ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA
Código:
REFORMA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
Versão
DMED
07-02-10
03
SUMÁRIO
CONTEÚDO
PG.
1.
OBJETIVO
02
2.
ÂMBITO
02
3.
CONCEITOS
02
4.
NORMAS E LEGISLAÇÃO APLICÁVEIS
02
5.
INSTRUÇÕES GERAIS
08
6.
5.1.
Condições de Serviço
08
5.2.
Identificação dos Transformadores
09
5.3.
Transporte
09
5.4.
Montagem para Entrega
09
5.5.
Equipamentos mínimos necessários para reforma:
10
5.6.
Componentes
10
5.7.
Característica Elétrica
13
5.8.
Características Construtivas
14
PROCEDIMENTOS
15
6.1.
Execução de Ensaios
15
6.2.
Relação de Ensaios
15
6.3.
Inspeção
18
6.4.
Aceitação ou Rejeição
19
6.5.
Relatório de Ensaios
20
6.6
Garantia
20
7.
ALTERAÇÕES
20
8.
ANEXOS
21
8.1.
Tabela 1 - Características do Sistema Elétrico da DMED
8.2.
Tabela 2 - Tipos de Terminais das Buchas de Baixa Tensão
21
8.3.
Tabela 3 – Tolerâncias
22
8.4.
Tabela 4 – Grupo I
22
8.5
Tabela 5 – Grupo II
23
8.6.
Tabela 6 – Características das buchas
24
8.7.
Tabela 7 – Orçamento de Reforma de Transformadores para Redes Aéreas de Distribuição
25
8.8.
Tabela 8 – Valores de Reforma Grupos I e II
26
8.9.
Tabela 9 – Valores da Sucata
26
8.10.
Figura 1
27
8.11.
Figura 2
28
Elaboração: Hudson Tancredi Galvão
Data: 23/07/2013
21
Aprovação: Anderson Muniz
Data: 23/07/2013
ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA
Código:
DMED
07-02-10
REFORMA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
Versão
1.
03
OBJETIVO
Estabelecer as condições mínimas exigíveis para a recuperação de Transformadores de
Distribuição a serem utilizados nas Redes Aéreas de Distribuição Urbana e Rural na área de
concessão da DME Distribuição S/A.
Para tanto foram consideradas as especificações e os padrões do material em referência,
definidos nas Normas Brasileiras Registradas - NBR da Associação Brasileira de Normas Técnicas
– ABNT, acrescidos das modificações baseadas nos resultados de desempenho e especificações
técnicas anteriores a esta existentes na DMED.
2.
ÂMBITO
Aplica-se a Diretoria Técnica, Gerência de Laboratório, Supervisão de Suprimentos, Qualidade e
Fornecedores interessados em reforma de transformadores da DMED.
3.
CONCEITOS
3.1.
Siglas:
−
3.2.
DMED: DME Distribuição S/A.
Terminologia:
Serão adotadas terminologias estabelecidas pelas normas mencionadas no item 4 desta
especificação.
4.
NORMAS E LEGISLAÇÃO APLICÁVEIS E DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
4.1.
Normas Técnicas
4.1.1.
NBR-5356 - Transformadores de potência - Especificação.
4.1.2.
NBR-5370 - Conector de cobre para condutores elétricos em sistemas de potência Especificação.
4.1.3.
NBR-5380 - Transformadores de potência - Método de ensaio.
4.1.4.
NBR-5426 - Planos de amostragem e procedimento na inspeção por atributos Procedimento.
4.1.5.
NBR-5440 - Transformadores para redes aéreas de distribuição - Padronização.
4.1.6.
NBR-5456 - Eletricidade geral - Terminologia.
4.1.7.
NBR-5458 - Eletrotécnica e eletrônica - Transformadores - Terminologia.
4.1.8.
NBR-7277 - Medição do nível de ruído de transformadores e reatores - Método de ensaio.
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REFORMA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO
Versão
4.1.9.
03
NBR-7875 - Instrumentos de medição de radio interferência na faixa de 0,l5 a 30 MHz
(Padrão CISPR) - Padronização.
4.1.10. NBR-7876 - Linhas e equipamentos de alta tensão - Medição de radio interferência na faixa
de 0,15 a 30mhz - Método de ensaio.
4.1.11. NBR-5034 - Buchas para equipamento elétrico de tensão superior a 1kV - Especificação.
4.1.12. NBR-5433 - Redes de distribuição aérea rural de energia elétrica – Padronização.
4.1.13. NBR-5434 - Redes de distribuição aérea urbana de energia elétrica – Padronização.
4.1.14. NBR-5435 - Bucha para transformadores sem conservador de óleo - Tensão nominal 15
kV e 25,8 kV - 160A - Dimensões - Padronização.
4.1.15. NBR-5437 - Bucha para transformadores s/ conservador de óleo - Tensão nominal 1,3 kV 160 A, 400A e 800 A - Dimensões - Padronização.
4.1.16. NBR-5438 - Bucha p/ transformadores - Tensão nominal 1,3 kV - 2000 A, 3150 A e 5000 A
- Dimensões - Padronização.
4.1.17. NBR-8158 - Ferragens eletrotécnicas para redes aéreas urbanas e rurais de distribuição
de energia elétrica - Especificação.
4.1.18. NBR-9527 - Rosca métrica ISO – Procedimento.
4.1.19. NBR-6323 - Aço ou ferro fundido - Revestimento de zinco por imersão a quente Especificação.
4.1.20. NBR-5416 - Aplicação de cargas em transformadores de potência - Procedimento.
4.1.21. NBR-5906 – Chapas finas a quente de aço carbono para estampagem - Especificação.
4.1.22. NBR-5915 – Chapas finas a frio de aço carbono para estampagem - Especificação.
4.1.23. NBR-9119 – Produtos laminados planos de aço carbono para uso estrutural.
4.1.24. NBR-10443 – Tintas – Determinação da espessura de película seca – Método de ensaio.
4.1.25. NBR-11003 – Tintas – Determinação da aderência – Método de ensaio.
4.1.26. Portaria Interministerial Nº 104, de 22 de Março de 2013. Que aprova a Regulamentação
Específica de Transformadores de Distribuição em Líquido Isolante e o seu respectivo
Programa de Metas.
