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Transformadores para Redes
Aéreas de Distribuição
ENERGISA/C-GTCD-NRM/Nº144/2018
Especificação Técnica Unificada ETU - 109
1ª Edição – Junho / 2018
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Apresentação
Este documento tem por objetivo estabelecer a padronização das
características e requisitos mínimos elétricos e mecânicos exigidos para
fornecimento de transformadores de distribuição para redes aéreas de distribuição
nas concessionárias do Grupo Energisa S.A.
Este Regulamento poderá, em qualquer tempo, sofrer alterações por razões
de ordem técnica ou legal, motivo pelo qual os interessados devem,
periodicamente, consultar as concessionárias do Grupo Energisa S.A. quanto a
eventuais modificações.
As cópias e/ou impressões parciais ou em sua íntegra deste documento não
são controladas.
João Pessoa - PB, julho de 2018. GTD – Gerência Técnica de Distribuição
Esta norma técnica, bem como as alterações,
poderão ser acessadas através do código abaixo:
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Equipe Técnica de Redação de ETU 109
Leonardo Chahim Pereira Grupo Energisa
Pedro Bittencourt Ferreira Ávila Grupo Energisa
Ricardo Campos Rios Grupo Energisa
Ricardo Machado de Moraes Grupo Energisa
Aprovação Técnica
Tercius Cassius Melo de Morais
Gerente Técnico de Distribuição – GTD Grupo Energisa
Gioreli de Sousa Filho Vice-Presidente de Distribuição – VPD
Grupo Energisa
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Sumário 1. OBJETIVO .................................................................................... 6 2. CAMPO DE APLICAÇÃO ..................................................................... 6 3. DEFINIÇÕES .................................................................................. 6 4. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES .................................... 6 4.1.Legislação ................................................................................... 6 4.2.Normas Técnicas Brasileiras ............................................................. 7 4.3.Normas Técnicas Internacionais ........................................................ 9 5. CONDIÇÕES GERAIS ....................................................................... 10 5.1.Geral ....................................................................................... 10 5.1.1. Condições do Serviço ........................................................... 10 5.1.2. Os Transformadores Devem: .................................................. 10 5.2.Garantia ................................................................................... 11 5.3.Linguagens e Unidades de Medida .................................................... 11 5.4.Acondicionamento ....................................................................... 12 5.5.Meio Ambiente ........................................................................... 12 5.6.Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE ......................................... 14 5.7.Numeração De Patrimônio ............................................................. 14 5.8.Carregamento ............................................................................ 14 5.9.Tensão de Expedição .................................................................... 14 5.10.Aceitação de Transformador Particular para Incorporação ao Patrimônio da Energisa ......................................................................................... 15 6. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS .......................................................... 15 6.1.Potências Nominais ...................................................................... 15 6.1.1. Transformadores Monofásicos ................................................ 15 6.1.2. Transformadores Trifásicos ................................................... 15 6.2.Níveis De Isolamento .................................................................... 16 6.3.Derivações E Elevações De Tensões .................................................. 16 6.4.Frequência Nominal ..................................................................... 16 6.5.Elevação De Temperatura .............................................................. 16 6.6.Perdas, Correntes De Excitação E Tensão De Curto-Circuito (75º C). ......... 16 6.7.Polaridade E Deslocamento Angular ................................................. 17 6.8.Diagramas Fasoriais Dos Transformadores .......................................... 17 6.9.Diagramas De Ligações Dos Transformadores ...................................... 17 6.10.Tensão De Radio-Interferência (Tri) ................................................ 17 6.11.Capacidade de resistir a curtos-circuitos .......................................... 18 6.12.Nível De Ruído .......................................................................... 18 7. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS .................................................... 18 7.1.Materiais Isolantes ....................................................................... 18 7.2.Tanque, Tampa E Radiadores ......................................................... 19 7.3.Localização e Dimensionamento dos Componentes ............................... 19 7.3.1. Buchas E Terminais: ............................................................ 19 7.3.2. Alças De Suspensão ............................................................. 20 7.3.3. Suportes Para Fixação No Poste .............................................. 20 7.4.Juntas De Vedação ...................................................................... 21 7.5.Indicação Do Nível De Óleo Isolante .................................................. 21 7.6.Dispositivo De Aterramento ........................................................... 21
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7.7.Sistema De Fixação Da Tampa ......................................................... 22 7.8.Numeração Dos Terminais E Derivações De Alta Tensão E Baixa Tensão ..... 22 7.9.Fixação E Suspensão Da Parte Ativa ................................................. 22 7.10.Estrutura De Apoio ..................................................................... 23 7.11.Acabamento ............................................................................. 23 7.11.1. Acabamento Interno ............................................................ 23 7.11.2. Acabamento Externo ........................................................... 23 7.12.Massa Do Transformador Para Instalação Em Poste .............................. 24 7.13.Resistência Ao Momento De Torção ................................................ 25 7.14.Dispositivo Para Fixação De Para-Raios ............................................ 25 8. ACESSÓRIOS ............................................................................... 25 8.1.Sistema De Comutação Sem Tensão .................................................. 25 8.2.Placa De Identificação .................................................................. 26 8.3.Dispositivo De Alívio De Pressão ...................................................... 26 8.4.Fixações Externas (Ferragens) ........................................................ 28 9. NÚCLEO .................................................................................... 28 10. ENROLAMENTO ............................................................................ 28 11. INSPEÇÃO .................................................................................. 29 11.1.Geral ...................................................................................... 29 11.2.Lote Para Inspeção ..................................................................... 29 11.3.Condições Gerais Para Os Ensaios De Rotina, Tipo E Especiais. ............... 29 11.4.Ensaios De Rotina ...................................................................... 29 11.5.Ensaio De Tipo .......................................................................... 30 11.6.Ensaios Especiais ....................................................................... 30 11.7.Tolerância Nos Resultados Dos Ensaios Com Valor Garantido ................. 30 11.8.Relatórios Dos Ensaios ................................................................. 30 11.9.Aceitação e Rejeições ................................................................. 31 11.9.1. Na Inspeção Geral ............................................................... 31 11.9.2. Ensaios De Pintura .............................................................. 31 11.9.3. Ferragem .......................................................................... 31 11.9.4. Óleo Isolante ..................................................................... 32 12. APRESENTAÇÃO DAS PROPOSTAS E APROVAÇÃO DE DESENHOS ................. 32 13. NOTAS COMPLEMENTARES .............................................................. 32 14. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO ........................................ 32 15. TABELAS ................................................................................... 34 16. ANEXO I .................................................................................... 55 17. DESENHOS. ................................................................................ 60
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1. OBJETIVO
Esta Especificação Técnica Unificada estabelece critérios e exigências
técnicas mínimas aplicáveis à fabricação e ao recebimento de transformadores para
redes aéreas de distribuição até classe de tensão de 36,2 kV, para instalações em
postes.
Esta 1ª edição cancela e substitui a Norma de Distribuição Unificada (NDU)
008, a qual foi tecnicamente revisada.
Esta norma tem origem na ABNT NBR 5440:2014 - Transformadores para
Redes Aéreas de Distribuição - Requisitos, com introdução das especificidades do
sistema, já implantado, do Grupo Energisa.
2. CAMPO DE APLICAÇÃO
Aplica-se aos transformadores monofásicos e trifásicos das classes de tensão
até 36,2 kV, a serem utilizados nas redes aéreas urbanas e rurais de distribuição de
energia elétrica do Grupo Energisa.
3. DEFINIÇÕES
Para os fins desta especificação técnica, adotam-se as definições constantes
na ABNT NBR 5356-1 e ABNT NBR 5458.
4. NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Na aplicação desta especificação é necessário consultar as normas e/ou
documentos abaixo, na sua última versão.
4.1. Legislação
Portaria Interministerial nº 104 de 22/03/2013 do Ministério de Minas e
Energia Portaria nº 378 de 28/09/2010 do INMETRO (Instituto Nacional de
Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial).
Portaria Interministerial nº 398 de 10/10/2017 do Ministério de Minas.
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4.2. Normas Técnicas Brasileiras
• ABNT NBR 5034 - Buchas para tensões alternadas superiores a 1 kV - Especificação;
• ABNT NBR 5356-1 - Transformadores de potência – Parte 1: Generalidades;
• ABNT NBR 5356-2 - Transformadores de potência – Parte 2: Aquecimento;
• ABNT NBR 5356-3 - Transformadores de potência – Parte 3: Níveis de Isolamento, ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar;
• ABNT NBR 5356-4 - Transformadores de potência – Parte 4: Guia para ensaio de impulso atmosférico e de manobra para transformadores e reatores;
• ABNT NBR 5356-5 - Transformadores de potência – Parte 5: Capacidade de resistir a curtos-circuitos;
• ABNT NBR 5370 - Conectores de cobre para condutores elétricos em sistemas de potência;
• ABNT NBR 5435 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo, tensão nominal 15 kV e 25,8 kV - 160A – Dimensões;
• ABNT NBR 5437 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo, tensão nominal 1,3 kV, 160A, 400A e 800A – Dimensões;
• ABNT NBR 5458 - Transformadores de potência – Terminologia;
• ABNT NBR 5590 - Tubos de aço-carbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou galvanizados – Especificação;
• ABNT NBR 5915/1 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 1: Requisitos;
• ABNT NBR 5915/2 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 2: Aços para Estampagem;
• ABNT NBR 5915/3 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 3: Aços isotrópicos e aços estruturais de extra Baixo carbono;
• ABNT NBR 5915/4 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 4: Aços endurecíveis em estufa;
• ABNT NBR 5915/5 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 5: Aços refosforados;
• ABNT NBR 5915/6 - Chapas e bobinas de aço laminadas a frio - Parte 1: Aços microligados;
• ABNT NBR 6234 - Método de ensaio para determinação de tensão interfacial de óleo água;
• ABNT NBR 6323 - Galvanização de produtos de aço ou ferro fundido – Especificação;
• ABNT NBR 6529 - Vernizes utilizados para isolação elétrica – Ensaios;
• ABNT NBR 6649 - Chapas finas a frio de aço-carbono para uso estrutural;
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• ABNT NBR 6650 - Chapas finas a quente de aço-carbono para uso estrutural;
• ABNT NBR 6869 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação da rigidez dielétrica (eletrodos de disco);
• ABNT NBR 7277 - Transformadores e reatores – Determinação do nível de ruído;
• ABNT NBR 8094 - Material metálico revestido e não revestido – Corrosão por exposição a nevoa salina;
• ABNT NBR 9119 - Produtos laminados planos de aço para fins elétricos de grão orientado;
• ABNT NBR 10025 - Elastômero vulcanizado – Ensaio de deformação permanente à compressão;
• ABNT NBR 10443 - Tintas e vernizes – Determinação da espessura de película seca sobre superfícies rugosas – Método de ensaio;
• ABNT NBR 10710 - Líquido isolante elétrico – Determinação do teor de água;
• ABNT NBR 11003 - Tintas – Determinação da aderência;
• ABNT NBR 11341 - Derivados de petróleo – Determinação dos pontos de fulgor e de combustível em vaso aberto Cleveland;
• ABNT NBR 11407 - Elastômero vulcanizado – Determinação das alterações das propriedades físicas, por efeito de imersão em líquidos – Método de ensaio;
• ABNT NBR 11888 - Bobinas finas e chapas finas a frio e a quente de aço carbono e de aço de baixa liga e alta resistência - Requisitos gerais;
• ABNT NBR 12133 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação do fator de perdas dielétricas e da permissividade relativa (constante dielétrica – Método de Ensaio);
• ABNT NBR 13182 - Líquidos isolantes elétricos – Determinação do teor de bifenilas policloradas (PCB);
• ABNT NBR 14724 - Equipamento elétrico – Determinação da compatibilidade de materiais empregados com óleo mineral isolante;
• ABNT NBR 14248 - Produtos de petróleo – Determinação do número de acidez e de basicidade – Método do indicador;
• ABNT NBR 15121 - Isolador para alta tensão – Ensaio de medição da radio-interferência;
• ABNT NBR 15422 - Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos;
• ABNT NBR IEC60811-4-1 - Métodos de ensaios comuns para materiais de isolação e de cobertura de cabos elétricos – Parte 4 – Capítulo 1;
• ABNT NBR ISO 724 - Rosca métrica ISSO de uso geral – Dimensões básicas;
• ABNT NBR IEC60085 - Isolação elétrica - Avaliação e designação térmicas
• ABNT NBR IEC60156 - Líquidos isolantes – Determinação da rigidez dielétrica à frequência industrial – Método de ensaio;
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4.3. Normas Técnicas Internacionais
• ASTM A900 - Standard test method for lamination factor of amorphous magnetic strip;
• ASTM A901 - Standard specification for amorphous magnetic core alloys, semi-processed types;
• ASTM D92 - Standard test methods for flash and fire points by Cleveland open cup tester;
• ASTM D297 - Standard test methods for rubber products-chemical analysis;
• ASTM D412 - Standard test methods for vulcanized rubber and thermoplastic rubber and thermoplastic elastomers –Tension;
• ASTM D471 - Standard test method for rubber property – Effect of liquids;
• ASTM D523 - Standard test for specular gloss;
• ASTM D870 - Standard practice testing water resistance of coatings using water immersion;
• ASTM D877 - Standard test method for dielectric breakdown voltage of insulating liquids using disk electrodes;
• ASTM D924 - Standard test method for dissipation factor (or power factor) end relative permittivity (dielectric constant) of electrical insulating liquids;
• ASTM D971 - Standard test method for interfacial tension of oil against water by the ring method;
• ASTM D974 - Standard test method for acid and base number by color-indicator titration;
• ASTM D1014 - Standard practice for conducting exterior exposure tests of paints and coatings on metal;
• ASTM D1533 - Standard test method for water in insulating liquids by coulometric karl fischer titration;
• ASTM D1619 - Standard test method for carbon black – Sulfur contente;
• ASTM D1735 - Standard practice for testing water resistance of coatings using water fog apparatus;
• ASTM D2240 - Standard test method for rubber property - Durometer hardness;
• ASTM D2247 - Standard practice for testing water resistance of coatings in 100% relative humidity;
• ASTM D3349 - Standard test method for absorption coefficient of ethylene polymer material pigmented with carbon black;
• DIN 50018 - Testing in satured atmosphere in the presence of sulfur dioxide;
• IEC 60214-1 - Tap-chargers – Part 1 – Performance requeriments and test methods;
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• ISO 179-2 - Plastics – Determination of Charpy impact properties – Part 2: Instrumented impact test;
• SlS-05-590 - Pictorial surface preparation standard for painting steel surfaces;
5. CONDIÇÕES GERAIS
5.1. Geral
5.1.1. Condições do Serviço
Os transformadores de distribuição tratados nesta Norma devem ser
adequados para operar nas seguintes condições:
a) Altitude limitada a 1000 m;
b) Temperatura: máxima do ar ambiente 40°C e média, em um período de 24
horas, 30°C;
c) Temperatura mínima do ar ambiente: 0°C;
d) Pressão máxima do vento: 700 Pa (70 daN/m²);
e) Umidade relativa do ar até 100%;
f) Exposição direta a chuva e poeira;
g) Nível de radiação solar: 1,1 kW/m², com alta incidência de raios
ultravioleta;
5.1.1.1. Ambientes Agressivos
São considerados áreas de ambiente agressivos as áreas litorâneas de Sergipe.
