Elaborado em: Página: ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA. Código: Revisão: Título: TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO 1 FINALIDADE

1 FINALIDADE

Esta Norma especifica e padroniza as características mínimas exigíveis para o transformador de distribuição monofásico e trifásico, imerso em óleo, utilizado nas Redes de Distribuição da CEMAR e da CELPA, doravante denominadas CONCESSIONÁRIA.

2 CAMPODEAPLICAÇÃO

Aplica-se à Gerência de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico, Gerência de Manutenção e à Gerência de Suprimentos e Logística, no âmbito da CONCESSIONÁRIA. Também se aplica a todas as empresas responsáveis pela fabricação/fornecimento deste item à CONCESSIONÁRIA.

3 RESPONSABILIDADES

• Gerência de Normas e Padrões: Especificar e padronizar as características transformador de distribuição monofásico e trifásico, imerso em óleo utilizado na rede de distribuição da CONCESSIONÁRIA.

• Gerencia de Expansão e Melhoria do Sistema Elétrico: Utilizar material em conformidade com esta Norma.

• Gerência de Manutenção do Sistema Elétrico: Utilizar material em conformidade com esta Norma. • Gerência de Suprimentos e Logística: Solicitar em sua rotina de aquisição material conforme

especificado nesta Norma.

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

4 DEFINIÇÕES

4.1 ANP

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), autarquia integrante da Administração Pública Federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia.

4.2 Exudação

4.3 Transformador

Equipamento estático de indução eletromagnética, cuja finalidade é transformar um sistema de correntes variáveis em um ou em vários outros sistemas de correntes variáveis, de intensidade e tensão, em geral, diferentes, e de frequência igual.

4.4 Transformador de Distribuição

Encontrado nos postes e entradas de força em alta tensão, são de alta potência e projetados para ter alta eficiência, de modo a minimizar o desperdício de energia e o calor gerado. Possui refrigeração a óleo, que circula pelo núcleo dentro de uma carapaça metálica com grande área de contato com o ar exterior. Seu núcleo também é de chapas de aço silício de grão orientado ou de metal amorfo, e pode ser monofásico ou trifásico (três pares de enrolamentos).

Transformador que rebaixa a tensão de uma rede de distribuição de média tensão ao nível de utilização do consumidor final.

4.5 Zincagem por Imersão à Quente

Processo de revestimento de peças de aço ou ferro fundido, de qualquer tamanho, peso, forma e complexidade, com camada de zinco, visando sua proteção contra a corrosão.

5 REFERÊNCIAS

[1] NBR 5034:1989 – Buchas para tensões alternadas superiores a 1 kV; [2] NBR 5356 - 1:2010 - Transformadores de Potência - Parte 1: Generalidades; [3] NBR 5356-2:2007 - Transformadores de potência - Parte 2: Aquecimento ;

[4] ABNT NBR 5356-4:2007 - Transformadores de potência - Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores;

[5] NBR 5405:1983 – Materiais isolantes sólidos - Determinação da rigidez dielétrica sob freqüência industrial;

[6] NBR 5433 – Redes de distribuição aérea rural de energia elétrica; [7] NBR 5434 – Redes de distribuição aérea urbana de energia elétrica;

[8] NBR 5435:1984 – Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 15 kV e 25,8 kV - 160 A - Dimensões;

[9] NBR 5437 – Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 1,3 kV - 160 A, 400 A e 800 A - Dimensões;

[10] NBR 5440:1999 – Transformadores para redes aéreas de distribuição - Padronização; [11] NBR 5458:2010 – Transformador de potência - Terminologia;

[12] NBR 6323:2007 – Galvanização de produtos de aço ou ferro fundido - Especificação; [13] NBR 6649:1986 – Chapas finas a frio de aço-carbono para uso estrutural;

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

[15] NBR 7036:1990 – Recebimento, instalação e manutenção de transformadores de potência para distribuição, imersos em líquidos isolantes;

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

[17] NBR 11888:2008 – Bobinas e chapas finas a frio e a quente de aço-carbono e aço de baixa liga e alta resistência - Requisitos gerais;

[18] NBR 15121:2004 - Isolador para alta-tensão - Ensaio de medição da radiointerferência;

[19] NBR 5356-5:2010 - Transformadores de potência - Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-circuitos;

[20] NBR 5915-2:2013 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio Parte 2: Aços para estampagem; [21] NBR 5590:2012 Tubos de açocarbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou galvanizados

-Especificação;

[22] NBR NM IEC 60811-4–1-Métodos de ensaios comuns para materiais de isolação e de cobertura de cabos elétricos - Parte 4: Métodos específicos para os compostos de polietileno e polipropileno. Capítulo 1: Resistência à fissuração por ação de tensões ambientais - Ensaio de enrolamento após envelhecimento térmico no ar - Método do índice de fluidez - Determinação do teor de negro de fumo e/ou de carga mineral em polietileno;

[23] NBR IEC 60085:2012 - Isolação elétrica — Avaliação térmica e designação; [24] NBR IEC/TR 60815:2005 - Guia para seleção de isoladores sob condições de poluição;

[26] NBR ISO 262:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Seleção de diâmetros para parafusos e porcas;

[27] NBR ISO 68-1:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Perfil básico - Parte 1: Rosca métrica para parafusos;

[28] NBR ISO 965-1:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Tolerâncias - Parte 1: Princípios e dados básicos;

[29] NBR ISO 965-2:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Tolerâncias - Parte 2: Limites dimensionais para roscas internas e externas de uso geral - Qualidade média;

[30] NBR ISO 965-3:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Tolerâncias - Parte 3: Afastamentos para roscas de construção;

[31] NBR ISO 965-4:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Tolerâncias - Parte 4: Dimensões limites para roscas externas zincadas por imersão a quente, para montagens com roscas internas com posição de tolerância H ou G, após a zincagem;

[32] NBR ISO 965-5:2004 – Rosca métrica ISO de uso geral - Tolerâncias - Parte 5: Dimensões limites para roscas internas zincadas por imersão a quente, para montagens com roscas externas com posição de tolerância H, antes da zincagem.

[33] RESOLUÇÃO ANP Nº 25/2005 – Dispõe sobre o Regulamento Técnico ANP nº 4/2005, que estabelece as especificações dos óleos minerais isolantes tipo A e tipo B, de origem nacional ou importado. Revoga a Portaria DNC nº 46/94 e a Resolução CNP nº 09/88;

[34] SIS 05.5900 – Padrões visuais para preparo de superfície de aço carbono para pintura;

[35] SS-EN ISO 8501-1:2007 - Preparation of steel substrates before application of paints and related products - Visual assessment of surface cleanliness - Part 1: Rust grades and preparation grades of uncoated steel substrates and of steel substrates after overall removal of previous coatings (ISO 8501-1:2007);

[36] SSPC-SP 1 - Solvent Cleaning;

[37] SSPC-SP 5 - White Metal Blast Cleaning; [38] SSPC-SP 8 - Pickling.