4.1.27. NBR-5590 – Tubos de aço carbono com ou sem solda longitudinal, pretos ou galvanizados
– Especificação.
4.1.28. NBR-6234 – Método de Ensaio para a determinação de tensão interfacial de óleo-água.
4.1.29. NBR-6529 – Vernizes utilizados para isolação elétrica – Ensaios.
4.1.30. NBR-6649 – Chapas finas a frio de aço carbono para uso estrutural.
4.1.31. NBR-6650 – Chapas finas a quente de aço carbono para uso estrutural.
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4.1.32. NBR-6869 – Líquidos isolantes elétricos - Determinação da rigidez dielétrica (eletrodos de
disco).
4.1.33. NBR-7034 – Materiais Isolantes elétricos – Classificação Térmica.
4.1.34. NBR-9119 – Produtos laminados planos de aço para fins elétricos de grão orientado.
4.1.35. NBR-10025 – Elastômero vulcanizado – Ensaio de deformação permanente à compressão.
4.1.36. NBR-10710 – Liquido Isolante Elétrico – Determinação do teor de água.
4.1.37. NBR-11407 – Elastômero vulcanizado – Determinação das alterações das propriedades
físicas, por efeito de imersão em líquidos – Método de Ensaio.
4.1.38. NBR-11888 – Bobina de chapa fina a frio e a quente de aço carbono e aço de baixa liga e
alta resistência – requisitos gerais.
4.1.39. NBR-12133 – Líquidos Isolantes elétricos – Determinação do fator de perdas dielétricas e
da permissividade relativa (constante dielétrica) – Método de Ensaio.
4.1.40. NBR-13882 – Líquidos isolantes elétricos – Determinação do teor de bifenilas policloradas
(PCB).
4.1.41. NBR-14274 – Equipamento Elétrico – Determinação da compatibilidade de materiais
empregados com óleo mineral isolante.
4.1.42. NBR-14248 – Produtos de petróleo – Determinação do número de acidez e de basicidade
– Método do indicador.
4.1.43. NBR-15121 – Isolador para Alta Tensão – Ensaio de medição da radio interferência.
4.1.44. NBR-15422 – Óleo vegetal isolante para equipamentos elétricos.
4.1.45. NBR NM IEC 60811-4-1 – Métodos de ensaios comuns para materiais de isolação e de
cobertura de cabos elétricos – Parte 4: Métodos específicos para os compostos de
polietileno e polipropileno – Capitulo 1: Resistência à fissuração por ação de tensões
ambientais – Ensaio de enrolamento após envelhecimento térmico no ar – Medição do
índice de fluidez – Determinação do teor de negro-de-fumo e/ou de carga mineral em
polietileno.
4.1.46. NBR ISO 724 – Rosca métrica ISSO de uso geral – Dimensões básicas.
4.1.47. NBR IEC 60156 – Líquidos Isolantes – Determinação da rigidez dielétrica à freqüência
industrial – Método de Ensaio.
4.1.48. ASTM A900 – Standard test method for lamination factor of amorphous magnetic strip.
4.1.49. ASTM A901 – Standard specification for amorphous magnetic core alloys, semi-processed
types.
4.1.50. ASTM D92 – Standard test method for flash and fire points by Cleveland open cup tester.
4.1.51. ASTM D297 - Standard test methods for rubber products – Chemical Analysis.
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4.1.52. ASTM D412 – Standard test methods for vulcanized rubber and thermoplastic elastomers –
Tension.
4.1.53. ASTM D471 – Standard test method for rubber property – Effect of liquids.
4.1.54. ASTM D523 – Standard test method for specular gloss.
4.1.55. ASTM D870 – Standard practice for tenting water resistance of coating using water
immersion.
4.1.56. ASTM D877 – Standard test method for dielectric breakdown voltage of insulting liquids
using disk electrodes.
4.1.57. ASTM D924 – Standard test method for dissipation factor (or power factor) and relative
permittivity (dielectric constant) of electrical insulating liquids.
4.1.58. ASTM D971 – Standard test method for interfacial tension of oil against water by the ring
method.
4.1.59. ASTM D974 – Standard test method for acid and base number by color-indicator titration.
4.1.60. ASTM D1014 – Standard practice for conducting exterior exposure tests of paints and
coating on metal substrates.
4.1.61. ASTM D1533 – Standard test method for water in insulating liquids by coulometric karl
fischer titration.
4.1.62. ASTM D1619 – Standard test methods for carbon black – Sulfur content.
4.1.63. ASTM D1735 – Standard practice for testing water resistance of coatings using water fog
apparatus.
4.1.64. ASTM D2240 – Standard test method for rubber property – Durometer hardness.
4.1.65. ASTM D2247 – Standard practice for testing water resistance of coatings in 100% relative
humidity.
4.1.66. ASTM D3349 – Standard test method for absorption coefficient of ethylene polymer
material pigmented with carbon black.
4.1.67. DIN 50018 – Testing in a saturated atmosphere in the presence of sulfur dioxide.
4.1.68. IEC 60214-1 – Tap-changers – Part 1: Performance requirements and test methods.
4.1.69. ISO 179-2 – Plastics – Determination of Charpy impact properties – Part 2: Instrumented
impact test.
4.1.70. ISO 4892-1 – Plastics – Methods of exposure to laboratory light sources – Part 1: General
guidance.
4.1.71. SIS-05-5900 – Pictorial surface preparation standards for painting steel surfaces.
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4.2.
03
Regulamentos e Legislação Federal sobre o meio ambiente
4.2.1.
Constituição da República Federativa do Brasil - Título VIII: Da Ordem Social - Capítulo VI:
Do Meio Ambiente
4.2.2.