5.1.2. Os Transformadores Devem:
a) Ser fornecidos completos, com todos os acessórios necessários ao seu
perfeito funcionamento.
b) Ter todas as peças correspondentes intercambiáveis, quando de mesmas
características nominais e fornecidas pelo mesmo fabricante.
c) Ter o mesmo projeto e ser essencialmente idênticos quando fizerem parte
de um mesmo item da Ordem de Compra (OCM).
O projeto, matéria prima empregada, fabricação e acabamento devem
incorporar tanto quanto possível as mais recentes técnicas e melhoramentos.
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Os transformadores devem ser projetados de modo que as manutenções
possam ser efetuadas pelo Grupo Energisa ou em oficinas por ele qualificadas, sem
o emprego de máquinas ou ferramentas especiais.
5.2. Garantia
O período de garantia dos equipamentos, obedecido ainda o disposto no OCM,
será de 18 (dezoito) meses a partir da data de entrada em operação ou 24 (vinte e
quatro) meses a partir da entrega, prevalecendo o prazo referente ao que ocorrer
primeiro, contra qualquer defeito de fabricação, material e acondicionamento.
Caso os equipamentos apresentem qualquer tipo de defeito ou deixem de
atender aos requisitos exigidos pelas normas da Energisa, um novo período de
garantia de 12 (doze) meses de operação satisfatória, a partir da solução do
defeito, deve entrar em vigor para o lote em questão. Dentro do referido período
as despesas com mão-de-obra decorrentes da retirada e instalação de
equipamentos comprovadamente com defeito de fabricação, bem como o
transporte destes entre o almoxarifado da concessionária e o fornecedor, incidirão
sobre o último.
O período de garantia deverá ser prorrogado por mais doze meses em
quaisquer das seguintes hipóteses:
Em caso de defeito em equipamento e/ou componente que comprometa o
funcionamento de outras partes ou do conjunto; sendo a prorrogação válida
para todo equipamento, a partir da nova data de entrada em operação;
Se o defeito for restrito a algum componente ou acessório o (s) qual (is) não
comprometam substancialmente o funcionamento das outras partes ou do
conjunto, deverá ser estendido somente o período de garantia da (s) peça (s)
afetadas, a partir da solução do problema, prosseguindo normalmente a
garantia para o restante do equipamento.
5.3. Linguagens e Unidades de Medida
O sistema métrico de unidades deve ser usado como referência nos
documentos de licitação nas descrições técnicas, especificações, desenhos e
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quaisquer outros documentos. Qualquer valor que por conveniência for mostrado
em outras unidades de medidas também deve ser expresso no sistema métrico.
Todas as instruções, desenhos, legendas, manuais técnicos, relatórios de
ensaios, placas de identificação e de advertência devem ser escritas em português.
5.4. Acondicionamento
Os transformadores devem ser acondicionados, individualmente, em
embalagens de madeira, adequadas ao transporte ferroviário e/ou rodoviário.
As bases das embalagens devem ter no mínimo as dimensões indicadas no
desenho 17 e ser construídas de forma a permitir:
a) Uso de empilhadeiras e carro hidráulico;
b) Carga e descarga, através da alça de suspensão do transformador, com o uso
de pontos rolantes;
c) Transporte e ou armazenamento superposto de dois transformadores.
A madeira empregada deve ter qualidade no mínimo igual à do pinho de
segunda, com espessura mínima de 25 mm, ser biodegradáveis, reutilizáveis ou
recicláveis.
5.5. Meio Ambiente
No caso de fornecimento nacional, os fabricantes e fornecedores devem
cumprir rigorosamente, em todas as etapas da fabricação, do transporte e do
recebimento dos transformadores, inclusive nos processos utilizados no
revestimento anticorrosivo e de acabamento de superfícies, a legislação ambiental
- especialmente os instrumentos legais listados no Capítulo 4 - e as demais
legislações federais, estaduais e municipais aplicáveis.
No caso de fornecimento internacional, os fabricantes e 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, até a entrega no local indicado pelas empresas do
Grupo Energisa. Ocorrendo transporte em território brasileiro, os fabricantes e
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fornecedores estrangeiros devem cumprir a legislação ambiental brasileira,
especialmente os instrumentos legais listados no Capítulo 4, e as demais legislações
estaduais e municipais aplicáveis.
O fornecedor é responsável pelo pagamento de multas e pelas ações
decorrentes de práticas lesivas ao meio ambiente, que possam incidir sobre a
Energisa, quando derivadas de condutas praticadas por ele ou por seus
subfornecedores.
No transporte dos transformadores, devem ser atendidas as exigências do
Ministério dos Transportes e dos órgãos ambientais competentes, especialmente as
relativas à sinalização da carga.
A Energisa poderá verificar nos órgãos oficiais de controle ambiental, a
validade das licenças de operação da unidade industrial e de transporte dos
fornecedores e subfornecedores.
Visando orientar as ações da Energisa quanto à disposição final dos
transformadores retirados do sistema, o fornecedor deve apresentar, quando
exigidas pela Energisa, as seguintes informações:
a) Materiais usados na fabricação dos componentes dos transformadores e
respectivas composições físico-químicas de cada um deles;
b) Efeitos desses componentes no ambiente, quando de sua disposição final
(descarte);
c) Orientações, em conformidade com as legislações ambientais aplicáveis,
quanto à forma mais adequada de disposição final dos transformadores, em
particular do óleo isolante contido nos equipamentos e dos componentes em
contato com o óleo;
d) Disponibilidade do proponente e as condições para receber de volta os
transformadores de sua fabricação, ou por ele fornecidas, que estejam fora
de condições de uso.
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5.6. Programa Brasileiro de Etiquetagem - PBE
De acordo com a Portaria de Nº 378/2010 do INMETRO, de 28 de setembro de
2010, a fornecedora deverá, obrigatoriamente, estar em conformidade com os
requisitos estabelecidos pelo Programa Brasileiro de Etiquetagem (PBE) para
Transformadores de Distribuição em líquidos isolantes.
As condições acima estabelecidas serão verificadas na visita de inspeção de
homologação, pelo inspetor da Energisa.
5.7. Numeração De Patrimônio
Os transformadores devem conter a numeração sequencial de patrimônio,
fornecida pela Energisa, posicionada da maneira indicada no Desenho 18.
A inscrição deve ser indelével, feita com tinta preta, notação MUNSELL N1, e
resistir às condições de ambiente agressivo, durante a vida útil do equipamento.
O fabricante deve fornecer às empresas do Grupo Energisa, após a liberação
dos equipamentos, uma relação individualizando o número de série de fabricação
de cada transformador com o número de patrimônio correspondente.
5.8. Carregamento
Os transformadores de distribuição devem ser projetados para atender até 1,5
PU de sua potência nominal, sem limitações de nenhum componente associado
(buchas, comutadores de derivação, conexões, etc.), conforme definido nas ABNT
NBR 5440:2014.
5.9. Tensão de Expedição
Os transformadores devem ser expedidos no TAP correspondente à tensão
nominal.
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5.10. Aceitação de Transformador Particular para Incorporação ao
Patrimônio da Energisa
Somente serão aceitos transformadores de obras particulares, para
incorporação ao patrimônio da Energisa que atendam as seguintes condições:
a) Os transformadores deverão ser novos (período máximo de 12 meses da data
de fabricação), não se admitindo em hipótese nenhuma, transformador
usado, reformado ou recuperado;
b) Deverá acompanhar o transformador, a nota fiscal de origem do fabricante
bem como os relatórios de ensaios em fábrica comprovando sua aprovação
nos ensaios de rotina previstos nesta norma;
c) Somente serão aceitos transformadores provenientes de fabricantes
cadastrados/homologados pela Energisa;
d) O transformador deverá, a critério da Energisa, ser aprovado nos ensaios
realizados no laboratório próprio ou em laboratório por ela designado, para
comprovação dos resultados dos ensaios de acordo com os valores exigidos
nesta norma.
6. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS
6.1. Potências Nominais
As potências nominais, em kVA, para transformadores de distribuição de redes
aéreas, para uma elevação de temperatura enrolamento sobre o ambiente de 55°C
são as seguintes:
6.1.1. Transformadores Monofásicos
10, 15 e 25 kVA.
6.1.2. Transformadores Trifásicos
30, 45, 75, 112,5, 150, 225 e 300 kVA.
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6.2. Níveis De Isolamento
Os níveis de isolamento e os espaçamentos mínimos no ar devem obedecerá a
Tabela 01
6.3. Derivações E Elevações De Tensões
As derivações e relações de tensões são as constantes das Tabelas 02 e 03
A derivação principal corresponde à de tensão mais elevada. As derivações
para embarque deverão ser 11,4, 13,8, 22 e 34,5 kV, para os transformadores de
tensão máxima 15, 24,2 e 36,2 kV respectivamente.
6.4. Frequência Nominal
A frequência nominal é de 60 Hz.
6.5. Elevação De Temperatura
Os limites de elevação de temperatura acima da ambiente devem ser:
a) Média dos enrolamentos (método da variação da resistência): 55º C.
b) Ponto mais quente dos enrolamentos: 65º C.
c) Óleo isolante (medida próxima à superfície do líquido): 50º C.
6.6. Perdas, Correntes De Excitação E Tensão De Curto-Circuito (75º
C).