6 DISPOSIÇÕESGERAIS

6.1 Generalidades

O escopo desta especificação compreende o fornecimento de Transformadores de Distribuição, tipo núcleo envolvido, imersos em óleo, para instalação exterior, conforme características e exigências detalhadas a seguir, inclusive a realização dos ensaios de Aceitação e de Tipo, a critério da CONCESSIONÁRIA, e dos relatórios dos ensaios.

6.2 Desenho do Equipamento

Conforme ANEXO I – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO (F/N) - DETALHES CONSTRUTIVOS, ANEXO II – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO (F/F) - DETALHES CONSTRUTIVOS e ANEXO III – TRANSFORMADOR TRIFÁSICO - DETALHES CONSTRUTIVOS

6.3 Características Principais

6.3.1 Potências Nominais

As potências nominais para os transformadores são as seguintes:

a. Transformadores Monofásicos F/N: 5; 10; 15; 25 kVA (ANEXO I – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO (F/N) - DETALHES CONSTRUTIVOS);

b. Transformadores Monofásicos F/F: 5;10; 15; 25 kVA (ANEXO II – TRANSFORMADOR MONOFÁSICO (F/F) - DETALHES CONSTRUTIVOS);

c. Transformadores Trifásicos: 15; 30; 45; 75; 112,5; 150; 225; 300 kVA (ANEXO III – TRANSFORMADOR TRIFÁSICO - DETALHES CONSTRUTIVOS).

6.3.2 Níveis de Isolamento

Os níveis de isolamento e os espaçamentos mínimos no ar são os indicados na Tabela 1 abaixo. Tabela 1 - Níveis de Isolamento

Tensão Máxima do Equipamento

(kV Eficaz)

Tensão Suportável Nominal à Freqüência Industrial Durante 1 Minuto (kV Eficaz) Tensão Suportável Nominal de Impulso Atmosférico (kV Crista) Espaçamento Mínimo no Ar (mm) De Fase para Terra De Fase para Fase 15 34 95 130 140 36,2 50 150 200 230

6.3.3 Freqüência Nominal

A freqüência nominal é de 60 Hz. 6.3.4 Derivações e Relações de Tensões

As derivações e as relações de tensões são as indicadas na Tabela 2. A derivação principal corresponde a de tensão nominal. Os secundários para os transformadores monofásicos são com 3 (três) terminais, (440/220V), (254/127) ou 2 (dois) terminais (220V), (127) conforme indicado no Processo de Aquisição.

Tabela 2 - Derivações e Relações de Tensões

Tensão Máxima do Equipamento (kV eficaz) Derivações Tensão (V) Primário Secundário Trifásico e Monofásico (FF) Monofásico (FN) Trifásico Monofásico 15 1 13.800 7.967 380/220 ou 220/127 Três terminais: 440/220 ou 254/127 Dois terminais: 220 ou 127 2 13.200 7.621 3 12.600 7.275 4 12.000 6.928 5 11.400 6.582 36,2 1 36.200 20.900 380/220 ou 220/127 Três terminais: 440/220 ou 254/127 Dois terminais: 220 ou 127 2 35.350 20.409 3 34.500 19.919 4 33.000 19.053 5 31.500 18.187

6.3.5 Perdas, Correntes de Excitação e Tensão de Curto-Circuito:

a. Os valores médios de perdas e correntes de excitação do lote devem ser garantidos pelo fabricante em sua proposta e devem estar conforme os valores apresentados na

b. Tabela 4, Tabela 5 e c. Tabela 6.

Tabela 3 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-circuito para Transformadores Trifásicos com Tensão Máxima de 15 kV

Potência do Transformador (kVA) Corrente de Excitação (%) Perda em Vazio (W) Perda Total (W) Tensão de Curto-Circuito a 75°C (%) 15 4,0 85 410 3,5 30 3,6 150 695 45 3,2 195 945 75 2,7 295 1.395 112,5 2,5 390 1.890 150 2,3 485 2.335 225 2,1 650 3.260 4,5 300 1,9 810 4.060

Tabela 4 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito para Transformadores Trifásicos com Tensão Máxima de 36,2 kV

Potência do Transformador (kVA) Corrente de Excitação (%) Perda em Vazio (W) Perda Total (W) Tensão de Curto-Circuito a 75°C (%) 15 5,0 100 460 4,0 30 4,4 165 775 45 3,8 230 1.075 75 3,4 320 1.580 112,5 3,0 440 2.055 150 2,8 540 2.640 225 2,5 750 3600 5,0 300 2,2 900 4450

Tabela 5 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito para Transformadores Monofásicos com Tensão Máxima de 15 kV

Potência do Transformado r (kVA) Corrente de Excitação (%) Perda em Vazio (W) Perda Total (W) Tensão de Curto-Circuito a 75°C (%) 5 3,4 35 140 2,5 10 2,7 50 245 15 2,4 65 330

Tabela 6 - Valores Garantidos de Perdas, Correntes de Excitação e Tensões de Curto-Circuito para Transformadores Monofásicos com Tensão Máxima de 36,2 kV

Potência do Transformado r (kVA) Corrente de Excitação (%) Perda em Vazio (W) Perda Total (W) Tensão de Curto-circuito a 75°C (%) 5 4,1 45 160 3,0 10 3,5 60 270 15 3,2 80 380

d. As tensões de curto-circuito, mostradas na Tabela 3, Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6, devem manter-se dentro dos seguintes limites de tolerância:

• A impedância de curto-circuito, medida nos ensaios em relação ao valor declarado pelo fabricante deve manter-se dentro da faixa: ± 7,5%;

• A diferença entre os valores de impedâncias de curto-circuito de quaisquer dois transformadores quaisquer do mesmo projeto, em relação ao valor declarado pelo fabricante, não deve exceder: ±7,5%.

e. Para os valores de corrente de excitação dos transformadores, estabelecidos nas tabelas 3, 4, 5

e 6, deve ser aceito como tolerância o que segue: • Em cada unidade da encomenda considerada individualmente: ... + 20%

• Na média aritmética obtida em encomendas de mais uma unidade: ... + 0% 6.3.6 Tolerância nas Perdas de Transformadores

Os valores individuais das perdas não devem ultrapassar os valores garantidos na proposta, observadas as tolerâncias, conforme indicado na Tabela 7.

Tabela 7 - Tolerâncias

Número de Unidades de cada

Ordem de Compra Base de Determinação

Perdas Em Vazio (%) Totais (%) 1 1 unidade +10 +6 2 ou mais Cada Unidade +10 +6 Média de todas as unidades 0 0

6.3.7 Avaliação das Perdas

Para determinação do custo final do transformador são levados em consideração pela CONCESSIONÁRIA, os valores das perdas totais calculadas, conforme o ANEXO XIII – CAPITALIZAÇÃO DO CUSTO DE PERDAS EM TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO 6.3.8 Perdas Superiores ao Valor Garantido

Caso a média das perdas em vazio e total, verificadas na inspeção, seja superior ao valor garantido pelo Fabricante, todo o lote deve ser recusado.