Lei nº 7.347, de 24.06.85 - Disciplina a ação civil pública de responsabilidade por danos
causados ao meio ambiente, ao consumidor, a bens e direitos de valor artístico, estético,
histórico, turístico e paisagístico, e dá outras providências.
4.2.3.
Lei n° 9.605, de 12.02.98 - Dispões sobre as sançõe s penais e administrativas derivadas
de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, e dá outras providências.
4.2.4.
Portaria Interministerial nº 19, de 29.01.81 - Contaminação do meio ambiente por bifenis
policlorados - PCBs (Ascarel, Aroclor, Clophen, Phenoclor, Kanechlor, etc.)
4.2.5.
Decreto Legislativo nº 43/98, de 29.05.98 - Aprova o texto da Convenção Internacional
sobre Preparo, Resposta e Cooperação em Caso de Poluição por Óleo
4.2.6.
Decreto n° 6.514, de 22/07/2008 - Dispõe sobre as i nfrações e sanções administrativas ao
meio ambiente. Estabelece o processo administrativo federal para apuração destas
infrações e dá outras providências.
4.2.7.
Resolução CONAMA1 nº 1, de 23.01.86 - Dispõe sobre os critérios básicos e as diretrizes
gerais para o Relatório de Impacto Ambiental - RIMA
4.2.8.
Resolução CONAMA nº 9, de 31.08.93 - Óleos lubrificantes e resíduos.
4.2.9.
Resolução CONAMA nº 23, de 12.12.96 - Controle de Movimentos Transfronteiriços de
Resíduos Perigosos e seu Depósito.
4.2.10. Resolução CONAMA nº237, de 19.12.97 - Regulamenta os aspectos de licenciamento
ambiental estabelecidos na Política Nacional do Meio Ambiente.
4.2.11. Decreto nº 96044, de 18.05.88 - Regulamenta o Transporte Rodoviário de produtos
Perigosos, e dá outras providências.
4.2.12. Portaria nº 204, de 20.05.97 - Baixas instruções complementares ao Decreto nº 96044 de
18.05.88.
4.2.13. Lei nº 7.772, de 08.09.80 - Dispõe sobre a proteção, a conservação e a melhoria do meio
ambiente.
4.2.14. Lei nº 10.627, de 16.01.92 - Dispõe sobre a realização de auditorias ambientais e dá outras
providências.
4.2.15. Lei nº 18.031, de 12.01.09 - Estabelece os princípios, as diretrizes, os objetivos e os
instrumentos da Política Estadual de Resíduos Sólidos e dá outras providências
4.2.16. Decreto nº 44.844, de 25.06.2008 - Estabelece normas para licenciamento ambiental e
autorização ambiental de funcionamento, tipifica e classifica infrações às normas de
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Versão
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proteção ao meio ambiente e aos recursos hídricos e estabelece procedimentos
administrativos de fiscalização e aplicação das penalidades.
4.2.17. Resolução COPAM nº 1, de 05.10.92 - Estabelece normas para o licenciamento ambiental,
tendo em vista o Decreto Estadual n° 32.566, de 04. 03.91.
4.2.18. Resolução COPAM nº 2, de 07.12.95 - Divulga dados cadastrais referentes às unidades de
conservação estaduais, federais e particulares situadas no Estado de Minas Gerais.
4.2.19. Deliberação Normativa COPAM2 nº 1, de 24.02.92 - Dá nova redação ao Anexo I da
Deliberação Normativa nº 11, de 16.12.86
4.2.20. Deliberação Normativa COPAM nº 07, de 29.09.81 - Fixa normas para disposição de
resíduos sólidos
4.2.21. Deliberação Normativa COPAM nº 10, de 16.12.86 - Estabelece normas e padrões para
qualidade das águas, lançamentos de efluentes nas coleções de águas, e dá outras
providências
4.2.22. Deliberação Normativa COPAM n° 11, de 16.12.86 - Es tabelece normas e padrões para
emissões de poluentes na atmosfera, e dá outras providências.
4.2.23. Deliberação Normativa COPAM nº 13, de 24/10/95 - Dispõe sobre a publicação do pedido,
da concessão e da renovação de licenças ambientais
4.2.24. Deliberação Normativa COPAM nº 17, de 17.12.96 - Dispõe sobre o prazo de validade de
Licenças Ambientais, sua validação, e dá outras providências
4.2.25. Deliberação Normativa COPAM nº 23, de 21.10.97 - Complementa a Deliberação
Normativa nº 17, de 17.12.96, que dispõe sobre o prazo de validade de licenças
ambientais.
4.2.26. Deliberação Normativa COPAM nº 32, de 18.12.98 - Altera a alínea “h” do artigo 15 da
Deliberação Normativa COPAM nº 10, de 16.12.86.
4.2.27. Deliberação Normativa COPAM nº 48, de 28.09.01 - Dispõe sobre a prorrogação do prazo
de validade das licenças concedidas aos empreendimentos que menciona e dá outras
providências.
4.2.28. Deliberação Normativa COPAM nº 74, de 09.09.04 - Estabelece critérios para classificação
segundo o porte e potencial poluidor, de empreendimentos e atividades modificadoras do
meio ambiente passíveis de autorização ambiental de funcionamento ou de licenciamento
ambiental no nível estadual, determina normas para indenização dos custos de análise de
pedidos de autorização ambiental e de licenciamento ambiental, e dá outras providências
4.2.29. Deliberação Normativa COPAM nº 77, de 30.11.04 - Estabelece medidas complementares
para a aplicação da Deliberação Normativa nº 74, de 09.09.04, e dá outras providências.
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4.2.30. Deliberação Normativa COPAM nº 121, de 08.08.2008 - Estabelece condições aos
empreendimentos e atividades para fazerem jus ao acréscimo de um ano no prazo de
validade da Licença de Operação - LO ou de Autorização Ambiental de Funcionamento AAF, estabelecidos pela Deliberação Normativa COPAM nº 17, de 17.12.96, e Deliberação
Normativa COPAM nº 77, de 30.11.04, e dá outras providências
Nota: Serão contempladas todas as normas citadas nas relacionadas acima e sempre com a última
versão de todas e também as que vierem a substitui-las.