Os transformadores deverão possuir níveis de perdas máximas
correspondentes ao:
Nível “E” até a data de fabricação de 31/12/2018;
Nível “D” a partir da data de fabricação de 01/01/2019;
Nível “C” a partir da data de fabricação de 01/01/2022.
A critério da Energisa poderão ser exigidos níveis de perdas diferentes do
estabelecido.
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Os valores individuais não devem ultrapassar os valores garantidos na
proposta, observadas as tolerâncias especificadas na ABNT NBR 5440:2014.
A tensão de curto-circuito deve corresponder aos valores prescritos nas
Tabelas 04 e 05, observadas as tolerâncias especificadas na ABNT NBR
5440:2014.
Os valores da corrente de excitação e tensão de curto-circuito (75ºC)
indicados nas Tabelas 04 e 05 são referidos à derivação principal.
6.7. Polaridade E Deslocamento Angular
Os transformadores monofásicos devem ter polaridade subtrativa.
Os transformadores trifásicos devem ter deslocamento angular de 30º (fases
de baixa tensão atrasadas em relação às correspondentes fases de alta tensão).
6.8. Diagramas Fasoriais Dos Transformadores
Os diagramas fasoriais e polaridade dos transformadores devem ser:
a) Monofásica – Polaridade Subtrativa, conforme Tabela 06.
b) Trifásicos - deslocamento angular 30º, conforme Tabela 07.
6.9. Diagramas De Ligações Dos Transformadores
Os diagramas de ligações dos transformadores podem ser conforme a figuras
das tabelas abaixo:
e) Tabela 06 - Transformador Monofásico de 03 Buchas.
f) Tabela 07 - Transformador Trifásico
6.10. Tensão De Radio-Interferência (Tri)
O valor máximo de tensão de radio-interferência (TRI), quando o
transformador é submetido a 1,1 vezes o valor da tensão de maior derivação,
medido de acordo com a ABNT NBR 15121 são os seguintes:
250 µV, para a tensão máxima de 15 kV.
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650 µV, para a tensão máxima de 24,2 e 36,2 kV.
6.11. Capacidade de resistir a curtos-circuitos
O transformador deve resistir aos esforços de curtos-circuitos, quando
ensaiado de acordo com a ABNT NBR 5356-5, limitados a corrente simétrica ao
máximo de 25 vezes a corrente nominal do transformador.
6.12. Nível De Ruído
O transformador deve atender aos níveis máximos de ruído conforme Tabela
10, quando ensaiado conforme a ABNT NBR 7277.
7. CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS
Os transformadores devem ser projetados para operarem em sistemas de
distribuição com tensões nominais de:
11,4;
13,8;
22 e;
34,5 kV.
7.1. Materiais Isolantes
Os materiais isolantes dos transformadores devem ser no mínimo de classe
térmica 105 (A), conforme ABNT NBR IEC 60085:2012, Tabela 1.
O óleo isolante, antes do contato com o equipamento, deve ser conforme uma
das alternativas a seguir:
a) Óleo mineral do tipo A (base naftênica) ou do tipo B (base parafínica), de
acordo com as resoluções vigentes da ANP – Agência Nacional do Petróleo,
Gás Natural e Biocombustíveis;
b) Óleo vegetal de acordo com a ABNT NBR 15422.
O óleo isolante, após contato com o equipamento, deve possuir características
conforme Tabela 11.
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7.2. Tanque, Tampa E Radiadores
A chapa do tanque deve estar de acordo com as ABNT NBR 6649, ABNT NBR
6650 e ABNT NBR 11888.
As chapas de aço devem ter espessura mínima conforme especificado na
Tabela 12.
Nos radiadores aletados e painéis corrugados devem ser utilizados chapas
conforme a ABNT NBR 5915-1, com no mínimo 1,2 mm de espessura, ou tubos
conforme a ABNT NBR 5590, com no mínimo 1,5 mm de espessura.
As soldas executadas na confecção do tanque devem ser feitas de modo
contínuo e do lado externo.
Deve ser garantida a continuidade elétrica entre a tampa e o tanque, de
forma que não impeça a retirada da tampa.
A borda do tanque do transformador deve ser adequada para permitir o
correto alojamento das juntas, de modo a evitar seu deslizamento.
Os transformadores devem suportar a pressão manométrica de 0,07 MPa (0,7
kgf/cm2) durante 1 h.
7.3. Localização e Dimensionamento dos Componentes
7.3.1. Buchas E Terminais:
As buchas e terminais devem ser de acordo com as ABNT NBR 5034, ABNT
NBR 5435 e ABNT NBR 5437.
7.3.1.1. Bucha de Média Tensão
As buchas de média tensão deverão estar em conformidade com as
especificadas na ABNT NBR 5435:2015, com a utilização do terminal Tipo T1.
As buchas de média tensão devem ser localizadas conforme desenhos 01, 02
e 03. A tampa deve ser provida de ressaltos para a montagem das buchas de MT.
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Nota:
I. Para as áreas de Ambientes Agressivos, as buchas da Média Tensão deverão
se de classe 25 kV, mesmo que para operarem no sistema de 13,8 kV devido
os altos indicies de nevoa salina.
7.3.1.2. Bucha de Baixa Tensão
As buchas de baixa tensão deverão estar em conformidade com as
especificadas na ABNT NBR 5437:1984, com a utilização dos terminais Tipo T2 ou
T3, conforme as tabelas 13 e 14.
Os terminais de baixa tensão T2 e T3 devem estar em conformidade com a
ABNT NBR 5437:1984 – Figura 09 e Figura 10, respectivamente.
Os transformadores monofásicos, quando para ligação primária fase-neutro,
devem ter a derivação H2T, ligado internamente no tanque.
7.3.2. Alças De Suspensão
Os transformadores devem possuir duas alças de suspensão, conforme
Desenhos 01 a 03.
As alças devem ser soldadas na parede externa do tanque, de maneira que o
cabo de aço utilizado na suspensão não atinja as bordas da tampa e tenha
resistência, dimensões e formato suficientes e adequados para permitir o içamento
e a locomoção do transformador sem lhe causar outros danos, inclusive na pintura
e nas buchas.
As alças devem ser isentas de rebarbas.
7.3.3. Suportes Para Fixação No Poste
Os suportes devem ser soldados no tanque, conforme desenhos 01, 02 e 03.
Devem ter formato e dimensões conforme desenho 04 e espessura tal que
suportem perfeitamente o peso do transformador e permitam a instalação
adequada deste ao poste, sendo que:
a) O tipo 01 deve ser utilizado para transformadores monofásicos até 25 kVA;
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b) O tipo 02 deve ser utilizado para transformadores trifásicos até 300 kVA;
As abas laterais dos suportes e eventuais reforços não devem ser coincidentes
com o eixo vertical das buchas X1 e X3, nos transformadores monofásicos, e X0 e
X3, nos transformadores trifásicos, quando as buchas de baixa tensão possuir os
terminais de ligação tipo T2 ou T3. Isto visa não prejudicar a instalação de
conectores apropriados.
Os suportes devem suportar perfeitamente o peso do transformador e permitir
sua adequada instalação em postes, duplo T ou circular por meio de parafusos ou
de cintas.
7.4. Juntas De Vedação
Os materiais de vedação dos transformadores devem ser de borracha nitrílica
com alto teor de acrilonitrila (37 % a 41 %), conforme ASTM D 297, e atender às
características da Tabela 15.
7.5. Indicação Do Nível De Óleo Isolante
Os transformadores devem ter um traço demarcatório indelével indicando o
nível do líquido isolante a 25°C, pintado em cor contrastante com o acabamento
interno do tanque, do mesmo lado do suporte para fixação no poste, de maneira
que seja bem visível, retirando-se a tampa do tanque.
7.6. Dispositivo De Aterramento
Deve ter um conector próprio para ligação de condutores de cobre de
diâmetro 3,2 mm a 10,5 mm, conforme desenho 07, preso por meio de um
parafuso de rosca M-12 x 1,75 mm, no furo roscado do suporte para fixação ao
poste.
Os transformadores monofásicos fase e neutro das concessionárias Energisa
Minas Gerais e Sergipe devem ter também um aterramento adicional em X2,
conforme desenho 08.
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Nos transformadores trifásicos, deve ser localizado no suporte superior, na
parte lateral mais próxima do X0, conforme desenho 03, e nos transformadores
monofásicos, na parte lateral mais próxima do X1, conforme desenhos 01 e 02.
7.7. Sistema De Fixação Da Tampa
A tampa deve ser fixada ao tanque por meio de dispositivo(s) adequado(s),
projetado(s) de forma que não interfiram na conexão dos cabos de baixa tensão nas
buchas secundárias.
7.8. Numeração Dos Terminais E Derivações De Alta Tensão E Baixa
Tensão
Os terminais externos devem ser marcados de forma indelével na cor preta,
padrão Munsell N1, com altura dos caracteres não inferior a 30 mm, conforme
Desenhos 01 a 03.
A numeração das derivações em cada enrolamento, para os transformadores,
é feita em progressão aritmética de razão de dois para os monofásicos e razão de
três para os trifásicos, conforme Desenhos 01 a 03.
7.9. Fixação E Suspensão Da Parte Ativa
A fixação da parte ativa nas paredes internas do tanque deve ser feita por
dispositivos laterais, de maneira a facilitar sua retirada e recolocação no tanque. A
fixação deve, ainda, permitir a retirada da tampa do transformador sem que, para
tanto, seja necessário remover a parte ativa.
Os transformadores devem possuir no mínimo dois olhais para suspensão da
parte ativa, localizados na parte superior do núcleo, de modo a manter, durante a
suspensão, o conjunto na vertical.
Os dispositivos de fixação da parte ativa podem ser utilizados para suspensão
da parte ativa desde que tenham resistência sufi ciente.
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7.10. Estrutura De Apoio
A parte inferior do transformador deve ter uma estrutura que assegure uma
distância mínima de 10 mm entre a chapa do fundo e o plano de apoio do
transformador. O prolongamento das paredes do tanque pode ser utilizado para
este objetivo.
7.11. Acabamento
7.11.1. Acabamento Interno
No acabamento interno dos transformadores, devem ser observados os
seguintes requisitos:
a) As impurezas devem ser removidas por processo adequado logo após a
fabricação do tanque;
b) Deve ser aplicada uma tinta de fundo, tipo primer epóxi, com espessura
mínima de 20 µm;
c) Deve ser aplicada base antiferruginosa, branco, padrão Munsell N 9,5, que
não afete nem seja afetada pelo líquido isolante, com espessura seca
mínima de 80 μm, e grau de aderência, conforme ABNT NBR 11003, método
A, grau X1.
7.11.2. Acabamento Externo
No acabamento externo dos transformadores, 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, logo
após a fabricação do tanque;
b) Antes do início de qualquer processo de oxidação, recomenda-se que seja
aplicada tinta de fundo, tipo primer epóxi, com espessura mínima de 70 µm;
c) Em seguida, aplica-se uma de base antiferruginosa, tipo epóxi poliamida HB,
com espessura mínima de 90 µm;
d) Por fim, tinta compatível, na cor cinza-claro, padrão Munsell N 6.5,
perfazendo uma espessura seca total mínima de 40 μm.
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e) A codificação a ser pintada no transformador está representada nos
desenhos 22 a 24.
Transformadores com enrolamento de alumínio deverão ser
representados pelas letras “AL”, dentro de um círculo na cor azul
claro.
A garantia do transformador deverá ser pintada na cor preta. Ex.: G –
08/2015.
Para transformador com corrente de excitação reduzida (TR-ER).
7.11.2.1. Ambientes Agressivos
Nos transformadores destinados à áreas de Ambientes Agressivos, as
superfícies externas deverão ser pintadas com um esquema de pintura, resistente à
intempérie, formado de acordo com o seguinte:
a) Primer anticorrosivo: aplicação de sucessivas demãos de primer
bicomponente à base de epóxi rico em zinco, com no mínimo 80% de zinco
na película seca. Espessura mínima da película seca de 80 micrometros;
b) Primer intermediário: aplicação de sucessivas demãos de primer
bicomponente, à base de epóxi de óxido de Ferro Micaceos, compatível com
o primer anticorrosivo aplicado, com espessura mínima da película seca de
80 micrometros;
c) Acabamento: aplicação de sucessivas demãos de tinta de acabamento em
poliuretano acrílico alifático de alta espessura, bicomponente e de alto
sólidos por volume. A espessura mínima da película seca é de 80
micrometros;
d) Este esquema de pintura externa deverá apresentar uma espessura mínima
de película seca de 240 micrometros. A tinta de acabamento deverá ser
semibrilhante, na cor cinza claro Munsell N6,5.