A critério da CONCESSIONÁRIA, os transformadores podem ser aceitos com a seguinte redução no preço:

H2 H1 H3

PRIMÁRIO

X1 X2 X0 X3

SECUNDÁRIO

Onde:

= Redução de preço dos transformadores, em reais.

C

tp= Custo das perdas, de acordo com o Anexo XIII, porém considerando os valores de perdas em

vazio e total obtidos nos ensaios de recebimento, em reais.



= Custo das perdas, conforme valores da proposta, em reais. 

 = Custo de compra, calculado quando da avaliação das propostas, em reais.

Nota:

1. Caso somente a média das perdas em vazio seja superior ao limite contratado, a fórmula acima será aplicada considerando somente o custo das perdas em vazio, com as seguintes considerações:

Rp = redução de preço dos transformadores, em reais, considerando somente as perdas em vazio.



 = considerar somente o custo das perdas em vazio, de acordo com o Anexo XIII,

porém considerando os valores das perdas em vazio obtidos nos ensaios de recebimento, em reais.



 = custo das perdas em vazio, conforme valores das propostas, em reais. 

= custo de compra calculado quando da avaliação das propostas, em reais.

Para o cálculo do custo final do transformador, deverá ser aplicado a "Rp" de maior valor calculado nas condições acima, considerando os dois critérios, custo das perdas em vazio e perdas totais ou somente custo das perdas em vazio.

6.3.9 Diagramas Fasoriais, polaridade e de ligações de transformadores

• Os diagramas Fasoriais e polaridade dos transformadores devem ser conforme item 4.7 e figuras B.1 a B.3 (Anexo B) da NBR 5440;

6.3.10 Tensão de Rádiointerferência (TRI)

O valor máximo de tensão de radio interferência, quando o transformador é submetido a 1,1 vezes o valor da tensão de maior derivação, medido de acordo com a norma NBR 15121 deve ser:

• 250 µV para tensão máxima do equipamento de 15 kV; • 650 µV para tensão máxima do equipamento de 36,2 kV. 6.3.11 Capacidade de resistir a curtocircuitos

O transformador deve resistir aos esforços de curtocircuitos, quando ensaiado de acordo com a norma NBR 5356-5, sendo a corrente simétrica do ensaio limitada ao máximo de 25 vezes a corrente nominal do transformador.

6.3.12 Nível de Ruído

O transformador deve atender aos níveis médios de ruído conforme tabela 7 da norma NBR 5440. 6.4 Características de Produção

6.4.1 Projeto e Construção

Os transformadores devem ser projetados e fabricados de acordo com a norma NBR 5440, incorporando os melhoramentos que a técnica moderna sugere e sempre utilizando materiais novos da melhor qualidade, mesmo quando não referidos implicitamente nesta especificação;

6.4.2 Tanque, tampa e radiadores

a) O tanque deve ser construído para trabalhar hermeticamente fechado, devendo suportar as variações de pressão interna, bem como o próprio peso quando suspenso;

b) As paredes do tanque podem ser de forma retangular, oval ou circular;

c) Devem ser utilizadas chapas de acordo com as NBR 6649, NBR 6650 e NBR 11888, sendo a espessura mínima destas chapas apresentadas na Tabela 8;

d) A parte inferior do tanque deve ser provida de estrutura de apoio que assegure uma distância mínima de 10 mm entre a chapa do fundo e o plano de apoio do transformador;

e) Deve ser feito o arredondamento em todas as bordas, em especial nos seguintes componentes: i. Tampa;

ii. Suportes de presilha de tampa; iii. Suportes de ganchos de suspensão; iv. Suportes de placa de identificação.

Tabela 8 - Espessura mínima da chapa de aço do tanque do transformador

Potência do Transformador (kVA) Espessura (mm)

Tampa Corpo Fundo

P ≤ 10 1,90 1,90 1,90

10 < P ≤ 150 2,65 2,65 3,00

150 < P ≤ 300 3,00 3,00 4,75

Nota:

2. As espessuras estão sujeitas às tolerâncias da norma NBR 6650;

f) Nos radiadores aletados e painéis corrugados devem ser utilizados chapas conforme norma NBR 5915, com no mínimo 1,2 mm de espessura, ou tubos conforme norma NBR 5590, com no mínimo 1,5 mm de espessura;

g) As soldas executadas na confecção do tanque devem ser feitas de modo contínuo e do lado externo;

h) A tampa deve ser fixada ao tanque por meio de dispositivo(s) adequado(s) e projetado(s) de forma que não interfiram na conexão dos cabos de baixa tensão às buchas secundárias;

i) Deve ser garantida a continuidade elétrica entre a tampa e o tanque de forma que não impeça a retirada da tampa. Esta conexão deverá ser feita externamente, com identificação externa no ponto de conexão com o símbolo de terra;

j) A borda do tanque do transformador deve ser adequada para permitir o correto alojamento das juntas de seção circular de modo a evitar o seu deslizamento, esmagamento e corte;

k) Os transformadores devem suportar a pressão manométrica de 0,07 Mpa (0,7 kgf/cm2_{) durante 1} hora.

6.4.3 Núcleo

a) Deve ser projetado e construído de modo a permitir o seu reaproveitamento em casos 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 ou de metal amorfo conforme normas ASTM A 900 e ASTM A 901;

c) Para os transformadores fornecidos com núcleo de metal amorfo deve ser identificado no corpo do transformador, através deum círculo com o símbolo AM pintado na cor azul, conforme ANEXO XI – SÍMBOLO PARA TRANSFORMADORES COM NÚCLEO AMORFO;

d) As lâminas devem ser presas por 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;

e) O núcleo deve ser aterrado através de um único ponto à massa do transformador;

f) Quando aplicável, os tirantes que atravessam as lâminas do núcleo devem ser isolados das lâminas e aterrados.

6.4.4 Enrolamento

a) Os enrolamentos, tanto primário como secundário, devem ser de cobre ou alumínio e devem atender as características elétricas especificadas;

b) Para os transformadores fornecidos com enrolamentos de alumínio deve ser identificado no corpo

do transformador, através de um círculo com o símbolo AL pintado na cor azul, conformeANEXO X – SÍMBOLO PARA TRANSFORMADORES COM ENROLAMENTO EM ALUMÍNIO;

c) Não serão aceitos transformadores fabricados com enrolamento a partir de materiais provenientes de reciclagem.