5.
INSTRUÇÕES GERAIS
5.1.
Condições de serviço.
5.1.1.
Os transformadores abrangidos por esta especificação devem ser adequados para operar
a uma altitude de até 1.000 metros, em clima tropical com temperatura ambiente de -5°C
até 40°C, com média diária não superior a 35°C, umi dade relativa do ar de até 100%,
precipitação pluviométrica média anual de 1.500 a 3.000 mm (média anual 1700 mm),
sendo que ficarão expostos ao sol, à chuva e a poeira.
5.1.2.
Os transformadores aqui especificados são aplicáveis a sistemas elétricos de freqüência
nominal 60 Hz, com as características dadas na Tabela 1 no item 8 ANEXOS.
5.1.3.
A empresa CONTRATADA fica responsável pela destinação adequada da sucata do
transformador e de todos os resíduos restantes, devendo atentar para a legislação
ambiental vigente.
5.1.4.
Os transformadores que não permitam recuperação terão tal fato verificado pela inspeção
da DMED.
5.1.5.
A contratada reembolsará por meio de compensação nas faturas, o valor por KVA apurado
pela sucata do transformador conforme tabela 9 – Valor da Sucata no item 8 ANEXOS.
5.1.6.
Os serviços de reforma serão divididos em 2 (dois) grupos sendo que:
5.1.6.1. Grupo I – Reforma geral do transformador com serviços relacionados conforme
tabela 4 no item 8 ANEXOS.
5.1.6.2. Grupo II – Reforma geral do transformador com enrolamento total mesmo que
danificado apenas um elemento e com serviços relacionados conforme tabela 5
no item 8 ANEXOS.
5.1.6.3. Caso seja necessário a substituição da tampa principal e/ou tanque estes serão
considerados a parte das reformas executadas no grupo I ou II conforme tabela 8
Valores de Reforma Grupos I e II.
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5.2.
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Identificação dos Transformadores
5.2.1.
Todos os transformadores devem possuir placa de identificação substituindo a original, de
modo a ficar compatível com a NBR-5440.
5.2.2.
Deverá conter o nome da recuperadora e nome do fabricante do transformador
recuperado.
5.2.3.
O Transformador de Distribuição deve ostentar de forma permanente, clara e visível os
valores de perdas em vazio e total máximas em watts (W).
Nota: A placa original deve ser mantida até a inspeção final realizada pela DMED, para
comparação com a nova placa.
5.2.4.
A placa nova deve ser rebitada em suporte soldado na parede do tanque, com
afastamento mínimo de 20 mm do tanque, localizada no lado de baixa tensão, de modo a
permitir a leitura das características com o transformador instalado.
5.2.5.
Todas as informações devem ser gravadas em português de forma legível e indelével.
5.2.6.
Os números de patrimônio (Numero de Cia.) deverão ser pintados na vertical, e na
seqüência, o número de fases e potência.
Exemplos:
1
2
3
4
5
1
15
5.2.7.
6
7
8
9
0
3
30
Em todas as unidades, deverão ser gravados os números de fabricação, em baixo relevo,
na tampa principal.
5.3.
Transporte
5.3.1.
O acondicionamento dos transformadores deverá ser efetuado de modo a garantir um
transporte seguro em quaisquer condições e limitações que possam ser encontradas.
5.3.2.
O transporte de ida e volta será de responsabilidade da contratada, prevendo um mínimo
de 10 unidades por viagem.
5.4.
Montagem para entrega
5.4.1.
Os transformadores deverão ser fornecidos completamente montados, cheios de óleo
isolante, com as buchas e terminais, dispositivos de aterramento e acessórios solicitados
estando prontos para operação.
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5.5.
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Equipamentos mínimos necessários para reforma:
a.
Ponte rolante ou dispositivo para descarga e abertura dos transformadores;
b.
Solda elétrica;
c.
Oxicorte e solda-acetilênica;
d.
Jato de areia ou granalha;
e.
Termo vácuo para óleo isolante;
f.
Enroladoras para bobinas primárias;
g.
Enroladoras para bobinas secundárias;
h.
Autoclave para envernizamento;
i.
Estufa;
j.
Laboratório que permita os ensaios conforme as Normas NBR-5356 e NBR-5440 e resoluções
pertinentes;
5.6.
k.
Cabine de pintura conforme as Normas NBR-5356 e NBR-5440;
l.
Ferramentas manuais, inclusive as de caldeiraria.
Componentes
5.6.1.
Buchas
As buchas devem estar de acordo com as ABNT NBR 5034, ABNT NBR 5435 e ABNT
NBR 5437 e deverão ser de porcelana vidrada e nas cores marrom escuro ou cinza
(notação Munsell 5.0 YR 3.0/3.0).
Como se trata de recuperação de transformadores poderá ser aproveitado às buchas
originais desde que não se apresentem avariadas, lascadas, queimadas por descarga,
sinais de tinta, etc., definidos na inspeção de orçamento.
Buchas de alta e de baixa tensão devem ser localizadas conforme NBR 5440.
5.6.2.
Terminais
Os terminais primários e secundários, bem como os parafusos de ligação e porcas
(quando aplicável), devem ser de liga de cobre totalmente estanhado, conforme NBR
5440. Poderão ser aproveitados os originais, desde que os mesmos se encontrem em
boas condições, devendo ser submetidos a uma nova estanhagem, quando necessário.
Deverão ser instalados terminais de baixa tensão tipo SPAD conforme a Norma NBR-5356
e tabela 2 no item 8. ANEXOS.
5.6.3.
Enrolamentos primários e secundários
Substituição total dos enrolamentos primários e/ou secundários quando danificados, sendo
que deve permanecer o existente: panquecas ou enrolamento contínuo ou conforme
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Versão
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proposto na inspeção de orçamento. As tensões primárias caso venha a ser substituído o
enrolamento primário devem ser conforme item 5.7 desta especificação.