7.12. Massa Do Transformador Para Instalação Em Poste
A massa total do transformador para poste não pode ultrapassar 1.500 kg.
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7.13. 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 16.
7.14. Dispositivo Para Fixação De Para-Raios
Os transformadores monofásicos e trifásicos devem possuir suportes para
fixação de para-raios soldados na tampa, conforme desenhos 19 e 20.
Os suportes sejam montados suficientemente próximos da respectiva bucha
média tensão, porém devidamente afastados das partes aterradas (alças de
suspensão, radiadores, tampa, presilhas ou de outros acessórios), visando manter
as distâncias elétricas necessárias.
Enquanto a distância mínima entre os suportes deve ser, no mínimo, igual ao
afastamento entre as buchas de alta tensão.
8. ACESSÓRIOS
8.1. Sistema De Comutação Sem Tensão
O comutador de derivações deve ser do tipo linear ou rotativo, com
acionamento rotativo, com mudança simultânea nas fases, para operações sem
tensão, com comando único de acionamento externo, e deve ser instalado de forma
a garantir a estanqueidade.
O comutador de derivações deve ser conforme IEC 60214-1, porém
suportando no mínimo 300 operações contínuas sob temperatura mínima de 75 °C,
sob uma pressão de 2 kgf/cm², no ensaio de durabilidade mecânica.
O material da parte externa do comutador, se não for metálico, deve resistir
aos raios solares e às variações climáticas conforme ISO 4892-1 (exposição) e ISO
179-2 (avaliação mecânica), com um tempo de exposição de 1.000 h. A perda da
resistência mecânica deve ser menor que 50 %.
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Alternativamente, o material da parte externa do comutador deve conter um
mínimo de 2 % do teor de negro de fumo verificado conforme a ABNT NBR NM IEC
60811-4-1 e possuir coeficiente de absorção de UV de no mínimo 4 000 Abs/cm²
conforme ASTM D3349.
O comutador deve ser instalado lateralmente ao transformador, deve possuir
um sistema de travamento em qualquer posição e a indicação da derivação deve
ser visível e com caracteres com altura mínima de 7 mm.
No acionamento do comutador, deve ser indicado, de forma indelével, que o
comutador deve ser operado somente sem tensão.
Adicionalmente, deve ser indicado, próximo ao acionamento do comutador,
de forma visível e indelével, os dizeres “OPERAR SEM TENSÃO”.
8.2. Placa De Identificação
Deve ter formato A6 (105 mm x 148 mm), sendo que os dados da placa e suas
disposições devem estar de acordo com o fixado nos desenhos 09, 10 e 11.
A placa deverá ser de alumínio anodizado, com espessura mínima de 0,8 mm,
com caracteres de altura mínima de 2 mm e estar localizada conforme desenhos
01, 02 e 03, de modo a permitir a leitura dos dados com o transformador
instalado.
A placa deve ser fixada, através de rebites de material resistente à corrosão,
em um suporte com base que impeça a deformação da mesma.
Deve também ser observado um afastamento de, no mínimo, 20 mm entre o
corpo do transformador e qualquer parte da placa.
8.3. Dispositivo De Alívio De Pressão
O transformador deve ser equipado com um dispositivo de alívio de pressão
interna, com os seguintes requisitos mínimos:
a) Pressão de alívio de 69 kPa (0,70 kgf/cm2) ± 20 %;
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b) Pressão de selamento mínima de 41,4 kPa (0,42 kgf/cm2);
c) Taxa de vazão de 9,91 × 105 cm³/min (35 pés cúbicos por minuto), a 103,5
kPa (1,06 kgf/cm2) e a 21 °C;
d) Taxa de admissão de ar, na faixa de 41,4 kPa (0,42 kgf/cm2) a 55,2 kPa
(0,56 kgf/cm2), igual à zero;
e) Temperatura de operação de − 29 °C a + 105 °C.
Além disso, o dispositivo deve possuir também as seguintes características:
a) Orifício de admissão de 1/4 pol (6,4 mm) −18 NPT;
b) Corpo hexagonal de latão de 16 mm, dimensionado para suportar uma força
longitudinal de 45 kgf;
c) Disco externo de vedação para impedir, de forma permanente, a entrada de
poeira, umidade e insetos. Este deve ser de material não oxidável, com
resistência mecânica sufi ciente para não sofrer deformação por manuseio;
d) Anel externo de material não oxidável, com diâmetro interno mínimo de 21
mm, para acionamento manual, dimensionado para suportar uma força
mínima de puxamento de 11 kgf, sem deformação;
e) Anéis de vedação e gaxetas internas compatíveis com a classe de
temperatura do material isolante do transformador;
f) Partes externas resistentes à umidade e à corrosão.
O dispositivo de alívio deve estar posicionado na horizontal, na parede do
tanque ou na tampa do transformador com adaptador, observada a condição de
carga máxima de emergência do transformador de 200 % e não pode, em nenhuma
hipótese, dar vazão ao óleo expandido.
O dispositivo deve ser posicionado também de forma a atender às seguintes
condições:
a) Não interferir no manuseio dos suportes de fixação em poste;
b) Não ficar exposto a danos quando dos processos de içamento, carga e
descarga do transformador;
c) Não interferir no manuseio dos suportes para fixação de para-raios;
d) Ser direcionado para o lado das buchas de baixa tensão.
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Nota:
I. Excepcionalmente, para as áreas de Ambientes Agressivos, em substituição a
válvula de alívio de pressão, instalar plug metálico, resistente à umidade e
corrosão.
8.4. Fixações Externas (Ferragens)
As fixações externas em aço (porcas, arruelas, parafusos e grampos de fixação
da tampa) devem ser revestidas de zinco por imersão a quente conforme a ABNT
NBR 6323:2016.
9. NÚCLEO
O núcleo deve ser construído de chapas de aço silício de grão orientado,
conforme a IEC 60404-8-7,ou metal amorfo, conforme as ASTM A900 e ASTM
A901.
As lâminas devem ser presas por uma estrutura apropriada que sirva como
meio de centrar e firmar o conjunto núcleo-bobina ao tanque, de tal modo que
esse conjunto não tenha movimento em quaisquer direções. Esta estrutura deve
propiciar a retirada do conjunto do tanque.
O núcleo deve ser aterrado, por meio de um único ponto, à massa do
transformador.
Quando aplicável, os tirantes que atravessam as lâminas do núcleo devem ser
isolados dessas lâminas e aterrados.
Todas as porcas dos parafusos utilizados na construção do núcleo devem ser
providas de travamento mecânico ou químico.
10. ENROLAMENTO
Os enrolamentos devem ser de condutores de cobre ou alumínio e devem ser
capazes de suportar, sem danos, os efeitos térmicos e dinâmicos provenientes de
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correntes de curto-circuito externos, quando o transformador for ensaiado
conforme a ABNT NBR 5356-5:2015.
a) O fio esmaltado deve ser no mínimo de classe térmica 180, de acordo com a
ABNT NBR IEC 60085:2017.
b) Não serão aceitos transformadores fabricados com enrolamentos a partir de
materiais provenientes de reciclagem.
c) A elevação máxima de temperatura dos enrolamentos (medida pelo método
da variação da resistência), do ponto mais quente dos enrolamentos e do
óleo sobre a temperatura ambiente, nas condições nominais de operação do
transformador.
11. INSPEÇÃO
11.1. Geral
A inspeção dos transformadores compreende a execução dos ensaios de rotina
e de tipo, estes quando exigidos na OCM.
11.2. Lote Para Inspeção
Compreende todas as unidades de transformadores, fornecidas de uma só vez.
11.3. Condições Gerais Para Os Ensaios De Rotina, Tipo E
Especiais.
Todos os componentes externos e acessórios que são suscetíveis de influenciar
o funcionamento do transformador durante os ensaios devem estar instalados.
Os enrolamentos devem estar conectados à sua derivação principal.
Para todas as características, os ensaios, excetuando-se as de isolamento, são
baseados em condições nominais.
11.4. Ensaios De Rotina
Deverão realizar os ensaios de rotina conforme Tabela 17.
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11.5. Ensaio De Tipo
Devem ser realizados os ensaios de tipo conforme Tabela 18.
Podem-se utilizar resultados de ensaios anteriormente executados em
transformadores de mesmo projeto ou similar para evidenciar o atendimento aos
requisitos estabelecidos, conforme acordado entre comprador e fabricante.
11.6. Ensaios Especiais
Quando solicitados, os ensaios especiais devem ser realizados conforme
Tabela 19.
11.7. Tolerância Nos Resultados Dos Ensaios Com Valor Garantido
As tolerâncias aplicáveis aos valores de ensaios são apresentadas na Tabela
20.
11.8. Relatórios Dos Ensaios
O relatório de ensaios deve ser constituído no mínimo de:
a) Laudo individual dos transformadores ensaiados;
b) Resumo dos ensaios;
c) Resultados do ensaio do óleo mineral isolante.
O resumo dos ensaios deve conter no mínimo o seguinte:
a) O número da OCM e quantidade dos transformadores do lote;
b) Identificação (dados de placa) e valores garantidos pelo fabricante;
c) Resultados dos ensaios que têm valores garantidos e os respectivos valores
máximos, médios e mínimos verificados no lote;
d) Data e assinatura do fabricante e do inspetor do Grupo Energisa ou da
empresa contratada para a inspeção.
O lote só será liberado pelo inspetor do Grupo Energisa ou da empresa
contratada, devidamente embalada e marcada, após o recebimento de 02 (duas)
vias do resumo dos ensaios.
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11.9. Aceitação e Rejeições
11.9.1. Na Inspeção Geral
Serão rejeitados os transformadores que apresentarem divergências em
relação a essa especificação ou evidência de materiais inadequados ou defeituosos.
Todo o lote será recusado, se os resultados dos ensaios com valor garantido
não obedecerem às tolerâncias estabelecidas na ABNT NBR 5440:2014 – Item 9.2.
Os valores garantidos são os declarados pelo fabricante na sua proposta e
constantes da OCM.
Serão rejeitadas as unidades que apresentarem valores medidos de perdas e
corrente de excitação superior aos valores máximos especificados pela ABNT NBR
5440:2014 – Item 9.5.
11.9.2. Ensaios De Pintura
Serão rejeitados os transformadores que obtenham classificação diferente de
Gr0 ou Gr1 no ensaio de aderência e/ou espessura média da pintura inferior a
0,070 mm. Serão rejeitados também, transformadores que apresentarem pintura
com empolada (Carroçada ou inchada), tinta escorrida e cor diferente da
especificada.
Nota:
I. As unidades rejeitadas devem ser pintadas e submetidas novamente aos
ensaios de pintura. O fabricante deve restaurar a pintura de todas as
unidades ensaiadas.
11.9.3. Ferragem
Ocorrendo falha de qualquer ferragem no ensaio de zincagem, devem ser
retiradas novas amostras do mesmo lote. Ocorrendo nova falha, todo o lote será
recusado.
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11.9.4. Óleo Isolante
O critério para aceitação e rejeição do óleo isolante é o estabelecido na ABNT
NBR 5440:2014 – Tabela 14, para óleo após contato com o equipamento.
12. APRESENTAÇÃO DAS PROPOSTAS E APROVAÇÃO DE
DESENHOS
A proposta só será considerada quando o fabricante tiver atendido a esta
Especificação e às Condições Gerais de Compra (OCM).
O fabricante deve, sob á pena de desqualificação, indicar na proposta:
a) Os valores garantidos (perdas no ferro, perdas totais a 75ºC – perdas
capitalizadas conforme expressões apresentadas, corrente de excitação e
tensão de curto-circuito a 75ºC).
b) Os números dos desenhos já aprovados referentes aos transformadores
ofertados, conforme item 4.2. desta especificação.
Caso haja modificação entre os desenhos anteriormente aprovados e os
equipamentos ora ofertados, o fabricante deverá enviar três cópias opacas dos
respectivos desenhos, uma das quais lhe será devolvida com aprovação para
fabricação ou com indicação das modificações necessárias.
13. NOTAS COMPLEMENTARES
Em qualquer tempo e sem necessidade de aviso prévio, esta Norma poderá
sofrer alterações, no seu todo ou em parte, por motivo de ordem técnica e/ou
devido às modificações na legislação vigente, de forma a que os interessados
deverão, periodicamente, consultar a Concessionária.