6.4.5 Sistema de Comutação de Tensões

a) O comutador de derivações deve ter comando rotativo, ser do tipo linear, para operações sem carga e sem tensão, ter comutação simultânea nas fases e contatos eficientes em todas as posições. Sua manopla de acionamento deve ser externa na lateral do tanque e instalada de forma a garantir a estanqueidade.

b) A rigidez dielétrica mínima do material do sistema de comutação deve ser de 10 kV/mm, conforme método de ensaio previsto na NBR 5405;

c) As posições do comutador devem ser assinaladas por meio de números, em perfeita correspondência com as tensões indicadas na placa de identificação. Estas posições devem ser marcadas em baixo relevo, de maneira indelével e pintadas com tinta à prova do óleo isolante em cor que apresente nítido contraste com o material circundante. O comutador deve possuir um sistema de travamento em qualquer posição;

d) No acionamento do comutador deve ser indicado, de forma indelével, que o comutador deve ser operado somente sem tensão;

e) Próximo ao comutador deve ser pintado, na cor preta, os dizeres: "OPERAR SEM TENSÃO"; f) O comutador de derivações deve ser conforme IEC 60214-1, porém suportando no mínimo 300

operações contínuas sob temperatura máxima de 75°C, sob uma pressão de 2,0 kgf/cm², no ensaio de durabilidade mecânica;

g) O material da parte externa do comutador deve resistir aos raios solares e às variações climáticas conforme ISSO 4892-1 (Exposição) e ISSO 179-2 (Avaliação mecânica), com um tempo de exposição de 1000 horas; A perda de resistência mecânica deve ser menor que 50%. Alternativamente, o material da parte externa do comutador deve conter um mínimo de 2% do teor de negro de fumo verificado conforme a norma NBR NM IEC 60811-4-1 e possuir coeficiente de absorção de UV de no mínimo 4000 Abs/cm² conforme ASTM D3349.

6.4.6 Materiais Isolantes

a) Os materiais isolantes dos transformadores devem ser no mínimo de classe térmica 105 (Designação anterior "classe A"), de acordo com a norma NBR IEC 60085:2012;

b) O óleo isolante deve ser do tipo A (base naftênica) e antes do contato com o equipamento, deve estar de acordo com as resoluções vigentes da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural Biocombustíveis (ANP);

c) O óleo isolante, após contato com o equipamento, deve possuir as características conforme tabela 8 da norma NBR 5440;

d) O nível do óleo isolante a 25ºC deve ser indicado na parte interna do tanque através de um traço demarcatório indelével, pintado em cor contrastante com a pintura interna, do mesmo lado do suporte para fixação no poste, de maneira que seja bem visível, retirando-se a tampa do tanque.

6.4.7 Dispositivo de Alívio de Pressão

a) O Transformador deve possuir um dispositivo de alívio de pressão que opere quando o valor da sobrepressão não ultrapasse o valor máximo admissível, com a eventual descarga do óleo, e ser provido de dispositivo direcionador do óleo para fora do tanque do transformador e no sentido contrário à disposição dos acessórios, que possam exigir ação do operador, conforme – DISPOSITIVO PARA ALÍVIO DE PRESSSÃO. Internamente ao tanque, no ponto de instalação do dispositivo de alívio de pressão deve existir uma tela de aço para impedir a retirada de óleo. A sua localização deve estar conforme desenhos do anexo I, II, III e IV;

b) As características do dispositivo de alívio de pressão devem estar de acordo com os requisitos mínimos estabelecidos no item 6.3 da norma NBR 5440.

6.4.8 Acabamento

a) A pintura deve ser aplicada após a preparação da superfície. Deve ser utilizado o método de esguicho;

b) A medida de espessura da película seca não deve contemplar a rugosidade da chapa, isto é, a espessura deve ser medida acima dos picos;

c) O fabricante deve observar as recomendações contidas no ANEXO V – RECOMENDAÇÕES PARA ETAPAS PRECEDENTES À PINTURA em relação às etapas precedentes a pintura; d) O desengraxe das superfícies, interna e externa, deve ser realizado com uso de solventes,

segundo Norma SSPC-SP 1;

e) Jateamento com granalha de aço ao metal branco padrão grau SA-2 ½, segundo Norma SS-EN ISSO 8501-1:2007 ou Norma SSPC-SP 5. Opcionalmente, as superfícies internas nos pontos onde não é possível o jateamento, é permitida a decapagem química, segundo Norma SSPC-SP 8;

f) Procedimentos de pré-tratamento da superfície para pintura: • Limpar a superfície com ar comprimido isento de água e de óleo;

• Inspeção da superfície a ser pintada, antes da aplicação da tinta de fundo, quanto à presença de corrosão, graxa, umidade e outros materiais estranhos. Se for constatada a presença de óleo ou graxa, limpar a superfície com xilol;

• Aplicação de uma camada de tinta, antes de cada demão normal, em regiões de solda, frestas e outras de difícil acesso;

• Espera do tempo de repintagem, recomendado pelo fabricante da tinta ou, na ausência desta informação, espera de um tempo mínimo de 12 horas e máximo de 24 horas. No caso do tempo máximo de repintagem ser ultrapassado, lixar a camada de tinta existente antes da aplicação da demão seguinte;

• Vedação das eventuais frestas existentes com massa flexível a base de poliuretano; • Não aplicação de tinta se a temperatura ambiente for inferior a 5ºC ou superior a 50ºC; • Não aplicação de tinta em nevoeiro ou quando a umidade do ar for superior a 85%. 6.4.9 Pintura Externa para Ambiente Não Agressivo

A superfície deve ser preparada, conforme indicado no item 6.4.8 acima. O processo de pintura deve ser, conforme indicado a seguir:

a. Aplicação de tinta de base antiferruginosa;

b. Aplicação de tinta compatível com a tinta de base, na cor cinza claro, padrão Munsell N 6.5, semibrilho perfazendo a espessura mínima final da película seca de 120 µm.

6.4.10 Pintura Externa para Ambiente Agressivo

A superfície deve ser preparada, conforme indicado no item 6.4.8 acima. A espessura mínima final da película seca deve ser de 220 µm. O processo de pintura deve ser, conforme indicado a seguir:

a. Uma demão de epóxi, rico em zinco, com espessura mínima final da película seca de 80 µm; b. Uma demão intermediária de epóxi óxido de ferro micáceo, espessura mínima da película seca

de 60 µm;

c. Uma demão de acabamento, poliuretano acrílico alifático com espessura mínima da película seca de 80 µm, na cor cinza claro notação Munsell N 6.5, semibrilho.

6.4.11 Pintura Interna

a. A superfície deve ser preparada logo após a fabricação do tanque, as impurezas devem ser removidas através de processo indicado acima;

b. A pintura interna deve ser composta por uma demão de epóxi poliamina na cor branca, isenta de ácidos graxos com espessura de 40 µm;

c. Os tratamentos dispensados para os radiadores e o processo de pintura devem ser os mesmos utilizados no tanque do transformador.

Nota:

a) Além do processo de tratamento da chapa de aço e pintura padrão, estabelecidos em 6.5.8, 6.5.9 e 6.5.10, o fornecedor pode apresentar, alternativamente, outro processo de pintura mediante consulta e sujeita a aprovação da CONCESSIONÁRIA, desde que o processo apresentado tenha a garantia mínima de cinco anos contra corrosão em ambiente com nível de poluição muito pesado, de acordo com a NBR IEC/TR 60815:2005;

b) Para os itens 6.5.8, 6.5.9 e 6.10, o fornecedor deve detalhar na Proposta os materiais utilizados, processos, ensaios, normas, o tempo de garantia e cotar as opções disponíveis e a solicitada na norma.