5.6.4.
Tanque tampa e radiadores
O corpo, fundo e tampa do tanque devem ser de chapa de aço conforme NBR 5440. Os
radiadores devem ser de chapa de aço ou de tubos de aço, conforme NBR 5440. A tampa
será reformada caso constatado algum dano na inspeção de orçamento. Deverá ser
colocada entre as presilhas da tampa e a tampa, película plástica para evitar oxidação.
Será instalado um ponto de aterramento ligando o tanque e a tampa, sendo que este
aterramento poderá ser definido pela recuperadora desde que aprovado pela DMED.
5.6.5.
Juntas de vedação
Serão substituídas todas as gaxetas e juntas avariadas, e quando da substituição de
algum componente. A critério da DMED poderá ser exigido ensaio de estanqueidade e
deve ser executado conforme previsto na ABNT NBR 5356-1. Para as vedações em
contato permanente com o óleo, deverá ser utilizada borracha nitrílica com alto teor de
acrilonitrila (39% - 40%), conforme características previstas na ABNT NBR 5440.
5.6.6.
Núcleo
Caso no orçamento de reforma seja constatado algum dano, não será recuperado o
núcleo. O transformador deverá ser considerado como sucata. Transformadores que
forem recuperados apresentando núcleo problemático no ensaio de corrente de excitação
e os valores obtidos superarem os valores de limites da tabela 3 – Tolerância será
considerada sucata.
5.6.7.
Enrolamentos
Devem ser de cobre e/ou alumínio, conforme projeto da recuperadora, de forma a atender
às características elétricas especificadas da NBR 5440. Não poderão ser aproveitados em
parte e nem totalmente os enrolamentos do transformador apresentado para recuperação.
Todos os enrolamentos deverão ser obrigatoriamente novos.
5.6.8.
Material isolante
O material isolante deve ser de origem mineral, isento de ascaréis, não inibido, podendo
ser do tipo A (base naftênica) ou tipo B (base parafínica). Deve ter aparência clara e
límpida e ser isento de matérias em suspensão ou sedimentadas. Os valores limites das
características físico-químicas dos referidos tipos de óleo devem obedecer às
especificações contidas na NBR 5440. Poderá ser utilizado óleo regenerado na
recuperação de transformadores. Após os ensaios das amostras de óleo regenerado
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utilizar inibidor de oxidação DBPC, na quantidade de 0,3% (com faixa admissível: 0,27 –
0,33).
5.6.9.
Placa de identificação
Deve ser de alumínio anodizado com espessura de 0,8mm ou de aço inoxidável com
espessura de 0,5 mm. Deve ser mantida a placa original até a inspeção da DMED, sempre
que possível, além da placa própria da recuperadora. Se, na recuperação houver alteração
das características elétricas do transformador, a DMED deverá ser informada e, se aceita,
anotada em placa própria da recuperadora. A fixação da placa ao seu suporte deve ser por
meio de rebites de material resistente à corrosão.
5.6.10. Ferragens
As ferragens externas devem ser zincadas a quente, conforme NBR 6323. O processo
deve ser aplicado às peças acabadas, exceção feita aos furos roscados para fixação do
dispositivo de aterramento. A espessura e a massa do revestimento de zinco devem ser
conforme Tabela 1 da NBR 8158. As presilhas de fixação da tampa ao tanque não serão
pintadas.
5.6.11. Suporte para pára-raios
Em todos os transformadores recuperados serão instalados suportes para pára-raios, em
número igual ao de buchas de AT, e conforme figura 1 para Transformadores
Monofásicos e figura 2 para Transformadores Trifásicos no item 8 ANEXOS. Caso
existam modelos não padronizados conforme os desenhos, estes deverão ser refeitos.
5.6.12. Acabamento
a.
Interno
No acabamento interno dos transformadores as impurezas devem ser removidas por
processo adequado, conforme descrito na NBR 5440.
b.
Externo
Deve ser conforme NBR 5440, sendo que a tinta de acabamento deve ter cor cinza
claro, notação Munsell 5BG7/0.4 ou N 6.5.
5.6.13. Dispositivo de aterramento
O conector de aterramento , bem como o parafuso de ligação e porca, deve ser de liga de
cobre totalmente estanhado, com camada de estanho com espessura mínima de 8 mm
para qualquer amostra e 12 mm na média das amostras. Poderão ser aproveitados os
originais desde que se encontre em bom estado. Deverá ser instalado no suporte superior
de fixação em poste em de furo com rosca, posicionado para o lado da bucha X0
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(transformadores trifásicos) ou X1 (transformadores monofásicos), sem pintura nesta
rosca, para permitir a montagem com bom contato elétrico do dispositivo de aterramento.
5.6.14. Suporte para fixação em poste
Os transformadores deverão possuir dois suportes, soldados ao tanque. Devem suportar
perfeitamente o peso do transformador e permitir sua adequada instalação em poste duplo
T ou circular, por meio de parafusos ou cintas conforme NBR 5440.
5.6.15. Orelhas de suspensão
Devem ser em número de duas. Suas dimensões, formato e resistência mecânica devem
ser adequados para içamento e locomoção segura do transformador, sem causar danos à
tampa, tanque ou buchas sendo que o tipo olhal não será aceito.
As orelhas de suspensão devem ser soldadas ao tanque e ser isentas de arestas vivas
para não danificar os cabos ou correntes de içamento.
5.6.16. Comutador de tensão externo.
O comutador de derivações deve ser do tipo rotativo, para operações sem tensão, com
comando de acionamento externo e deve ser instalado no tanque de forma a garantir a
estanqueidade, conforme NBR-5440.
Deverá ser instalado lateralmente ao transformador de preferencia do lado do terminal
secundário X3.
Obs. Deverá ser pintada abaixo do comutador a seguinte frase “OPERAR SEM TENSÃO”.
