

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.

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:

XVII. 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.

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:

XVIII. 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;

XIX. 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;

O comutador deve suportar a mesma sobrecorrente, devida a curto-circuito, que o enrolamento ao qual esteja ligado.

10 PINTURA E MARCAÇÕES

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:

XX. 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:

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,

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 para a esquerda.

Todos os terminais de baixa tensão devem possuir as mesmas características e dimensões construtivas, inclusive o de neutro, e esse ser marcado com a letra correspondente ao enrolamento, seguida do número zero, ou seja, X0.

O terminal X0 deve ficar localizado à esquerda, ao se observar o transformador do lado de baixa tensão; os demais terminais devem acompanhar a sequência numérica, da esquerda para a direita.

No comutador de derivações, a indicação das posições deve ser feita com caracteres gravados em baixo relevo e pintados com tinta branca.

O fabricante deverá puncioná-la nos seguintes locais: a) Na placa de identificação;

b) Em uma das barras de aperto superiores do núcleo.

A marcação deve ser indelével com tinta branca, resistente a agentes externos, tamanho dos caracteres 30 mm.

O fabricante deve fornecer à Energisa, após a liberação dos equipamentos, uma relação em que conste o número de série de fabricação de cada transformador com o respectivo número patrimonial.

10.5 Sinalização de advertência de risco de choque elétrico

As sinalizações de segurança e identificações devem seguir as prescrições conforme Desenho 5.

11 INSPEÇÃO E ENSAIOS

11.1 Generalidades

a) Os transformadores de distribuição devem ser submetidos a inspeção e ensaios na fábrica, de acordo com esta Especificação Técnica e com as normas da ABNT aplicáveis, na presença de inspetores credenciados pela Energisa, devendo a Energisa ser comunicada pelo fornecedor com pelo menos 15 (quinze) dias de antecedência se fornecedor nacional e 30 (trinta) dias se fornecedor estrangeiro, das datas em que os lotes estiverem prontos para inspeção final, completos com todos os acessórios.

b) A Energisa reserva-se ao direito de inspecionar e testar os transformadores de distribuição e o material utilizado durante o período de fabricação, antes do embarque ou a qualquer tempo em que julgar necessário. O fabricante deverá proporcionar livre acesso do inspetor aos laboratórios e às instalações onde os transformadores de distribuição em questão estiverem sendo fabricados,

O inspetor poderá exigir certificados de procedências de matérias-primas e componentes, além de fichas e relatórios internos de controle.

c) O fornecedor deve apresentar, para aprovação da Energisa, o seu Plano de Inspeção e Testes, que deverá conter as datas de início da realização de todos os ensaios, os locais e a duração de cada um deles, sendo que o período para inspeção deve ser dimensionado pelo proponente de tal forma que esteja contido nos prazos de entrega estabelecidos na proposta de fornecimento. O plano de inspeção e testes deve indicar os requisitos de controle de qualidade para utilização de matérias primas, componentes e acessórios de fornecimento de terceiros, assim como as normas técnicas empregadas na fabricação e inspeção dos transformadores de distribuição.

d) Certificados de ensaio de tipo previstos no item 11.2 para transformadores de distribuição de características similares ao especificado, porém aplicáveis, podem ser aceitos desde que a Energisa considere que tais dados comprovem que os transformadores de distribuição propostos atendem ao especificado. Os dados de ensaios devem ser completos, com todas as informações necessárias, tais como métodos, instrumentos e constantes usadas e indicar claramente as datas nas quais os mesmos foram executados. A decisão final, quanto à aceitação dos dados de ensaios de tipos existentes, será tomada posteriormente pela Energisa, em função da análise dos respectivos relatórios. A eventual dispensa destes ensaios somente terá validade por escrito.

e) Os ensaios para aprovação do protótipo podem ser dispensados parcial ou totalmente, a critério da Energisa, caso já exista um protótipo idêntico aprovado. Se os ensaios de tipo forem dispensados, o fabricante deve emitir um relatório completo destes ensaios, com todas as informações necessárias, tais como, métodos, instrumentos e constantes usadas. A eventual dispensa destes ensaios pela Energisa somente terá validade por escrito.