14. HISTÓRICO DE VERSÕES DESTE DOCUMENTO
Data Versão Descrição das Alterações Realizadas
01/07/2018 1.0 Migração de NDU para ETU
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15. TABELAS
Tabela 01 - Níveis de Isolamento.
Tabela 02 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas
Tabela 03 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas
Tabela 04 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-
Circuito Para Transformadores Monofásicos.
Tabela 05 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-
Circuito Para Transformadores Trifásicos.
Tabela 06 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Monofásicos
Tabela 07 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Trifásicos.
Tabela 08 - Transformador Monofásico
Tabela 09 - Transformador Trifásico.
Tabela 10 – Níveis máximos de ruído
Tabela 11 – Características do óleo isolante após contato com equipamento
Tabela 12 – Espessura mínima da chapa de aço
Tabela 13 - Buchas E Terminais De Baixa Tensão De Transformador
Monofásico.
Tabela 14 - Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador Trifásico.
Tabela 15 - Características dos materiais de vedação
Tabela 16 – Momento de torção
Tabela 17 – Ensaios de rotina
Tabela 18 – Ensaios de tipo
Tabela 19 – Ensaios especiais
Tabela 20 – Tolerâncias
Tabela 21 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Monofásicos
Tabela 22 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Trifásicos
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Tabela 01 - Níveis de Isolamento.
Tensão Máxima Do Equipamento
Kveficaz (1)
Tensão Suportável Nominal À Frequência
Industrial Durante 1 Min kVeficaz
Tensão Suportável Nominal De
Impulso Atmosférico kV
Crista (3)
Espaçamento Mínimo No Ar (mm)
Fase-Terra Fase-Fase
1,2 (2) 10 30 25
15 34 95 130 140
24,2 50
125 200 230
36,2 150
Nota:
I. Para efeitos desta Norma, entende-se por “tensão máxima do equipamento”
a sua classe de tensão.
II. O nível de isolamento correspondente a 1,2 kV só é aplicável à baixa-tensão
do transformador.
III. Correspondem a valores mínimos a serem fabricados. Valores superiores
admissíveis constam na ABNT NBR 5356-3.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
36
Tabela 02 - Derivações e Relações de Tensões Monofásicas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90596 10
90597 15
90598 25
Transformador Monofásico – 11,4 kV – 230/115 V
1511,4/√3 =
6,585
7.275 / 6.928
/ 6.582 /
6.236 / 5.889
T2 160 A
Código TapsTerminal
BTEmpresa
230/115
3 Buchas
EMG
ENF
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90599 10
90600 15
90601 25
Transformador Monofásico – 11,4 kV – 230 V
1511,4/√3 =
6,585
7.275 / 6.928
/ 6.582 /
6.236 / 5.889
T2 160 A ENF
Código TapsTerminal
BTEmpresa
230
3 Buchas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90090 10
90091 15
90092 25
Transformador Monofásico – 11,4 kV – 254/127 V
1511,4/√3 =
6,585
7.275 / 6.928
/ 6.582 /
6.236 / 5.889
T2 160 A ESS
Código TapsTerminal
BTEmpresa
254/127
3 Buchas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90602 10
90603 15
90604 25
Transformador Monofásico – 13,8 kV – 230/115 V
1513,8/√3 =
7,965
8.314 / 7.967
/ 7.621 /
7.275 / 6.928
T2 160 A ESE
Código TapsTerminal
BTEmpresa
230/115
3 Buchas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90605 10
90606 15
90607 25
Transformador Monofásico – 13,8 kV – 230 V
1513,8/√3 =
7,965
8.314 / 7.967
/ 7.621 /
7.275 / 6.928
T2 160 A
Código TapsTerminal
BTEmpresa
230
3 Buchas
EBO
EPB
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37
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90094 10
90095 15
90096 25
Transformador Monofásico – 13,8 kV – 254/127 V
1513,8/√3 =
7,965
8.314 / 7.967
/ 7.621 /
7.275 / 6.928
T2 160 A
Código TapsTerminal
BTEmpresa
254/127
3 Buchas
EMS
EMT
ESS
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90098 10
90099 15
90100 25
Transformador Monofásico – 13,8 kV – 440/220 V
1513,8/√3 =
7,965
8.314 / 7.967
/ 7.621 /
7.275 / 6.928
T2 160 A ETO
Código TapsTerminal
BTEmpresa
440/220
3 Buchas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90608 10
90609 15
90610 25
Transformador Monofásico – 22 kV– 230/115 V
24,222,4/√3 =
12,75
13.972 / 13.337
/ 12.702 /
12.067 / 11.432
T2 160 A EMG
Código TapsTerminal
BTEmpresa
230/115
3 Buchas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90064 10
90065 15
90066 25
Transformador Monofásico – 34,5 kV – 254/127 V
36,234,5/√3 =
19,95
20.900 / 20.409
/ 19.919 /
19.053 / 18.187
T2 160 A
EMS
EMT
ESS
254/127
3 Buchas
Código TapsTerminal
BTEmpresa
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal MTTaps
Tensão
Nominal BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90068 10
90069 15
90070 25
Transformador Monofásico – 34,5 kV – 440/220 V
36,234,5/√3 =
19,95
20.900 / 20.409
/ 19.919 /
19.053 / 18.187
T2 160 A ETO
Código TapsTerminal
BTEmpresa
440/220
3 Buchas
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
38
Tabela 03 - Derivações e Relações de Tensões Trifásicas
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90033 30,0
90034 45,0
90035 75,0
90028 112,5
90029 150,0
90031 225,0
90032 300,0
Transformador Trifásico 11,4 kV - 220/127 V
15 11,4 4
12.000 /
11.400 /
10.800 /
10.200
220/127
Código TapsTerminal
BTEmpresa
T2 160 A
T2 400 A
T3 800 A
EMG
ESS
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90041 30,0
90042 45,0
90043 75,0
90036 112,5
90037 150,0
90039 225,0
90040 300,0
Transformador Trifásico 11,4 kV - 380/220 V
15 11,4 4
12.000 /
11.400 /
10.800 /
10.200
380/220
T2 160 A
Código TapsTerminal
BTEmpresa
ENFT2 400 A
T3 800 A
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90061 30,0
90062 45,0
90063 75,0
90056 112,5
90057 150,0
90059 225,0
90060 300,0
Transformador Trifásico 13,8 kV - 380/220 V
15 13,8 4
14.400 /
13.800 /
13.200 /
12.600
380/220
T2 160 A
T2 400 A
Código TapsTerminal
BTEmpresa
T3 800 A
EBO
EMT
EPB
ETO
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
39
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90611 30,0
90612 45,0
90613 75,0
90614 112,5
90615 150,0
90616 225,0
90617 300,0
T2 400 A
T3 800 A
15 13,8 4
14.400 /
13.800 /
13.200 /
12.600
220/127
T2 160 A
ESE
Código TapsTerminal
BTEmpresa
Transformador Trifásico 13,8 kV - 220/127 V
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90061 30,0
90062 45,0
90063 75,0
90056 112,5
90057 150,0
90059 225,0
90060 300,0
Transformador Trifásico 13,8 kV - 380/220 V
15 13,8 4
14.400 /
13.800 /
13.200 /
12.600
380/220
T2 160 A
T2 400 A
Código TapsTerminal
BTEmpresa
T3 800 A
EBO
EMT
EPB
ETO
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90075 30,0
90076 45,0
90077 75,0
90072 112,5
90073 150,0
90589 225,0
90590 300,0
Empresa
Transformador Trifásico 22 kV – 220/127 V
24,2 22 4
23.100 /
22.000 /
20.900 /
19.800
220/127
T2 160 A
EMGT2 400 A
Código TapsTerminal
BT
T3 800 A
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40
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90081 30,0
90082 45,0
90083 75,0
90078 112,0
90079 150,0
90591 225,0
90592 300,0
Código TapsTerminal
BTEmpresa
T2 160 A
T2 400 A
T3 800 A
36,2 34,5 4
36.200 /
35.350 /
34.500 /
33.000
220/127
EMS
EMT
ESS
Transformador Trifásico 34,5 kV - 220/127 V
PotênciaClasse de
Tensão
Tensão
Nominal
MT
Taps
Tensão
Nominal
BT
(kVA) (kV) (kV) (V) (V)
90087 30,0
90088 45,0
90089 75,0
90084 112,5
90085 150,0
90593 225,0
90594 300,0
Código TapsTerminal
BTEmpresa
EMS
EMT
ESS
ETO
Transformador Trifásico 34,5 kV - 380/220 V
36,2 34,5 4
36.200 /
35.350 /
34.500 /
33.000
380/220
T2 160 A
T2 400 A
T3 800 A
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41
Tabela 04 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-Circuito Para Transformadores Monofásicos
Potência
nominalEficiência
Perdas em
vazio máximas
Po
Perdas totais
máximas PT
Rendimento
mínimo C=0,5
e FP=0,92
Corrente de
excitação
máxima Io
Tensão de
curto-circuito
(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)
A 30 160 98,66
B 35 180 98,47
C 40 200 98,29
D 45 225 98,08
E 50 245 97,90
A 40 215 98,80
B 45 240 98,66
C 50 270 98,50
D 60 300 98,29
E 65 330 98,13
A 55 310 98,98
B 65 355 98,82
C 70 395 98,70
D 80 435 98,55
E 90 480 98,40
Transformadores Monofásico - 15 kV
10 2,7
2,515 2,4
25 2,2
Potência
nominalEficiência
Perdas em
vazio máximas
Po
Perdas totais
máximas PT
Rendimento
mínimo C=0,5
e FP=0,92
Corrente de
excitação
máxima Io
Tensão de
curto-circuito
(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)
A 35 175 98,50
B 40 195 98,32
C 45 220 98,11
D 50 240 97,92
E 55 265 97,72
A 45 235 98,68
B 55 270 98,45
C 60 300 98,29
D 70 335 98,06
E 75 365 97,91
A 60 335 98,89
B 70 385 98,72
C 80 430 98,56
D 90 475 98,41
E 100 520 98,25
Transformadores Monofásico - 24,2 kV
10 3,3
2,515 3,0
25 2,8
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
42
Potência
nominalEficiência
Perdas em
vazio máximas
Po
Perdas totais
máximas PT
Rendimento
mínimo C=0,5
e FP=0,92
Corrente de
excitação
máxima Io
Tensão de
curto-circuito
(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)
A 40 185 98,37
B 45 205 98,19
C 50 225 98,00
D 55 250 97,79
E 60 270 97,61
A 50 255 98,55
B 60 290 98,33
C 65 320 98,17
D 75 350 97,96
E 80 380 97,80
A 65 370 98,79
B 75 415 98,63
C 85 455 98,48
D 95 500 98,32
E 105 545 98,16
Transformadores Monofásico - 36,2 kV
10 3,5
3,015 3,2
25 3,0
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
43
Tabela 05 - Valores De Perdas, Correntes De Excitação E Tensões De Curto-Circuito Para Transformadores Trifásicos
Potência
nominalEficiência
Perdas em
vazio máximas
Po
Perdas totais
máximas PT
Rendimento
mínimo C=0,5
e FP=0,92
Corrente de
excitação
máxima Io
Tensão de
curto-circuito
(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)
A 75 445 98,80
B 90 495 98,63
C 110 560 98,41
D 130 630 98,19
E 150 695 97,97
A 100 610 98,91
B 115 670 98,79
C 140 760 98,59
D 170 855 98,38
E 195 945 98,19
A 150 895 99,03
B 175 990 98,91
C 215 1.125 98,73
D 255 1.260 98,55
E 295 1.395 98,37
A 195 1.210 99,14
B 230 1.340 99,03
C 285 1.525 98,86
D 335 1.705 98,71
E 390 1.890 98,54
A 245 1.500 99,20
B 285 1.655 99,10
C 350 1.880 98,95
D 420 2.110 98,79
E 485 2.335 98,65
A 330 2.100 99,26
B 380 2.315 99,17
C 470 2.630 99,03
D 560 2.945 98,90
E 650 3.260 98,76
A 410 2.610 99,31
B 475 2.885 99,23
C 585 3.275 99,10
D 700 3.670 98,97
E 810 4.060 98,84
300 1,9
3,5
4,5
30
45
75
112,5
150
225
2,3
2,1
4,0
3,2
2,7
2,5
Transformadores Trifásico - 15 kV
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
44
Potência
nominalEficiência
Perdas em
vazio máximas
Po
Perdas totais
máximas PT
Rendimento
mínimo C=0,5
e FP=0,92
Corrente de
excitação
máxima Io
Tensão de
curto-circuito
(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)
A 85 475 98,69
B 95 520 98,56
C 115 590 98,33
D 140 665 98,07
E 160 790 97,75
A 110 645 98,84
B 130 720 98,68
C 155 815 98,48
D 185 910 98,26
E 215 1.055 97,99
A 160 955 98,97
B 185 1.055 98,85
C 230 1.200 98,65
D 270 1.345 98,46
E 315 1.550 98,22
A 220 1.270 99,08
B 255 1.405 98,96
C 310 1.595 98,79
D 370 1.785 98,62
E 425 2.085 98,40
A 270 1.605 99,13
B 310 1.770 99,03
C 380 2.010 98,87
D 450 2.250 98,71
E 520 2.610 98,51
A 370 2.200 99,21
B 430 2.435 99,11
C 530 2.770 98,96
D 625 3.095 98,81
E 725 3.605 98,62
A 435 2.740 99,27
B 505 3.030 99,18
C 620 3.440 99,05
D 735 3.845 98,92
E 850 4.400 98,76
150 2,6
225 2,4
5,0
300 2,1
Transformadores Trifásico - 24,2 kV
30 4,2
4,0
45 3,6
75 3,2
112,5 2,8
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
45
Potência
nominalEficiência
Perdas em
vazio máximas
Po
Perdas totais
máximas PT
Rendimento
mínimo C=0,5
e FP=0,92
Corrente de
excitação
máxima Io
Tensão de
curto-circuito
(kVA) Nível (W) (W) (%) (%) (%)
A 90 500 98,62
B 105 555 98,45
C 125 630 98,21
D 145 700 97,99
E 165 775 97,75
A 125 695 98,72
B 145 770 98,57
C 175 875 98,34
D 200 970 98,14
E 230 1.075 97,91
A 175 1.025 98,89
B 200 1.135 98,76
C 240 1.285 98,57
D 280 1.430 98,38
E 320 1.580 98,19
A 240 1.335 99,02
B 275 1.470 98,90
C 330 1.665 98,73
D 385 1.860 98,56
E 440 2.055 98,40
A 295 1.720 99,06
B 340 1.895 98,95
C 405 2.145 98,80
D 475 2.395 98,63
E 540 2.640 98,48
A 410 2.340 99,15
B 470 2.585 99,04
C 565 2.925 98,90
D 655 3.260 98,75
E 750 3.600 98,61
A 495 2.900 99,21
B 565 3.195 99,12
C 675 3.615 98,99
D 790 4.035 98,85
E 900 4.450 98,72
150 2,8
225 2,5
5,0
300 2,2
Transformadores Trifásico - 36,2 kV
30 4,4
4,0
45 3,8
75 3,4
112,5 3,0
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46
Tabela 06 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Monofásicos
Nota:
I. Para Transformador destinado as redes existentes, são permitidas a
polaridade aditiva.