5.6.17. Janela de inspeção
A janela de inspeção para verificação interna do transformador, acesso ao comutador de
tensão e óleo isolante deverá ser mantida no caso de não possibilidade da instalação do
comutador de tensão externo, caso instalado o comutador a janela de inspeção deverá ser
retirada.
5.6.18. Válvula de alivio de pressão
Deverá ser instalada válvula de alívio de pressão, conforme a Norma ANSI-C 57.12.20. e
posicionada preferencialmente no tanque ao lado do XO no transformadores trifásicos e ao
lado do X1 nos transformadores monofásicos. Sendo que deve ficar posicionada próxima a
junção tampa e tanque ± 3 cm de distancia.
5.7.
Características Elétricas
Os transformadores devem atender aos valores especificados na NBR 5440.
A freqüência nominal de todos os transformadores é de 60 Hz.
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Os transformadores monofásicos que necessitarem de enrolamento total terão três tap’s no
primário e deverão obedecer às tensões:
−
8198 V;
−
7967 V;
−
7621 V.
Os transformadores trifásicos que necessitarem de enrolamento total terão três tap’s no primário e
deverão obedecer às tensões:
−
14200 V;
−
13800 V;
−
13200 V.
Diagrama fasorial para transformadores trifásicos Dyn1 conforme NBR 5440.
5.8.
Características Construtivas
5.8.1.
Montagem das buchas e marcação dos terminais
As buchas de alta tensão deverão ser montadas sobre a tampa.
As buchas de baixa tensão deverão ser montadas na parede lateral do tanque, do mesmo
lado que os suportes para fixação em poste.
As buchas de alta e baixa tensão deverão ser identificadas por meio de marcação externa
indelével, cor preta (notação Munsell N1).
Detalhes e dimensionamento das buchas e terminais primários e secundários conforme
NBR-5440.
Os terminais primários e secundários devem suportar o torque de ensaio conforme
indicado na NBR-5440.
5.8.2.
Montagem do tanque e radiadores
O tanque não tem respirador, devendo, portanto, funcionar hermeticamente fechado e ser
de construção robusta para suportar a variação da pressão interna, bem como o peso
próprio quando suspenso.
Deve apresentar uma linha ou outra indicação bem marcada em seu interior, para indicar o
nível de óleo à temperatura de 25°C visível quando retirada a tampa do tanque.
Os radiadores devem ser montados de forma tal que não impeçam e nem tornem
inadequada à instalação do transformador em poste ou a saída de condutores de baixa
tensão. Deverá ser retirado, se existir o nível externo de óleo e bujão de drenagem de
óleo.
5.8.3.
Limites de elevação de temperatura
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A elevação máxima de temperatura dos enrolamentos (medida pela variação da
resistência dos mesmos) e do óleo sobre o meio ambiente, nas condições nominais de
operação, não devem exceder os limites de 55°C e 50 °C, respectivamente.
Como na recuperação cada transformador pode ser de projetos e fabricante diferentes,
inviabilizando o ensaio de aquecimento em todas as peças, a recuperadora deve ter
método de cálculo capaz de determinar os valores de elevação de temperatura que serão
obtidos após a recuperação.
No momento da inspeção pela DMED, poderá escolher uma ou mais peças de cada lote
para realizar o ensaio. Caso ocorra sobre elevação de temperatura acima do permissível,
esta peça deve ser reprovada para em conjunto com a DMED tentar determinar o
problema e a melhor solução.
5.8.4.
Massa total
Os transformadores devem ser projetados de tal forma que, cheios de óleo e com os
acessórios exigidos, tenham massa total não superior a 1.500kg.
5.8.5.
Demais características construtivas
Conforme NBR’s 5440 e 5356.
6. PROCEDIMENTOS
6.1.
Execução dos Ensaios
As características dos aparelhos e instrumentos utilizados durante os ensaios devem estar
calibrados em laboratórios rastreados pela Rede Brasileira de Calibração (RBC) reconhecida pelo
Inmetro.
A amostragem para qualquer ensaio pode ser total ou parcial, ficando a critério do inspetor da
DMED. Uma vez que os transformadores devem ser recuperados como se novos fossem, para
comprovação das características de projeto, material e mão-de-obra são exigidos os seguintes
ensaios conforme relação abaixo:
6.2.
Relação de Ensaios
6.2.1.
Inspeção geral;
Deve atender os requisitos mencionados no item 5 desta especificação.
Constitui falha a não conformidade de qualquer uma das características verificadas com as
especificadas nos itens desta especificação.
O inspetor deverá abrir um mínimo de 3 peças para verificação da qualidade do serviço
executado.
6.2.2.
Verificação dimensional;
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Devem ser verificadas todas as dimensões conforme NBR 5440.
Constitui motivo de reprovação qualquer não conformidade encontrada em relação a
dimensões verificadas com as especificadas.
6.2.3.
Tensão suportável nominal à freqüência industrial (tensão aplicada);
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR-5380 e 6.5.1 e 6.5.2 da NBR
5356 e conforme tabela Nível de Isolamento da NBR 5440.
Constitui falha a ocorrência de descarga disruptiva ou qualquer dano a algum componente
do transformador, sob a tensão de ensaio especificada.
6.2.4.
Tensão induzida;
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR 5380 e NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de descarga disruptiva ou qualquer dano a algum componente
do transformador, sob a tensão de ensaio especificada.
6.2.5.
Resistência do isolamento;
O ensaio deve ser executado conforme descrito no item 4.4 da NBR 5380.
Este ensaio não é reprovatório e sim apenas precaução preliminar na execução de
ensaios dielétricos, bem como referência para futuras manutenções e cuidados
preliminares à energização do transformador.
6.2.6.
Relação de tensões;
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR 5380 e na NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de erros de tensão, em relação às tensões nominais
especificadas além das tolerâncias admitidas na NBR 5356.
6.2.7.
Deslocamento angular e sequência de fases;
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR 5380.
Constitui falha a não coincidência entre os diagramas fasoriais (primário e secundário).
6.2.8.
Corrente de excitação;
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR 5380 e na NBR 5356.