Entretanto, é reservado à Energisa o direito de rejeitar esses relatórios, parcialmente ou totalmente, se os mesmos não estiverem conforme prescritos nas normas ou não corresponderem aos transformadores de distribuição especificados.

f) O fabricante deve dispor de pessoal e aparelhagem próprios ou contratados, necessários à execução dos ensaios. Em caso de contratação, deve haver aprovação prévia por parte da Energisa.

g) O fabricante deve assegurar ao inspetor da Energisa o direito de familiarizar-se, em detalhes, com as instalações e equipamentos a serem utilizados, estudar todas as instruções e desenhos, verificar calibrações, presenciar ensaios, conferir resultados e, em caso de dúvida, efetuar novas inspeções e exigir a repetição de qualquer ensaio.

h) Todos os instrumentos e aparelhos de medição, máquinas de ensaios etc., devem ter certificado de aferição emitido por instituições acreditadas pelo INMETRO ou órgão internacional compatível, válidos por um período de 2 (dois) anos. Por ocasião da inspeção, devem estar ainda dentro deste período, podendo acarretar desqualificação do laboratório o não cumprimento dessa exigência.

i) A aceitação dos transformadores de distribuição e/ou a dispensa de execução de qualquer ensaio:

• Não exime o fabricante da responsabilidade de fornecê-lo de acordo com os requisitos desta Especificação Técnica;

• Não invalida qualquer reclamação posterior da Energisa a respeito da qualidade do material e/ou da fabricação.

Em tais casos, mesmo após haver saído da fábrica, os transformadores de distribuição podem ser inspecionados e submetidos a ensaios, com prévia notificação ao fabricante e, eventualmente, em sua presença. Em caso de qualquer discrepância em relação às exigências desta Especificação Técnica, eles podem ser rejeitados e sua reposição será por conta do fabricante.

j) Após a inspeção dos transformadores de distribuição, o fabricante deverá encaminhar à Energisa, por lote ensaiado, um relatório completo dos ensaios efetuados, em uma via, devidamente assinada por ele e pelo inspetor credenciado pela Energisa.

k) Esse relatório deverá conter todas as informações necessárias para o seu completo entendimento, tais como, métodos, instrumentos, constantes e valores utilizados nos ensaios, além dos resultados obtidos.

l) Todas as unidades de produto rejeitadas, pertencentes a um lote aceito, devem ser substituídas por unidades novas e perfeitas, por conta do fabricante, sem ônus para a Energisa, sendo o fabricante responsável pela recomposição de unidades ensaiadas, quando isto for necessário, antes da entrega à Energisa.

m) Nenhuma modificação nos transformadores de distribuição deve ser feita "a posteriori" pelo fabricante sem a aprovação da Energisa. No caso de alguma alteração, o fabricante deve realizar todos os ensaios de tipo, na presença do inspetor da Energisa, sem qualquer custo adicional.

n) A Energisa poderá, a seu critério, em qualquer ocasião, solicitar a execução dos ensaios de tipo para verificar se os transformadores de distribuição estão mantendo as características de projeto preestabelecidas por ocasião da aprovação dos protótipos.

o) Para efeito de inspeção, os transformadores de distribuição deverão ser divididos em lotes, por tipo. A rejeição do lote, em virtude de falhas constatadas nos ensaios, não dispensa o fabricante de cumprir as datas de entrega acordadas. Se, na conclusão da Energisa, a rejeição tornar impraticável a entrega dos transformadores de distribuição nas datas previstas, ou tornar evidente que o fabricante não será capaz de satisfazer às exigências estabelecidas nesta Especificação Técnica, a mesma reserva-se ao direito de rescindir todas as obrigações e obter o material de outro

fornecedor. Em tais casos, o fabricante será considerado infrator do contrato e estará sujeito às penalidades aplicáveis.

p) O custo dos ensaios deve ser por conta do fabricante.

q) A Energisa reserva-se ao direito de exigir a repetição de ensaios em lotes já aprovados. Nesse aspecto, as despesas serão de responsabilidade da mesma, caso as unidades ensaiadas forem aprovadas na segunda inspeção, caso contrário, incidirão sobre o fabricante.

r) Os custos da visita do inspetor da Energisa, tais como, locomoção, hospedagem, alimentação, homem-hora e administrativos, correrão por conta do fabricante se:

• Na data indicada na solicitação de inspeção os transformadores de distribuição não estiverem prontos;

• O laboratório de ensaio não atender às exigências citadas nas alíneas 11.1.f até 11.1.h;

• O material fornecido necessitar de acompanhamento de fabricação ou inspeção final em subfornecedor, contratado pelo fornecedor, em localidade diferente da sua sede;

• O material necessitar de reinspeção por motivo de recusa;

• Os ensaios de recebimento e/ou tipo forem efetuados fora do território brasileiro.