6.4.12 Buchas

As buchas devem ser de porcelana vitrificada, com características compatíveis com os enrolamentos respectivos e devem estar de acordo com as normas NBR 5034, NBR 5435, NBR 5437 e NBR5440. As buchas fabricadas com outro material podem ser aceitas, condicionadas à aprovação prévia da CONCESSIONÁRIA, devendo possuir características iguais ou melhores que as especificadas neste documento.

As buchas terminais primárias devem ser montadas sobre a tampa, esta deve ser provida de ressaltos para evitar o acúmulo de água. As buchas secundárias devem ser montadas lateralmente ao tanque. As fixações das buchas devem ser internas. Elas devem atender ao indicado nas figuras C.1 a C.5 da norma NBR 5440.

Os transformadores classe 36,2 kV devem ser fornecidos com buchas de AT que possuam distância de escoamento mínima de 20 mm/kV e BT normais. Elas devem atender ao indicado nas figuras C.1 a C.5 da norma NBR 5440.

Os transformadores classe 15 kV devem ser fornecidos com buchas de AT de 25kV, com distância de escoamento mínima de 31 mm/kV (Classe IV) e BT normais.

6.4.13 Terminais de ligação

Os terminais de ligação de alta tensão devem ser dimensionados para condutores com seção transversal de 10 mm² a 70 mm².

Todos os terminais devem ser estanhados.

De acordo com a NBR 5437, os transformadores monofásicos devem ser equipados com buchas e terminais de baixa tensão tipo T1, tensão nominal de 1,3 kV e corrente nominal conforme tabela 9 a seguir.

Tabela 9 – Corrente nominal, em ampéres, das buchas de baixa tensão para transformadores monofásicos

Potência do transformador (kVA)

Maior tensão secundária (V)

127

220

254

440

5 a 15 160 160 160 160

25 400 160 160 160

De acordo com a NBR 5437, os transformadores trifásicos devem ser equipados com buchas e terminais de baixa tensão de tensão nominal de 1,3 kV e corrente nominal conforme tabela 10 a seguir.

Tabela 10 – Corrente nominal, em ampéres, das buchas de baixa tensão para transformadores trifásicos

Potência do transformador (kVA)

Maior tensão secundária (V)

Terminal de ligação

220

380

15 a 45 160 160 T1 75 400 160 T1 112,5 400 400 T1 150 800 400 T1 225 800 800 T3 300 800 800 T3

Nota:

c) O terminal de ligação tipo T3 deve ser padrão NEMA de 4 furos.

6.4.14 Terminal de Aterramento

Deve ter um conector próprio para ligação de condutores de cobre ou alumínio de diâmetro 3,2 mm a 10,5 mm, conforme figura C.9 da norma NBR 5440. A localização do terminal deve ser conforme as figuras C.1 a C.5 da norma NBR 5440.

6.4.15 Resfriamento

Os transformadores devem ter resfriamento do tipo ONAN por circulação natural do óleo isolante. 6.4.16 Bujão de Drenagem

Nos transformadores com potências maiores que 150 kVA, 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 escoamento completo do óleo.

6.4.17 Marcações

As posições do sistema de comutação devem ser marcadas em baixo relevo e pintadas com tinta indelével em cor contrastante com a do comutador.

Devem ser indicadas no tanque as marcações dos terminais externos de AT e BT; H1, H2 e H3; X0, X1, X2 e X3, respectivamente.

Devem ainda ser pintados no tanque o número e logotipo da CONCESSIONÁRIA com tinta na cor preta. Na tampa deve ser pintado o código do material na cor verde, conforme desenho do ANEXO VI – PINTURA DA IDENTIFICAÇÃO.

O número de série do fabricante deve ser gravado em baixo relevo nas seguintes partes do transformador:

a. No tanque, logo acima da placa de identificação; b. Numa das ferragens superiores da parte ativa; c. Na tampa;

6.4.18 Estruturas 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. Na base do transformador devem ser soldadas duas chapas em posição vertical, para proteção do tanque em caso de arrasto.

Os transformadores monofásicos devem possuir suporte para fixação em poste tipo 1. Para os transformadores trifásicos o suporte deve ser do tipo 2. (ver ANEXO VIII – SUPORTE PARA FIXAÇÃO DO TRANSFORMADOR NO POSTE).

6.4.19 Suporte para a Fixação de Pára-raios

A localização e as dimensões principais da fixação do suporte devem atender aos desenhos do ANEXO VII – SUPORTE PARA FIXAÇÃO DE PÁRA-RAIOS.

6.5 Identificação

Todos os transformadores fornecidos devem possuir placa de identificação, no lado de baixa tensão do tanque, de modo a permitir a leitura das características, mesmo com o transformador instalado no poste. Alternativamente, a fixação da placa de identificação pode ser feita externamente na alça superior ou internamente na alça inferior do suporte de fixação no poste.

As placas devem ser de alumínio anodizado, de dimensões 105 x 148 mm ou 74 x 105 mm, espessura mínima de 0,8 mm e apresentar todas as informações de maneira indelével conforme a NBR 5440, acrescentando-se as seguintes informações na ordem a seguir:

a. Número do pedido de compra; b. Número do item;

c. Número de patrimônio da CONCESSIONÁRIA.

Independentemente da placa de identificação, os transformadores devem estar devidamente identificados com seus respectivos números de série, gravados de forma legível e indelével na tampa e na parte ativa dos mesmos conforme estabelecido no item 6.5.16 desta especificação técnica e ANEXO VI – PINTURA DA IDENTIFICAÇÃO.

6.6 Embalagem

a. Os transformadores devem ser acondicionados individualmente, em embalagens de madeira adequada ao transporte ferroviário e/ou rodoviário;

b. O transporte deve ser realizado de modo a proteger todo o equipamento contra quebra ou danos devido ao manejo (por exemplo: na pintura). Toda anormalidade detectada no recebimento do transformador, devido ao transporte, deve ser sanada às expensas do fabricante.

c. 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;

d. Os transformadores de 5 kVA e 10kVA poderão ser embalados em conjuntos constituídos por 2 ou 4 peças para transporte e acondicionamento. Os transformadores devem ser embalados na seguinte proporção:

50% dos transformadores embalados individualmente;

25% dos transformadores embalados em conjunto de 2 peças;
25% dos transformadores embalados em conjunto de 4 peças. e. 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 pontos rolantes;

Transporte e ou armazenamento superposto de dois transformadores.

f. A madeira empregada deve ter qualidade no mínimo igual à de pinho de segunda, com espessura mínima de 22 mm;

g. Os materiais empregados na confecção de quaisquer embalagens devem ser biodegradáveis, reutilizáveis ou recicláveis;

h. Além do exposto nos subitens anteriores a embalagem deve estar de acordo com o desenho do ANEXO XII – ENGRADADO PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO, onde deve ser assegurado que:

Tenha travas diagonais para evitar os movimentos laterais dos transformadores no transporte;
O topo deve ser nivelado de modo a permitir o perfeito empilhamento de outra embalagem

sobreposta;

As suas laterais superiores devem ser dimensionadas de maneira a suportar, sem deformação, o peso de outra embalagem sobreposta.