Tabela 07 - Diagrama De Polaridade Dos Transformadores Trifásicos.
Nota:
I. Para esse tipo de ligação, o eventual fechamento do fluxo magnético não
pode se fechar por meio do tanque do transformador, em caso de falta de
fase.
Fase / Neutro
15 / √3
24,2 / √3
36,2 / √3
H1
H2T
X1
X2
X1
X2
X3
Secundário
03 BuchasPrimário
Secundário
02 Buchas
Tensão máxima do
equipamento (kV)
36,2 (1)
Tensão máxima do
Equipamento Fase-Fase (kV)Primário Secundário 4 Buchas
15, 24,2 e 36,2
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47
Tabela 08 - Transformador Monofásico
Tabela 09 - Transformador Trifásico.
Polaridade Subtrativa
02 Buchas 03 Buchas
Núcleo Envolvido Núcleo Envolvido
Polaridade Subtrativa
Diagrama Fasorial Dyn1
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48
Tabela 10 – Níveis máximos de ruído
Nível máximo de ruído
Potência nominal do transformador
equivalente com dois enrolamentos
(dB) (kVA)
48 1 a 50
51 51 a 100
55 101 a 300
Tabela 11 – Características do óleo isolante após contato com equipamento
Nota:
I. A unidade mg/kg equivale a ppm.
II. Qualquer um dos métodos de medição da rigidez dielétrica pode ser
utilizado.
III. Qualquer um dos métodos de medição do fator de perdas dielétricas pode
ser utilizado.
ASTM ABNT NBR Valor ASTM ABNT NBR Valor
Tensão interfacial mN/m - -Não
AplicavelD 971 6234 ≥ 40
Teor de água mg/kg (1) D 1533 10710 ≤ 300 D 1533 10710 ≤ 25
Rigidez dielétrica
(eletrodo de disco) (2)kV D 877 6869 ≥ 30 D 877 6869 ≥ 30
Rigidez dielétrica
(eletrodo de calota) (2)kV - IEC 60156 ≥ 45 - IEC 60156 ≥ 45
Fator de perdas
dielétricas ou fator de
dissipação a 25 °C (3)
% D 924 12133 ≤ 0,5 D 924 12133 ≤ 0,5
Fator de perdas
dielétricas ou fator de
dissipação a 100 °C (3)
% D 924 12133 ≤ 8 D 924 12133 ≤ 0,9
Índice de neutralização mgKOH/g D 974 14248 ≤ 0,06 D 974 14248 ≤ 0,03
Ponto de combustão ºc D 92 11341 ≥ 300 - - -
Teor de
bifenilaspolicloradas (PCB)mg/kg (1) - 13882
Não
detectado- 13882
Não
detectado
Características do óleo UnidadeVegetal Mineral
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49
Tabela 12 – Espessura mínima da chapa de aço
Potência do transformador
Espessura
Tampa Corpo Fundo
(kVA) (mm)
P ≤ 10 1,90
10 < P ≤ 150 2,65 3,00
150 < P ≤ 300 3,00 4,75
Nota:
I. As espessuras estão sujeitas às tolerâncias da ABNT NBR 6650.
Tabela 13 - Buchas E Terminais De Baixa Tensão De Transformador Monofásico.
Potência Do Transformador
Tensão Nominal Da Bucha
Corrente Nominal Do Terminal
Tipo De Terminal
(kVA) (kV) (A)
10, 15 e 25 1,3 160 T2
Tabela 14 - Buchas e Terminais de baixa tensão de Transformador Trifásico.
Potência Do Transformador
Tensão Nominal Da
Bucha
Corrente Nominal Do Terminal (A)
Tipo De Terminal
(kVA) (kV) (A)
30 e 45
1,3
160
T2 75 400
112,5
150
800 T3 225
300
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
50
Tabela 15 - Características dos materiais de vedação
Característica Método de ensaio Valores Nominais
Densidade ASTM D 297 1,15 g/cm³ a 1,30 g/cm³
Dureza shore A ASTM D 2240 (65 ± 5) pontos
Cinza ASTM D 297 1 % a 3 %
Enxofre livre ASTM D 1619 Negativo
Resistência à tração ASTM D 412 (100 ± 10) kg/cm²
Deformação permanente - 70 h a 100 °C, máx. 15 % à compressão.
Envelhecimento ABNT NBR 11407 ou ASTM
D 471
70 h em óleo isolante, a 100 °C, com:
Variação de volume = 0 % a 5 %
Variação de dureza = −10 a+ 5 pontos
NOTA:
I. Recomenda-se que os líquidos utilizados no ensaio de envelhecimento
atendam aos requisitos da ANP para óleo mineral isolante e a ABNT NBR
15422 para óleo vegetal isolante.
Tabela 16 – Momento de torção
Tipo da Rosca Torque Mínimo
N x m kgf x m
M10 16,70 1,70
M12 28,20 2,88
M16 76,00 7,75
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
51
Tabela 17 – Ensaios de rotina
Descrição Requisito Método de ensaio
Resistência dos enrolamentos - ABNT NBR 5356-1
Relação de transformação e polaridade e verificação do deslocamento angular e sequência de fases
6.3, 6.7 e 6,8 ABNT NBR 5356-1
Impedância de curto-circuito e perdas em carga
6.6 ABNT NBR 5356-1
Perdas em vazio e corrente de excitação
6.6 ABNT NBR 5356-1
Tensão suportável à frequência industrial
6.2 ABNT NBR 5356-3
Tensão induzida de curta duração
ABNT NBR 5356-3 ABNT NBR 5356-3
Resistência de isolamento - ABNT NBR 5356-1
Estanqueidade e resistência à pressão a frio
7.3 ABNT NBR 5356-1
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
52
Tabela 18 – Ensaios de tipo
Descrição Requisito Método de ensaio
Elevação de temperatura 6.1 e 6.5 ABNT NBR 5356-2 e Anexo G
Suportabilidade a impulso atmosférico de alta-tensão
6.2 ABNT NBR 5356-4
Ensaio de óleo isolante 7.1 7.1
Ensaio de verificação da resistência mecânica do suporte para fixação do transformador
7.3.3 Anexo B
Tabela 19 – Ensaios especiais
Descrição Requisito Método de ensaio
Medição da(s) impedância(s) de sequência zero (transformadores trifásicos)
- ABNT NBR 5356-1
Suportabilidade a impulso atmosférico de baixa-tensão
6.2 ABNT NBR 5356-4 e
Anexo E
Suportabilidade a curto-circuito 6.10 ABNT NBR 5356-5
Nível de ruído audível 6.11 ABNT NBR 7277
Medição de harmônicas da corrente de excitação
- ABNT NBR 5356-1
Medição do fator de potência do isolamento (tg δ) e capacitâncias
- ABNT NBR 5356-1
Verificação da pintura nas partes interna e externa
7.11 Anexo A
Tensão de radio-interferência 6.9 CISPR/TR 18-2
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
53
Tabela 20 – Tolerâncias
Características especificadas Tolerância
Impedância de curto-circuito dos enrolamentos ± 7,5 %
Perdas em vazio + 10%
Perdas totais + 6%
Relação de tensão em qualquer derivação ± 0,5 %
Relação de tensão em transformadores providos de derivação. Quando a espira for superior a 0,5 % da tensão de derivação respectiva, a tolerância especificada aplica-se ao valor de tensão correspondente à espira completa mais próxima.
± 1/10 da impedância de curto-circuito
expressa em porcentagem
Corrente de excitação + 20 %
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54
Tabela 21 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Monofásicos
POTÊNCIA (KVA)
ELO- FUSÍVEL
6,5 kV 7,9 kV 12,7 kV 19,9 kV
ELO ELO ELO ELO
10 1 H 1 H 1 H 0,5 H
15 2 H 2 H 1 H 1 H
25 3 H 3 H 2 H 2 H
Tabela 22 – Elos-Fusíveis Para Transformadores Trifásicos
POTÊNCIA (7KVA)
ELO- FUSÍVEL
11,4 kV 13,8 kV 22 kV 34,5 kV
ELO ELO ELO ELO
30 2 H 1 H 1 H 0,5 H
45 2 H 2 H 1 H 1 H
75 3 H 3 H 2 H 1 H
112,5 5 H 5 H 3 H 2 H
150 8 K 6 K 5 H 3 H
225 12 K 10 K 5 H 5 H
300 15 K 12 K 8 K 5 H
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
55
16. ANEXO I
Anexo A - Ensaios Para Verificação Da Pintura Do Tanque.
Anexo B - Ensaio de verificação da resistência mecânica do(s) suporte(s) para
fixação do transformador
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
56
Anexo A - Ensaios Para Verificação Da Pintura Do Tanque.
a) Névoa Salina
Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme a ABNT NBR
8094 (com entalhe na vertical).
Deve resistir a 500 h de exposição contínua ao teste de névoa salina (solução a
5% da NaCl em água). Não deve haver empolamento e a penetração máxima sob os
cortes traçados será de 4 mm; os painéis devem ser mantidos em ângulo de 15º a
30º conforme a ABNT NBR 8094.
b) Umidade
Os painéis são colocados em ângulo de 15º a 30º em uma câmara com umidade
relativa a 100% e temperatura ambiente de 40 ± 1ºC. Após 250 h de exposição, não
podem ocorrer empolamentos ou defeitos similares, quando ensaiados conforme
ASTM D 870.
c) Impermeabilidade
Imergir 1/3 do painel em água destilada mantida a 37,8 ± 1ºC. Após 480 horas,
não pode haver empolamentos ou defeitos similares, quando ensaiados conforme
ASTM D 870.
d) Aderência
Este ensaio deve ser executado conforme ABNT NBR 11003.
e) Brilho
O acabamento deve ter um brilho de 55 a 65 medido no Gardner Glossmeter a
60º de ângulo, quando ensaiado conforme ASTM D 523.
f) Resistência a Óleo Isolante.