11.2 Relação de ensaios

Todos os ensaios relacionados estão constando na Tabela 12.

11.2.1 Ensaios de tipo (T)

a) Tensão suportável à frequência industrial, conforme item 11.3.3; b) Tensão induzida de curta duração, conforme item 11.3.4;

c) Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, conforme item 11.3.5; d) Elevação de temperatura, conforme item 11.3.6;

e) Nível de ruído, conforme item 11.3.7;

f) Nível de tensão de rádio interferência, conforme item 11.3.8; g) Curto-circuito, conforme item 11.3.9;

h) Ensaios do comutador, conforme item 11.3.22.

11.2.2 Ensaios de recebimento (RE)

São ensaios de recebimento (RE) são constituídos dos ensaios relacionados abaixo: a) Inspeção geral, conforme item 11.3.1;

b) Verificação dimensional, conforme item 11.3.2;

c) Tensão suportável à frequência industrial, conforme item 11.3.3; d) Tensão induzida de curta duração, conforme item 11.3.4;

e) Resistência elétrica dos enrolamentos, conforme item 11.3.10; f) Relação de transformação, conforme item 11.3.11;

g) Deslocamento angular e sequência de fase, conforme item 11.3.12; h) Impedância de curto-circuito, conforme item 11.3.13;

i) Perdas em vazio e em carga, conforme item 11.3.14; j) Corrente de excitação, conforme item 11.3.15;

k) Ensaio de descargas parciais, conforme item 11.3.16; l) Espessura da camada de tinta, conforme item 11.3.17; m) Aderência da camada de tinta, conforme item 11.3.18; n) Verificação do torque nos terminais, conforme item 11.3.19; o) Zincagem, conforme item 11.3.20;

p) Estanhagem dos terminais, conforme item 11.3.21; q) Ensaios do comutador, conforme item 11.3.22.

11.2.3 Ensaio especiais (E)

São ensaios especiais (E) são constituídos dos ensaios relacionados abaixo:

a) Tensão suportável nominal de impulso atmosférico, conforme item 11.3.5; b) Elevação de temperatura, conforme item 11.3.6;

c) Nível de ruído, conforme item 11.3.7;

d) Nível de tensão de rádio interferência, conforme item 11.3.8; e) Curto-circuito, conforme item 11.3.9;

f) Resistência elétrica dos enrolamentos, conforme item 11.3.10; g) Relação de transformação, conforme item 11.3.11;

h) Impedância de curto-circuito, conforme item 11.3.13; i) Perdas em vazio e em carga, conforme item 11.3.14; j) Corrente de excitação, conforme item 11.3.15; k) Ensaios do comutador, conforme item 11.3.22.

11.3 Descrição dos ensaios

11.3.1 Inspeção geral

Antes de serem efetuados os demais ensaios deve ser feita uma inspeção geral para verificar:

a) Acondicionamento e identificação das embalagens, conforme item 6.3. b) Pintura e marcações, conforme item 10;

c) Placa de identificação, conforme item 8.11; d) Sinalizações de advertência, conforme item 10.5;

A não conformidade dos requisitos acima determinará a sua rejeição.

11.3.2 Verificação dimensional

Deve ser verificado:

a) Se os transformadores possuem os componentes e acessórios requeridos de acordo com o item 8;

b) Se as dimensões estão de acordo com os Desenho 1;

c) A conformidade com a indicação da massa constante da placa de identificação.

NOTA:

XXI. É aceitável uma variação máxima de 3% entre a massa encontrada e a indicada na placa de identificação.

A não conformidade dos requisitos acima determinará a sua rejeição.

11.3.3 Tensão suportável nominal de impulso atmosférico