6.7 Ensaios

6.7.1 Generalidades

Todos os ensaios citados nos itens a seguir devem ser efetuados em transformadores prontos, montados e cheios de óleo isolante. As despesas relativas a material de laboratório e pessoal para execução dos ensaios correm por conta do fabricante.

A CONCESSIONÁRIA deve ser informada com antecedência de 7 dias úteis, no mínimo, das datas em que o equipamento estiver pronto para inspeção e ensaios. Os instrumentos de medição usados devem ser de precisão ASA, classe de exatidão 0,5 ou inferior, e estarem aferidos por órgão oficial ou outros devidamente credenciados, e os certificados de aferição estar à disposição do inspetor. 6.7.2 Ensaios de Tipo

Os seguintes ensaios de tipo podem ser exigidos a critério exclusivo da CONCESSIONÁRIA e realizados conforme as normas NBR 5356 e NBR 5440:

a) Fator de potência do isolamento e capacitâncias (NBR 5356-1); b) Elevação de temperatura (NBR 5356-2);

c) Tensão suportável nominal de impulso atmosférico (NBR 5356-4 e NBR 5440, anexo G); d) Medição do nível de ruído (NBR 7277);

e) Nível de tensão de radiointerferência (NBR 15121); f) Ensaio de curto-circuito (NR 5356-5);

g) Equilíbrio de tensão em transformadores monofásicos; h) Resistência mecânica dos suportes do transformador;

i) Verificação de verificação da pintura do tanque do transformador (NBR 5440, anexo F); j) Ensaio de óleo isolante (NBR 5440 item 5.1).

6.7.3 Ensaios de Recebimento

É obrigatória a realização dos ensaios de recebimento a seguir relacionados, em presença do Inspetor da CONCESSIONÁRIA:

b. Medição da relação de transformação e polaridade e verificação do deslocamento angular e sequencia de fases;

c. Medição da impedância de curto-circuito e perdas em cargas; d. Medição de perdas em vazio e corrente de excitação;

e. Tensão suportável a frequência industrial; f. Tensão induzida de curta duração; g. Medição da resistência de isolamento; h. Estanqueidade e resistência a pressão à frio; i. Inspeção visual e dimensional;

j. Verificação da espessura e aderência da pintura da parte externa de transformadores. Esses ensaios devem ser realizados de acordo com a Tabela 11:

Tabela 11 - Tabela de Amostragem

Lote Ensaios

Amostra Aceitação Rejeição

2 a 150 13 0 1

151 a 500 50 1 2

501 a 1200 80 2 3

6.7.4 Relatórios de Ensaios

O Fabricante deve fornecer, após execução dos ensaios, 5(cinco) cópias dos relatórios, com as seguintes informações:

a. Data e local dos ensaios;

b. Nome da CONCESSIONÁRIA e numero e item do Processo de Aquisição; c. Nome do Fabricante e número de série do equipamento;

d. Número do código do equipamento (fornecido pela CONCESSIONÁRIA na ocasião da análise dos desenhos).

6.8 Garantia

6.8.1 O fornecedor deve dar garantia de 24 meses a partir da data de entrega local indicado no Pedido de Compra e de 18 meses após a entrada em operação, prevalecendo o que ocorrer primeiro, contra defeito de material ou fabricação dos transformadores ofertados.

Nota:

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

6.8.2 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.

6.9 Meio Ambiente

6.9.1 Em todas as etapas da fabricação, do transporte e do recebimento dos transformadores devem ser rigorosamente cumpridas a 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.

6.10 Exigências Adicionais

6.10.1 Desenhos

O Fornecedor deve submeter a CONCESSIONÁRIA, antes do início da fabricação e no prazo máximo de 30 (trinta) dias da aceitação, 3 (três) cópias heliográficas dos seguintes desenhos: a. Desenhos de contorno do equipamento, demonstrando dimensões, principais, furação de

fixação, peso, detalhes de montagem e detalhes dos terminais;

b. Desenhos dos conectores de fases e de aterramento, indicando dimensões, material e acabamento;

c. Desenhos e detalhes de montagem dos componentes e acessórios; d. Desenho da placa de identificação;

6.10.2 Informações Técnicas Necessárias com a Proposta

Na parte técnica da Proposta devem, obrigatoriamente, ser apresentadas, no mínimo, as informações a seguir relacionadas, sob pena de desclassificação:

a. Características técnicas garantidas do equipamento ofertado, conforme modelo do ANEXO IV – TRANSFORMADOR DE DISTRIBUIÇÃO - INFORMAÇÕES TÉCNICAS GARANTIDAS PELO PROPONENTE

b. Declaração de Exceção às Especificações;

c. Informações sobre as condições para a realização dos ensaios de tipo referidos nesta Norma, discriminando os ensaios que podem ser realizados em laboratórios do próprio Fabricante, relação dos laboratórios onde devem ser realizados os demais ensaios, bem como preços unitários para cada um dos ensaios;

d. Prazos de garantia ofertados;

LEGENDA: 7 ANEXOS

ITEM

CÓDIGO

POT. (kVA)

D I M E N S Õ E S TENSÃO (V)

CEMAR CELPA M Á X I M A S M Í N I M A S PRIM. SEC.

A C L G F D B E 7.967 7.621 7.275 6.929 6.583 Três terminais: 440/220 ou 254/127 Dois terminais: 220 ou 127 1 1001270 5 1.200 800 900 50 65 120±6 200±10 100±5 2 1001258 10 3 1001259 15 4 25 5 1001267 5 1.300 800 900 50 65 120±6 200±10 100±5 20.900 20.409 19.919 19.053 18.187 Três terminais: 440/220 ou 254/127 Dois terminais: 220 ou 127 6 1001266 10 7 1001262 15 8 1001265 25

LEGENDA:

TEM CÓDIGO POT. (kVA) D I M E N S Õ E S TENSÃO (V) M Á X I M A S M Í N I M A S PRIM. SEC. CEMAR CELPA A C L G F D B E _13.800 13.200 12.600 12.000 11.400 380/220 ou

220/127

1 1001273 5 1.200 800 900 50 65 120±6 200±10 100±5 2 1001274 10 3 1001275 15 4 25 5 1001277 5 1.300 800 900 50 65 120±6 200±10 100±5 36.200 35.350 34.500 33.000 31.500 380/220 ou

220/127

6 1001278 10 7 1001279 15 8 25

10 S 2 8 9 11 3 1 LEGENDA: 4 6 5 4 7 13

ITEM CÓDIGO POT. (kVA) D I M E N S Õ E S TENSÃO (kV) M Á X I M A S MÍNIMAS TOLERÂNCIA ±5% CEMAR CELPA A C L G F D B E 1 1001256 15 1.300 1.300 750 50 65 120 200 100 13,8 2 1001252 30 3 1001253 45 4 1001254 75 1.350 950 150 400 5 1001248 112,5 6 1001250 150 7 1001251 225 1.800 1.650 1.150 8 1001271 300 9 1001257 15 1.600 1.400 900 50 65 120 200 100 34,5 10 1001260 30 11 1001261 45 12 1001263 75 1.450 950 150 400 13 1001249 112,5 14 1001264 150

ANEXOIV–TRANSFORMADORDEDISTRIBUIÇÃO-INFORMAÇÕESTÉCNICASGARANTIDAS PELOPROPONENTE LICITAÇÃO N° ITEM PROPOSTA N° DATA PROPONENTE 1 TIPO

Transformador de distribuição, monofásico ( ) / trifásico ( ), potência nominal de _______kVA, para instalação exterior, com ( ) comutador / sem ( ) comutador, com derivações para _______/_______/_______/kV, tensão nominal primária de _________kV, tensão nominal secundária de ______________________V, freqüência nominal de 60 Hz, fabricado por ____________________________________________________________.