Preparar os painéis somente com o esquema da pintura interna; Devem
resistir a 106 horas imersas em óleo a 110 ± 2º C, em alterações, quando ensaiados
conforme ABNT NBR 6529.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
57
g) Resistência Atmosférica Úmida Saturada na Presença de SO2.
Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme ABNT NBR
8094 (com entalhe na vertical).
Deve-se verificar a resistência a 100% de umidade relativa com duração
conforme ASTM D 2247. Deve-se verificar também a resistência ao SO2 (2,0L), em
ciclos conforme DIN 50018.
O tanque deve resistir a um ciclo de 24 horas de ensaio sem apresentar
bolhas, enchimentos, absorção de água, carregamento e não pode apresentar
manchas e corrosão.
Nota:
O ciclo de 24 horas consiste em um período igual há 8 horas a 40 ± 2ºC na presença
de SO2, após o qual se desliga o aquecimento e abre-se a tampa do aparelho,
deixando-se as peças no ar, dentro do aparelho 16 horas à temperatura ambiente.
h) Brisa Marítima.
Com uma lâmina cortante, romper o filme até a base, conforme ABNT NBR
8094 (com entalhe na vertical). Colocar os painéis em ângulo de 45º, com a face
traçada voltada para o mar, a uma distância deste de até 30 metros do limite da
maré alta.
Após 6 (seis) meses de exposição, não deve haver empolamento e similares,
permitindo-se penetração na zona do corte de até 4 mm, quando ensaiados
conforme ASTM 1014.
i) Determinação de Espessura de Camada de Tinta.
Este ensaio deve ser executado conforme ABNT NBR 10443.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
58
Anexo B - Ensaio de verificação da resistência mecânica do(s) suporte(s) para fixação do transformador
O objetivo do ensaio é verificar a resistência mecânica do(s) suporte(s) para
fixação no poste frente ao momento de torção na superfície de junção do tanque
que é resultante de uma carga definida.
Para acomodação do conjunto, fixar o transformador completo (parte ativa,
óleo isolante, buchas e tampa) ou apenas o seu tanque (neste caso, aplica-se uma
carga adicional para que o tanque esteja com o peso equivalente ao seu peso total
“P”), conforme a Figura B.1, utilizando os rasgos laterais, visando simular uma
instalação em poste, durante 5 min. Após este procedimento, marcar o ponto “A”.
O ensaio de resistência mecânica consiste em aplicar uma força “F”,
conforme a Tabela B.1, durante 5 min.
Após a retirada da carga, o ponto “A” não pode ter um deslocamento residual
maior que 2 mm no sentido de aplicação da carga e não podem ocorrer trincas ou
ruptura no(s) suporte(s) de fixação do transformador.
No caso de utilização do tanque vazio, aplicar apenas a força “F”, conforme
tabela B.1
Tabela B.1 – Força F
Peso do Transformador
Carga de Ensaio
P ≤ 160 F = 80
P > 160 F = 0,5 x P
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
59
Figura B.1 – Aplicação da força “F”
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
60
17. DESENHOS.
Desenho 01 - Transformadores Monofásicos – 02 Buchas Baixa Tensão
Desenho 02 - Transformadores Monofásicos – 03 Buchas Baixa Tensão
Desenho 03 - Transformadores Trifásicos
Desenho 04 - Suporte Fixação do Transformador ao Poste
Desenho 05 - Válvula de Alívio de Pressão
Desenho 06 - Dispositivo de Aterramento em Transformador para Instalação
em Poste
Desenho 07 - Dispositivo de Aterramento Adicional em X2 – Trafo 1Ø
Desenho 08 - Diagramas de Ligação - Transformador 1Ø e 3Ø
Desenho 09 - Placa de Identificação para Transformadores 1Ø (2 bucha)
Desenho 10 - Placa de Identificação Para Transformadores 1Ø (3 Bucha)
Desenho 11 - Placa de Identificação para Transformadores 3Ø
Desenho 12 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV
Desenho 13 - Terminal T1 da Bucha de Média Tensão
Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV
Desenho 15 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T2
Desenho 16 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T3
Desenho 17 - Embalagem
Desenho 18 - Dispositivo da Codificação a ser Pintado no Transformador
Desenho 19 - Dispositivo para Fixação de para Raios em Transformadores
Monofásicos
Desenho 20 - Dispositivo para Fixação de para Raios em transformadores
Trifásicos
Desenho 21 - Parafuso de Cabeça Sextavada – M12x40
Desenho 22 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Alumínio
Desenho 23 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Metal
Amorfo
Desenho 24 - Identificação de Transformador Monofásico – Projetado com
Corrente de Excitação Reduzida
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
61
Desenho 25 - Etiqueta Nacional De Conservação De Energia De
Transformadores De Distribuição Em Líquido Isolante – Formato E
Padronização
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
62
Desenho 01 - Transformadores Monofásicos – 02 Buchas Baixa Tensão
Notas:
I. Dimensões em Milímetros.
II. Figura Orientativa.
III. P= Potência em KVA.
P ≤ 25 kVA P ≤ 25 kVA
A 1.200 1.300
C 800 800
L 900 900
D 120 120
B 200 200
E 100 100
Cotas
mínimasG 50 50
Tolerâncias
D e B (±5%)
E (±10%)
15 kV24,2 ou
36,2 kVTensão máxima do
Equipamento
Cotas
máximas
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
63
Desenho 02 - Transformadores Monofásicos – 03 Buchas Baixa Tensão
Notas:
I. Dimensões em Milímetros.
II. Figura Orientativa.
III. P= Potência em KVA.
IV. Os transformadores Classe 15 kV fornecidos para as áreas de Ambientes
Agressivos devem possuir buchas primárias classe 25 KV.
P ≤ 25 kVA P ≤ 25 kVA
A 1.200 1.300
C 800 800
L 900 900
D 120 120
B 200 200
E 100 100
Cotas
mínimasG 50 50
Tolerâncias
D e B (±5%)
E (±10%)
15 kV24,2 ou
36,2 kVTensão máxima do
Equipamento
Cotas
máximas
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
64
Desenho 03 - Transformadores Trifásicos
Notas:
I. Dimensões em Milímetros.
II. Figura Orientativa.
III. P= Potência em KVA.
IV. Os transformadores Classe 15 kV fornecidos para as áreas de Ambientes
Agressivos devem possuir buchas primárias classe 25 KV.
P ≤ 45 45 < P ≤ 150 P > 150 P ≤ 45 45 < P ≤ 150 P > 150
A 1.800 2.000
C 1.300 1.350 1.650 1.400 1.450 1.700
L 750 950 1.150 900 950 1.200
D 120 120
B 200 200 ou 400 400 200 200 ou 400 400
E
150
100
24,2 ou 36,2 kV
1.300
50 50
1.600
50
Tolerâncias
D e B (±5%)
E (±10%)
15 kV
150
100
Tensão máxima do
Equipamento
Cotas
máximas
Cotas
mínimasG 50
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
65
Desenho 04 - Suporte Fixação do Transformador ao Poste
TIPO 1 - (MONOFÁSICO ATÉ 25 kVA)
TIPO 2 - (TRIFÁSICO ATÉ 300 kVA)
Notas:
I. Dimensões em Milímetros.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
66
Desenho 05 - Válvula de Alívio de Pressão
Posição Descrição Material
1 Corpo Latão
2 Disco externo de vedação Não oxidável
3 Anel externo para acionamento manual
4 Êmbolo Latão
5 Anel interno Borracha nitrílica
6 Mola interna Aço inoxidável
7 Guia
Nota:
I. 1. O corpo e o êmbolo devem ser em latão, o disco de vedação e o anel de
acionamento em materiais inoxidáveis, o anel interno de borracha nitrílica
e a mola e a guia em aço inoxidável.
II. Excepcionalmente, para áreas de Ambientes Agressivos, em substituição a
válvula de alívio de pressão, instalar plug metálico, resistente à umidade e
corrosão.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
67
Desenho 06 - Dispositivo de Aterramento em Transformador para Instalação em Poste
Posição Descrição Material
1 Parafuso de cabeça sextavada Aço carbono zincado 2 Arruela de pressão
3 Conector de pressão Liga de cobre
4 Arruela lisa Aço carbono zincado 5 Porca sextavada
Notas:
I. As características mecânicas devem estar de acordo com a ABNT NBR 5370.
II. O conector deve permitir a colocação ou retirada do condutor de maior
seção sem a necessidade de desmontá-lo.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
68
Desenho 07 - Dispositivo de Aterramento Adicional em X2 – Trafo 1Ø
Posição Descrição
1 Abraçadeira plástica flexível com fechamento autotravante
2
Lâmina de Cobre estanho:
Espessura =0,5 mm (Mínimo);
Largura = 25 mm (Mínimo);
2 furos para fixação no conector de 12 mm.
3 Porca Sextavada M8;
4 Parafuso de Latão ou aço inox M8, soldado ao tanque;
5 Arruela lisa M8
6 Arruela de pressão B8
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
69
Desenho 08 - Diagramas de Ligação - Transformador 1Ø e 3Ø
TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS
02 BUCHAS
POLARIDADE SUBTRATIVA
FASE-NEUTRO
NÚCLEO ENVOLVIDO
03 BUCHAS
POLARIDADE SUBTRATIVA
FASE-NEUTRO-FASE
NÚCLEO ENVOLVIDO
TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS
DIAGRAMA FASORIAL Dyn1
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
70
Desenho 09 - Placa de Identificação para Transformadores 1Ø (2 bucha)
Legenda:
a. Nome e demais dados do fabricante e local de fabricação;
b. Número de série de fabricação;
c. Mês (Três primeiras Letras) e ano de fabricação;
d. Potência em quilovolts-ampere;
e. Impedância de Curto – Circuito, em percentagem;
f. Tipo de óleo isolante (A, B ou Vegetal);
g. Tensões Nominais de Alta Tensão;
h. Tensões Nominais de Baixa Tensão;
i. Diagrama de Ligação Fasorial (Por Exemplo: Dyn1);
j. Diagrama de Ligação dos enrolamentos;
k. Volume total do liquido isolante do transformador em litros;
l. Massa total do Transformador, em quilogramas;
m. Número da placa de identificação;
n. Elevação de temperatura óleo/enrolamento;
o. Material dos enrolamentos AT/BT (Por Exemplo: Alumínio/Cobre);
p. Nível de Eficiência (A, B, C ou E).
q. Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex.:
TR-ER / TR-PC / TR-NA);
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
71
Desenho 10 - Placa de Identificação Para Transformadores 1Ø (3 Bucha)
Legenda:
a. Nome e demais dados do fabricante e local de fabricação;
b. Número de série de fabricação;
c. Mês (Três primeiras Letras) e ano de fabricação;
d. Potência em quilovolts-ampere;
e. Impedância de Curto – Circuito, em percentagem;
f. Tipo de óleo isolante (A, B ou Vegetal);
g. Tensões Nominais de Alta Tensão;
h. Tensões Nominais de Baixa Tensão;
i. Diagrama de Ligação Fasorial (por Exemplo: Dyn1);
j. Diagrama de Ligação dos enrolamentos;
k. Volume total do liquido isolante do transformador em litros;
l. Massa total do Transformador, em quilogramas;
m. Número da placa de identificação;
n. Elevação de temperatura óleo/enrolamento;
o. Material dos enrolamentos AT/BT (Por Exemplo: Alumínio/Cobre);
p. Nível de Eficiência (A, B, C ou E).
q. Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex.:
TR-ER / TR-PC / TR-NA);
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
72
Desenho 11 - Placa de Identificação para Transformadores 3Ø
Legenda:
a. Nome e demais dados do fabricante e local de fabricação;
b. Número de série de fabricação;
c. Mês (Três primeiras Letras) e ano de fabricação;
d. Potência em quilovolts-ampere;
e. Impedância de Curto – Circuito, em percentagem;
f. Tipo de óleo isolante (A, B ou Vegetal);
g. Tensões Nominais de Alta Tensão;
h. Tensões Nominais de Baixa Tensão;
i. Diagrama de Ligação Fasorial (Por Exemplo: Dyn1);
j. Diagrama de Ligação dos enrolamentos;
k. Volume total do liquido isolante do transformador em litros;
l. Massa total do Transformador, em quilogramas;
m. Número da placa de identificação;
n. Elevação de temperatura óleo/enrolamento;
o. Material dos enrolamentos AT/BT (Por Exemplo: Alumínio/Cobre);
p. Espaço reservado para indicar característica especifica do transformador (Ex.:
TR-ER / TR-PC / TR-NA);
q. Símbolo do Diagrama de ligação AT (Por Exemplo: Δ);
r. Símbolo do Diagrama de ligação BT (Por Exemplo: Y);
s. Nível de Eficiência (A, B, C ou E).