Valores garantidos conforme NBR 5440.
Nota: Transformadores que forem recuperados apresentando corrente de excitação
superiores aos valores da tabela 3 – tolerâncias no item 8 ANEXOS serão considerados
sucata.
6.2.9.
Perdas em vazio e em carga;
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR 5380 e na NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de perdas, tanto em vazio como as totais, com valor superior
aos limites máximos aos valores da tabela 3 – tolerâncias no item 8 ANEXOS.
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Nota: se os resultados forem em função de problemas com a reforma deverão ser refeitos
caso contrário serão considerados sucata.
6.2.10. Tensão de curto-circuito;
O ensaio deve ser executado conforme descrito na NBR 5380 e na NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de tensão percentual de curto-circuito com valor diferente do
prescrito na NBR 5440, observadas as tolerâncias indicadas na NBR 5356.
6.2.11. Resistência elétrica dos enrolamentos;
O ensaio deve ser executado conforme NBR 5380 e NBR 5356.
Este ensaio não é reprovatório e sim apenas referência para o ensaio de elevação de
temperatura do transformador, para futuras manutenções e para cuidados preliminares na
energização do transformador.
6.2.12. Elevação de temperatura (a critério da DMED);
O ensaio deve ser executado conforme NBR 5380 e NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de elevações de temperatura dos enrolamentos e do óleo
isolante superiores aos limites especificados no item 5.8.3 desta especificação.
6.2.13. Estanqueidade e resistência à pressão interna;
O ensaio deve ser executado conforme NBR 5356 e NBR 5380.
Constitui falha se o transformador não suportar a pressão manométrica de ensaio durante
o tempo de ensaio, especificados na NBR 5356.
6.2.14. Ensaio do óleo isolante:
Ensaio deve ser realizado conforme normas do item 4 desta especificação.
Constitui falha o não atendimento aos valores limites de qualquer das características
físico-químicas indicadas nas normas relacionadas no item 4 desta especificação.
6.2.15. Ensaio da pintura;
A pintura interna deve ser ensaiada conforme descrito nos itens do Anexo E da NBR 5440.
Constitui falha o não atendimento às condições de aprovação contidas nesses mesmos
itens de ensaio ou às exigências normatizadas.
Para o teste de aderência de pinturas com espessura seca superior a 125 µm, pode ser
aplicado o método do corte em X.
6.2.16. Ensaio da vedação (a critério da DMED);
Este ensaio será realizado virando-se o transformador, de modo que a tampa fique para
baixo, por meio de dispositivo adequado, mantendo-o nessa posição durante um tempo
mínimo de 30 minutos. O transformador deverá estar completo com todos os seus
acessórios.
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Constitui falha a ocorrência de qualquer vazamento de óleo durante o ensaio.
6.2.17. Zincagem;
O ensaio deve ser executado conforme previsto na NBR 6323, sendo aplicável às
ferragens de fixação da tampa e aos componentes em aço zincado de terminais e
dispositivos de aterramento.
Constitui falho o não atendimento de alguma peça zincada aos requisitos prescritos nos
itens 5.7 e 6.3 da NBR 8158 e no item 5.1.8 desta especificação.
6.2.18. Torque nos terminais;
Os parafusos de ligação dos terminais de A.T. e dos terminais de B.T. tipo T1, bem como
o parafuso do dispositivo de aterramento, devem ser submetidos ao torque de ensaio
especificado NBR 5440.
Constitui falha a ocorrência de qualquer dano ou deformação permanente nos parafusos,
porcas ou componentes dos terminais ou dispositivo de aterramento.
6.2.19. Estanhagem dos terminais
O ensaio deve ser aplicado aos terminais de A.T. e B.T., bem como às partes estanhadas
do dispositivo de aterramento, conforme prescrições da norma ASTM B-545.
Constitui falha a existência de revestimento de estanho em desacordo com o especificado.
6.3.
Inspeção
6.3.1.
A DMED reserva-se o direito de inspecionar e ensaiar os transformadores abrangidos por
esta especificação quer no período de recuperação, quer na época de embarque, ou a
qualquer momento que julgar necessário.
6.3.2.
Ensaios de rotina e tipo quando exigido pela DMED devem ser executados no laboratório
do fabricante ou laboratório externo devidamente acreditado:
6.3.3.
Quando não existir norma aplicável, estes ensaios serão definidos conforme esta
especificação e caso omissos serão tratados entre recuperadora e DMED.
6.3.4.
Para realização de inspeção será de acordo a norma da DMED 11-03-06 Inspeção de
materiais e equipamentos e ao final será emitido o CIM – Certificado de Inspeção de
Materiais.
6.3.5.
Para cada lote de transformadores será realizada a inspeção de orçamento e a inspeção
final.
6.3.5.1. Inspeção de orçamento:
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Após envio dos transformadores que serão reformados a recuperadora
desmontará todos os transformadores e nos que forem possíveis será feito o
ensaio de relação e também uma pré-avaliação do estado em que se encontra.
Os componentes de cada transformador devem ser mantidos ao lado do
transformador até a inspeção de orçamento.
A reformadora comunica que os mesmos se encontram disponíveis para
inspeção.
Será preenchido o formulário “Orçamento de Reforma de Transformadores para
Redes Aéreas de Distribuição” conforme Tabela 6 em 8. ANEXOS.
6.3.5.2. Inspeção final:
Após reforma é comunicado que os mesmos se encontram disponíveis para
inspeção.
Serão realizados todos os ensaios descritos no item 6.2 Relação de Ensaios e
conferido os serviços realizados de acordo com o orçamento.
6.3.6.
O fornecedor tomará às suas expensas todas as providências para que a inspeção dos
transformadores, por parte da DMED, se realize em condições adequadas, de acordo com
as normas recomendadas e com esta especificação.
6.3.7.