2 CARACTERÍSTICA DE PROJETO

2.1 Perdas em Vazio e Corrente de Excitação (em % de IN) 2.1.1 À tensão nominal (kW):

2.1.2 Corrente de excitação (%):

2.2 _{Perdas em Curto-circuito, A 75 °C À plena carga (kW)}

2.3 Impedância de Curto-circuito a 75 °C (%):

2.4 Deslocamento Angular e Polaridade:

2.5.1 Número de Espiras: 2.5.2 Número de Bobinas:

2.5.3 Tensão para cada Bobina (V): 2.5.4 Dimensão do Fio ou condutor (mm²): 2.5.5 Densidade de Corrente(A/mm²): 2.5.6 Peso Total do Cobre ou Alumínio (kg): 2.5.7 Tipo de Isolamento: 2.6 Enrolamento Primário 2.6.1 Número de Espiras: 2.6.2 Tipo de Enrolamento: 2.6.3 Dimensão do Fio (mm²): 2.6.4 Densidade de Corrente(A/mm²): 2.6.5 Peso Total do Cobre ou Alumínio(kg): 2.6.6 Tipo de Isolamento:

2.7 Impregnação das Bobinas 2.7.1 Processo Usado:

2.7.2 Material Isolante Empregado:

2.8 Núcleo

2.8.1 Tipo Construtivo: 2.8.2 Material Empregado:

2.8.4 Processo de Orientação das Linhas de Fluxo: 2.8.5 Peso do Núcleo (kg):

2.9 Tanque

2.9.1 Formato:

2.9.2 Espessura das Chapas (mm): 2.9.3 Fixação da Tampa (Nº Parafusos): 2.9.4 Fixação da Sobretampa (Nº Parafusos): 2.9.6 Tratamento Anticorrosivo: 2.9.7 Acabamento: 2.9.8 Pintura Interna: 2.9.10 Pintura Externa: 2.10 Radiadores 2.10.1 Tipo:

2.10.2 Diâmetros dos tubos, se aplicável (mm): 2.10.3 Espessura da Parede (mm):

2.10.4 Tratamento e Pintura:

2.11 Buchas Primárias 2.11.1 Tensão Nominal (kV): 2.11.2 Nível de Impulso (kV):

2.11.3 Distância Mínima de Escoamento (mm): 2.11.4 Tipo Construtivo:

2.11.5 Referência de Catálogo: 2.11.6 Fabricante:

2.12 Buchas Secundárias 2.12.1 Tensão Nominal (kV): 2.12.2 Nível de Impulso (kV):

2.12.3 Distância Mínima de Escoamento (mm): 2.12.4 Tipo Construtivo: 2.12.5 Referência de Catálogo: 2.12.6 Fabricante: 2.13 Comutador de Derivações 2.13.1 Material Empregado: 2.13.2 Método de Segurança: 2.14 Vedação 2.14.1 Material Empregado: 2.14.2 Espessura (mm): 2.15 Óleo Isolante 2.15.1 Características:

ANEXOV–RECOMENDAÇÕESPARAETAPASPRECEDENTESÀPINTURA PROCEDIMENTO1-RECOMENDAÇÕESGERAIS

As recomendações apresentadas a seguir devem ser observadas para garantir o bom desempenho do esquema de pintura:

• As etapas de preparação de superfície e de aplicação da tinta devem ser acompanhadas por profissionais qualificados;

• A superfície preparada para pintura deve receber a camada de tinta de fundo, na mesma jornada; • Antes da aplicação da tinta de fundo, a superfície deve ser inspecionada quanto à presença de

corrosão, graxa, umidade e de outros materiais estranhos;

• Regiões de solda, frestas e demais áreas de difícil acesso devem receber uma camada de tinta a trincha antes de cada demão normal;

• Frestas devem ser vedadas com massa flexível à base de poliuretano. A aplicação da massa flexível deve ser feita após a aplicação da tinta de fundo;

• Reparos por meio de solda devem ser realizados antes da preparação da superfície para pintura; • A preparação de superfície próxima a áreas recém-pintadas só deve ser feita quando a tinta estiver

seca ao toque;

• Quando o tempo para o repinte for ultrapassado, deve-se lixar levemente a superfície pintada para quebra de brilho, antes da aplicação da demão seguinte;

• Antes da aplicação de cada demão de tinta, a superfície deve ser limpa por meio de escova ou vassoura de pêlo, sopro de ar ou pano úmido;

• Nenhuma tinta deve ser aplicada se a temperatura ambiente for inferior a 5ºC ou superior a 50ºC; • Temperaturas abaixo de 15ºC e umidade relativa acima de 70% determinam secagem mais lenta

das tintas, requerendo intervalos maiores entre demãos;

• Nenhuma tinta deve ser aplicada em tempo de chuva, nevoeiro ou quando a umidade relativa do ar for superior a 85%;

• Se durante a pintura ocorrerem chuvas ocasionais, a tinta aplicada nestas condições deve ser totalmente removida.

PROCEDIMENTO2-PROCEDIMENTODAEMPRESARESPONSÁVELPELAAPLICAÇÃODA PINTURA

O procedimento de aplicação de pintura da empresa executante deve conter pelo menos, as seguintes informações:

• Esquema de pintura a ser aplicado;

• Tintas a serem usadas, incluindo fornecedores e referências comerciais; • Recebimento e armazenamento das tintas;

• Seqüência de execução do esquema de pintura; • Processo de aplicação das tintas;

• Procedimento para retoques no esquema de pintura; • Plano de controle de qualidade;

• Qualificação da equipe técnica.

PROCEDIMENTO3-INSPEÇÃODERECEBIMENTODASTINTAS

As embalagens das tintas devem ser inspecionadas quanto aos seguintes itens: • Deficiência ou excesso de enchimento;

• Presença de nata; • Fechamento imperfeito; • Vazamento; • Exudação; • Amassamento; • Rasgos e cortes;

• Falta ou insegurança de alça; • Mau estado de conservação; • Identificação do produto; • Número do lote;

PROCEDIMENTO4-ARMAZENAMENTODASTINTAS

Os locais de armazenamento das tintas, dos solventes e dos diluentes devem ser: • Cobertos;

• Bem ventilados;

• Não sujeitos a calor excessivo; • Protegidos de centelhas;

• Protegidos de descargas atmosféricas; • Protegidos da radiação solar direta;

• Providos de sistema de combate a incêndio.