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Desenho 12 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV.
15 24,2 36,2
T1 -
T2 160
230 360 420
4 6 12
15,0 25,8 36,2
155 305 346
280 450 680
Cara
cte
ríst
icas
Elé
tric
as
1 - Corpo isolante: cerâmica.
2 - Terminal: latão estanhado.
3 - Parafuso de aperto: latão estanhado.
4 - Condutor passante: latão estanhado.
5 - Flange de fixação: aço oxidado.
6 - Junta inferior: borracha sintética.
7 - Junta superior: borracha sintética.
8 - Arruela.
9 - Porca sextavada M12.
10 -Parafuso cabeça sextavada M6x25-8.8: aço oxidado.
11 - Parafuso cabeça redonda com fenda M5x15: latão
estanhado.
12 - Arruela de pressão B12: aço zincado.
13 - Mola: aço oxidado.
Lista de peças e respectivos materiais:
Tensão suportável de impulso
atmosférico (kVcrista)110 150
160
Tensão aplicada em frequencia
industrial, 1 minuto a seco e
10 segundos sob chuva
(kVeficaz)
706034
Distância de Arco Externo
Distância de Escoamento (mm)
-
100
Número de Saias
Tensão Nominal (kV)
Corrente Nominal (A)
Bucha 160A
A
B
Cota
s
Tensão (kV)
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Desenho 12 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV - Dimensões
C D E F ØG
(kV)
15 278 32 22 99 4
24,2 410 6
36,2 T2 172 464 12
+5 +10
-2 -6Tolerância ± 2 ± 1,5 ± 3
T1
TensãoTipo
DimensõesNº de
Saias(mm)
110
80 26 105
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Desenho 13 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV – Listas de Peças
Posição 2 Posição 3
Notas:
I. Material: latão forjado de condutividade mínima igual a 25% IACS a 20°C.
II. Proteção superficial: estanhado com camada mínima de 8 μm.
III. Rosca métrica conforme normas ABNT aplicáveis (ver seção 2 - Referências).
IV. Tolerâncias: conforme a ABNT-NBR 8999 e/ou DIN 7168. Em dimensões sem
indicação de tolerância, admitir ± 1%.
V. Notas válidas para posições 2, 3 e 4.
VI. O terminal deve ser capaz de acomodar cabos de seções nominais até 50
mm2, inclusive.
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Desenho 13 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV – Listas de Peças
Posição 4
Posição 5
Notas:
I. Material: Aço carbono conforme ABNT NBR 6649 e ABNT NBR 6650;
II. Proteção superficial: Oxidado;
III. Rosca métrica conforme normas ABNT aplicáveis.
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Desenho 13 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV – Listas de Peças
Posição 6 e 7
Nota:
I. Material: Borracha sintética dureza 65 ± 5 Shore A.
Posição 8
Nota:
I. Material: Papelão hidráulico conforme ABNT NBR 5894.
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78
Desenho 13 - Bucha de Média Tensão 15, 24,2 e 36,2 kV – Listas de Peças
Posição 13
Notas:
I. Material: Aço ABNT-1090.
II. Proteção superficial: Oxidado.
III. Número de espiras: 131.
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Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV
96 140 216
79 95 130
34 49 68
160 400 800
47 60 81
50 65 87
Tensão suportável de impulso
atmosférico (kVcrista)
160 A
T2
400 A
T2
800 A
T3
A
B
ØC 14
1,3
10
30
Distância de Arco Externo
Distância de Escoamento (mm)
Tensão aplicada em frequencia
industrial, 1 minuto a seco e
10 segundos sob chuva
Bucha1,3 kV Lista de peças e respectivos materiais:
Cota
s 1 - Porca sextavada T2-M10 (160), T2-M16 (400), T3-
M24 (800): latão estanhado.
2 - Arruela lisa: latão estanhado.
3 - Arruela: papelão hidráulico.
4 - Corpo isolante interno: cerâmica.
5 - Arruela: papelão hidráulico.
6 - Junta inferior: borracha sintética.
7 - Corpo isolante externo: cerâmica.
8 - Condutor passante: cobre eletrolítico.
9 - Junta superior: borracha sintética.
10 - Arruela de pressão B12.
11 -Porca sextavada M12: latão estanhado.
ØD
Tensão Nominal (kV)
Corrente Nominal (A)
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80
Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – Lista de Peças
Posição 2 Posição 3
Notas:
I. Material – Posição 2: Latão.
II. Material – Posição 3: Papelão hidráulico conforme ABNT NBR 5894.
Posição 4
Notas:
I. Em medidas sem indicação de tolerâncias, usar conforme DIN 7168
(tolerâncias grossas).
II. Material: cerâmica não vitrificada.
A B C
1,3 - 160 21,0 10,5 2,0
1,3 - 400 30,0 17,0 3,0
1,3 - 800 44,0 25,0 4,0
Bucha
(kV - A)
Cota
A B C
1,3 - 160 21,0 10,5 2,0
1,3 - 400 30,0 17,0 3,0
1,3 - 800 44,0 25,0 4,0
Bucha
(kV - A)
Cota
Tolerância ± 0,3 + 0,2 ± 0,25
A B C D E F G H
1,3 - 160 5,0 12,0 1º 51,0 38,0
1,3 - 400 18,0 74,0 56,0
1,3 - 800 41,0 58,0 16,0 27,0 95,0 72,0
TolerânciaVer Nota 1
Cota
29,0 41,0
10,0
12,0
3º
Bucha
(kV - A)
+ 1
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Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – Lista de Peças
Posição 5 Posição 6
Notas:
I. Material – Posição 5: Papelão hidráulico conforme ABNT NBR 5894.
II. Material – Posição 6: Borracha sintética com dureza 65 ± 5 Shore A.
Posição 8
Notas:
I. Cobre eletrolítico mínimo de 99%.
II. Rosca métrica conforme normas ABNT aplicáveis.
A B C
1,3 - 160 54,0 33,0
1,3 - 400 77,0 48,0
1,3 - 800 98,0 63,0
1,6
Bucha
(kV - A)
Cota
Tolerância ± 2,0 + 0,3 ± 0,25
A B C D
1,3 - 160 140,0 45,0 10,0 10,0
1,3 - 400 175,0 60,0 15,0 16,0
1,3 - 800 235,0 90,0 20,0 24,0
-
CotaBucha
(kV - A)
Tolerância ± 2,0 ± 0,5 + 0,2
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Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – Lista de Peças
Posição 9
Notas:
I. Material: Borracha sintética com dureza de 65 ± 5 Shore A.
A B C D
1,3 - 160 24,0 30,0 10,0
1,3 - 400 26,0 42,0 16,0
1,3 - 800 47,0 55,0 24,0
+ 0,2
Cota
4,0
Bucha
(kV - A)
Tolerância ± 0,2 ± 0,3 ± 0,1
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83
Desenho 14 - Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – Lista de Peças
Posição 7
Notas:
I. Em medidas sem indicação de tolerâncias: usar conforme DIN 7168;
II. Material: cerâmica vitrificada.
A B C D E F G H J L M N P Q
1,3 - 160 74 32 11 38 35 49 27 33 24 13
1,3 - 400 88 43 14 51 48 65 38 48 35 19
1,3 - 800 116 31 59 16 10 67 86 52 10 10 67 45 29 8
-1 1Ver Nota
1Ver Nota 1
6 6
-1Ver Nota
1-1
8
Bucha
(kV - A)
Tolerância -1
23
Ver Nota 1
Cota
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84
Desenho 15 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T2
Terminal T2 Dimensões
A B C D E F G H I J L M N
1,3 / 160 50,0 20,0 30,0 74,5 15,0 5,0 20,0 10,0 12,0 6,0 25,0 M10 35,0
1,3 / 400 81,0 31,0 50,0 94,5 25,0 6,0 24,0 15,0 18,0 8,0 37,0 M16 48,0
Notas:
I. Material: Latão forjado;
II. Condutividade: mínimo 25% IACS a 20ºC;
III. Proteção superficial: estanhado com camada mínima de 8 µm;
IV. Rosca métrica, conforme ABNT NBR 6161;
V. Tolerâncias: em medidas sem indicação de tolerância, admitir ±1%.
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85
Desenho 16 – Terminal da Bucha de Baixa Tensão 1,3 kV – T3
Notas:
I. Material: Latão forjado;
II. Condutividade: mínimo 25% IACS a 20ºC;
III. Proteção superficial: estanhado com camada mínima de 8 µm;
IV. Rosca métrica, conforme ABNT NBR 6161;
V. Tolerâncias: em medidas sem indicação de tolerância, admitir ±1%.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
86
Desenho 17 – Embalagem
Detalhe da base da embalagem para transformadores
Notas:
I. A espessura mínima das réguas utilizadas deve ser de 25 mm.
II. O Reforço central, para os transformadores acima de 250 kg.
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87
Desenho 17 – Embalagem (Continuação)
Detalhe da base da embalagem para transformadores até 300 kVA
Dimensões:
A = Comprimento do transformador + 50 mm
B = Largura do transformador + 50 mm
C = Altura do transformador + 25 mm
D = Distância entre a base e o centro da alça de poste inferior do transformador
E = Distâncias entre as alças de poste inferior e superior do transformador
F = Distância entre a alça de poste e o tanque + 30 mm
G = Largura da alça de poste + 200 mm
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88
Desenho 18 - Dispositivo da Codificação a ser Pintado no Transformador
Notas:
I. O tipo de transformador será identificado da seguinte forma:
a) Transformadores com perdas capitalizadas TR-PC.
b) Transformadores com núcleo amorfo TR-NA.
c) Transformadores com corrente de excitação reduzida TR-ER.
II. O fabricante optando pelo exemplo 3, as informações da tampa e do fundo,
deve ser coincidente e, obrigatórias nos dois locais. Porém na tampa
dispensa-se a sigla concessionária. Também neste caso será gravado o tipo
de transformador informado conforme nota 01.
III. Altura da letra será compatível com o espaço disponível do fabricante. Não
podendo ser inferior a 20 mm.
IV. A identificação do número patrimonial será fornecida pela concessionaria.
V. Medidas em Milímetros.
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89
Desenho 19 - Dispositivo para Fixação de para Raios em Transformadores Monofásicos
Notas:
I. Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quadrado, aço carbono, classe 3.6,
proteção superficial zincagem por imersão a quente.
II. Arruelas de estrias e pressão com porcas quadradas ou sextavadas.
III. Suporte para fixação de para-raios.
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90
Desenho 20 - Dispositivo para Fixação de para Raios em transformadores Trifásicos
Notas:
I. Parafuso de cabeça abaulada, pescoço quadrado, aço carbono, classe 3.6,
proteção superficial zincagem por imersão a quente.
II. Arruelas de estrias e pressão com porcas quadradas ou sextavadas.
III. Suporte para fixação de para-raios.
______________________________________________________________________________________ ETU-109 1ª Edição Julho / 2018
91
Desenho 21 - Parafuso de Cabeça Sextavada – M12x40
Notas:
I. Material: Latão forjado com proteção superficial de estanho com camada de
8 µm ou aço inox.
II. Condutividade: Mínimo 25% IACC 25°C.
III. Rosca Completa no pino tipo M12.
IV. Medidas em mm.
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92
Desenho 22 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Alumínio
Desenho 23 - Identificação de Transformador com Enrolamentos de Metal Amorfo
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93
Desenho 24 - Identificação de Transformador Monofásico – Projetado com Corrente de Excitação Reduzida
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94
Desenho 25 - Etiqueta Nacional De Conservação De Energia De Transformadores De Distribuição Em Líquido Isolante – Formato E Padronização
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95
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