Além destes requisitos, no local não devem ser armazenados outros tipos de materiais. O empilhamento máximo dos recipientes deve obedecer a seguinte distribuição: • Galões - 10 unidades;

• Baldes - 5 unidades;

• Tambores de 200 L - 3 unidades.

PROCEDIMENTO5-PREPARODASTINTAS

A preparação das tintas deve obedecer aos procedimentos apresentados a seguir: • Se houver espessamento na lata recém-aberta, a tinta deve ser rejeitada;

• Toda a tinta ou componente deve ser homogeneizado em seus recipientes originais antes da mistura;

• Admite-se que uma parte do veículo possa ser retirada, temporariamente, para facilitar o processo de homogeneização, devendo retornar à embalagem original, o mais breve possível;

• A mistura e a homogeneização devem ser feitas com misturador mecânico; • Admite-se a mistura manual para recipientes com capacidade de até 18 L;

• Quando a homogeneização for manual, a maior parte do veículo deve ser despejada em um recipiente limpo e em seguida ser reincorporada à tinta sob agitação;

• Não é permitida a utilização de fluxo de ar para misturar a tinta ou homogeneizá-la;

• Durante a aplicação, a mistura deve ser agitada, freqüentemente, a fim de manter os pigmentos em suspensão;

• A mistura deve ser feita em local bem ventilado e distante de centelhas de chamas;

• Nas tintas bicomponentes, a homogeneização de cada componente deve ser feita antes da mistura; • A tinta de fundo, após a mistura, deve repousar durante 15 minutos antes da aplicação;

• Não devem ser acrescentados aditivos às tintas;

• Na tinta intermediária, quando for necessário diferenciar as cores entre demãos, é permitido adicionar concentrado de pigmento na proporção indicada pelo fabricante.

X Y X X X R - 0 X X X NOME DO FABRICANTE

ANEXOVI–PINTURADAIDENTIFICAÇÃO

Nota:

b) Logomarca: pintar na lateral direita do transformador, na cor preta (seta 7) ( 100 x 100 mm, no mínimo); c) Potência: pintar número de potência na lateral direita do transformador, na cor preta (seta 8) (60 mm, no

mínimo);

d) Número patrimonial CONCESSIONÁRIA: pintar na lateral direita do transformador, na cor preta (seta 9) (45 mm, no mínimo);

e) Elo fusível: posicionamento na lateral esquerda inferior do transformador, na cor preta (seta 10) (60 mm, no mínimo);

f) Identificação de recuperação do transformador: posicionamento na lateral esquerda superior do transformador, na cor preta (seta 11). Desconsiderar se o transformador for novo;

45 3 5 4 1 2 3H R - 0 R - 0 5 3H 1 3 4 2 45 123456

2 3

4 ANEXOVII–SUPORTEPARAFIXAÇÃODEPÁRA-RAIOS

Legenda:

1 - Suporte de fixação de pára-raios;

2 - Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quebrado M12 x 1,75, em aço carbono, galvanizado por imersão a quente;

3 - Arruela de pressão em aço-carbono, galvanizado por imersão a quente;

4 - Porca quadrada, rosca M12 x 1,75, em aço carbono, galvanizado por imersão a quente.

Nota:

h) A distância mínima entre os suportes deve ser, pelo menos, igual ao espaçamento entre os terminais da alta tensão do transformador;

ANEXOIX–DISPOSITIVOPARAALÍVIODEPRESSSÃO

Nota:

j) Dimensões em mm, exceto indicação da rosca.

Posição Descrição Material

1 Corpo Latão

2 Disco externo de vedação Não oxidável

3 Anel externo para acionamento manual Não oxidável

4 Êmbolo Latão

5 Anel interno Borracha nitrílica

6 Mola interna Aço inoxidável

ANEXOX–SÍMBOLOPARATRANSFORMADORESCOMENROLAMENTOEMALUMÍNIO

Nota:

k) Deve ser pintado, no corpo do transformador, preferencialmente na face do tanque oposta aos terminais secundários ou na lateral, na cor azul, com círculo central transparente de forma a permitir fácil visualização, considerando o transformador instalado no poste.

ANEXOXI–SÍMBOLOPARATRANSFORMADORESCOMNÚCLEOAMORFO

Nota:

l) Deve ser pintado, no corpo do transformador, preferencialmente na face do tanque oposta aos terminais secundários ou na lateral, na cor azul, com círculo central transparente de forma a permitir fácil visualização, considerando o transformador instalado no poste.

ANEXOXIII–CAPITALIZAÇÃODOCUSTODEPERDASEMTRANSFORMADORESDE DISTRIBUIÇÃO

1. FINALIDADE

Este trabalho tem a finalidade de estabelecer uma metodologia para capitalização de perdas em vazio e em carga de transformadores de distribuição que poderá ser utilizada no processo de aquisição pela CONCESSIONÁRIA.

No presente trabalho será adotado como premissa o tempo de capitalização de 10 anos, face essa se mostrar mais atrativa do que a capitalização para 20 anos, inclusive com possível redução do preço de aquisição do transformador.

2. CUSTO DE AVALIAÇÃO DAS PERDAS

O custo do transformador durante o período n, a uma taxa de remuneração de capital i, é dado pelas expressões:

Onde:

C



Custo do Transformador após a capitalização em 10 anos;

P

 Preço de compra do transformador;

!

"#$ = Valor do Kwh para tarifação convencional; %&

'( )* = Perdas em vazio, em watts; +,,

= Perdas em curto - circuito, em watts;

= taxa de remuneração de capital, em percentagem por ano (%/ano). Será adotada a Taxa Selic;

.

= vida útil esperada do transformador de 10 anos;

/01

8 CONTROLEDEREVISÕES

REV DATA ITEM DESCRIÇÃO DA MODIFICAÇÃO RESPONSÁVEL

00 08/07/2005

-

Emissão Inicial Francisco Carlos Martins Ferreira

01 20/09/2005

-

Alteração no número de taps dos transformadores de 13,8kV

Francisco Carlos Martins Ferreira

02 31/07/2007 Todos Adequação ao novo modelo de Especificação Técnica, estabelecido pelo NP.GEDEQ.001.01.

Larissa Cathariny Ramos de Souza

03 23/09/2010

Todos Adequação ao novo modelo de Especificação _{Técnica, estabelecido pelo NP.GEDEQ.001.05.} Francisco Carlos Martins _{Ferreira / Larissa} Cathariny Ramos de

Souza / Orlando Maramaldo Cruz 5 Atualização das referências.

04 20/03/2013 _{Todos Revisão Geral}

Francisco Carlos Martins Ferreira / Larissa Cathariny Ramos de

Souza / Orlando Maramaldo Cruz

9 APROVAÇÃO

ELABORADOR(ES)/REVISOR(ES)

Francisco Carlos Martins Ferreira - Gerência de Normas e Padrões Larissa Cathariny Ramos de Souza - Gerência de Normas e Padrões Orlando Maramaldo Cruz - Gerência de Normas e Padrões

APROVADOR (ES)