O fornecedor deverá propiciar todas as facilidades para o livre acesso aos laboratórios, às
dependências onde estão sendo fabricados os transformadores, ao local de embalagem,
etc., bem como fornecer pessoal habilitado a prestar informações executar os ensaios,
além de todos os dispositivos, instrumentos, etc., para realizá-los e disponibilizar as
normas pertinentes aos ensaios relacionados nesta especificação.
6.3.8.
O fornecedor deve avisar a DMED, com antecedência mínima de 15 (quinze) dias das
datas em que os transformadores estarão prontos para inspeção de orçamento e a
inspeção final.
6.3.9.
A DMED emitirá após inspeção final o CIM – Certificado de Inspeção de Material conforme
NT 07-05-002 Inspeção de Materiais anexa ao contrato de fornecimento.
6.4.
Aceitação ou Rejeição
6.4.1.
A aceitação dos transformadores pela DMED seja pela comprovação dos valores seja por
eventual dispensa de inspeção, não eximirá o fornecedor de sua responsabilidade em
fornecer os transformadores em plena concordância com esta especificação, nem
invalidará qualquer reclamação que a DMED venha a fazer baseada na existência de
transformadores inadequados ou defeituosos.
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6.4.2.
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O DMED reserva-se o direito de rescindir todas as suas obrigações e recuperar os
transformadores em outra fonte, sendo o fornecedor considerado como infrator da ordem
de compra ou contrato, estando sujeito às penalidades aplicáveis ao caso.
6.5.
Relatórios dos ensaios
6.5.1.
Será emitido Relatório de ensaios dos transformadores reformados conforme item 6.5.
6.5.2.
Os relatórios dos ensaios a serem realizados devem ser em formulários de tamanho A4 da
ABNT, com as indicações necessárias à sua perfeita compreensão e interpretação, além
dos requisitos mínimos abaixo:
a.
Nome do ensaio;
b.
Data e local dos ensaios;
c.
Identificação e quantidades dos equipamentos submetidos a ensaio;
d.
Descrição sumária do processo de ensaio com constantes, métodos e instrumentos
empregados;
e.
Valores obtidos no ensaio;
f.
Atestado dos resultados, informados de forma clara e explicita se o equipamento
ensaiado foi aprovado ou não no referido ensaio.
6.6.
Garantia
6.6.1. Será emitido Certificado de Garantia individual para cada Transformador reformado.
6.6.2. A recuperadora deverá garantir seus serviços, no tocante ao material e mão-de-obra
empregados, por um período de 18 (dezoito) meses a partir da entrega do transformador
recuperado (recebimento da Nota Fiscal) no almoxarifado, com concordância do aceite do
CIM – Certificado de inspeção de material.
6.6.3. Havendo conserto em alguma peça no período de garantia, esta deverá ser renovada por
mais dezoito meses a partir da data do conserto, em concordância com o aceite do CIM. O
transformador recuperado em garantia deverá ser devolvido ao DMED conforme descrito
nesta especificação.
7. ALTERAÇÕES
Alterado razão social de DME-PC Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas MG
para DME Distribuição S/A.
Alterado referências normativas em função da nova versão da NBR 5440/2011
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8. ANEXOS
8.1.
Tabela 1 - Características do Sistema Elétrico da DMED.
Tensão Nominal do Sistema FF
14,2 kV
Condição do Neutro
Multiaterrado
Tensão máxima admissível
Fase-Terra em caso de falta.
14,2 kV
Tempo máximo de duração de
falta
10 segundos
Nível de isolamento dos
isoladores (NBI)
110 kV
127/220 V (trifásico)
Tensão Nominal secundária
8.2.
127/254 V 115/230 V
(monofásico)
Tabela 2 - Tipos de Terminais das Buchas de Baixa Tensão
Potência
Tipo conforme
(NBR 5437)
Terminal
Até 45 kVA
1,3/160 – T2
2 furos
De 75 kVA até 150 kVA
1,3/400 – T2
2 furos
225 kVA
1,3/800 – T3
4 furos
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8.3.
8.4.
03
Tabela 3 - Tolerâncias
Ensaios Elétricos
Limites
Perdas em Vazio
+ 10 % do valor de norma
Perdas em Carga
+ 6 % do valor de norma
Corrente de Excitação
+ 20 % do valor de norma
Tensão de Curto Circuito
± 7,5 % do valor de norma
Relação de Tensão
± 0,5 % do valor de norma
Tabela 4 - Grupo I
Definição
1
Desmontagem e limpeza.
2
Substituição de todas as gaxetas e juntas avariadas.
3
Substituição de todas as buchas, terminais, conectores e
comutador de tensão.
4
Recuperação ou substituição do óleo isolante.
5
Caldeiraria.
6
Pintura interna e externa.
7
Montagem.
8
Ensaios.
9
Placa de identificação.
10
Identificações no transformador.
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Tabela 5 - Grupo II
Definição
1
Desmontagem e limpeza.
2
Substituição de todas as gaxetas e juntas avariadas.
3
Substituição de todas as buchas, terminais, conectores e
comutador de tensão.
4
Recuperação ou substituição do óleo isolante.
5
Caldeiraria.
6
Pintura.
7
Montagem.
8
Ensaios.
9
Placa de identificação.
10
Identificações no transformador.
11
Substituição do enrolamento total do transformador.
12
Recálculo, com apresentação de memória, enquadrando o
transformador nas potencias nominais de Norma NBR-5440,
quando necessário.
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Tabela 6 – Características das Buchas
Características
Numero de Saias
4
Tensão Nominal (kV)
15
Corrente Nominal (A)
160
Distancia de arco externo –
mm
Distancia de escoamento mm
155
280
Tensão Aplicada em
frequência industrial, 1 min a
seco e 10 s sob chuva – (kV
34
eficaz)
Tensão Suportável de impulso
atmosférico (kV crista)
110
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8.7.
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Tabela 7 – Orçamento de Reforma de Transformadores para Redes Aéreas de
Distribuição
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8.8.
03
Tabela 8 – Valores de Reforma Grupos I e II
Especificação
Transformadores
Monofásicos
Valor
Grupo 01
Grupo 02
Tampa Principal
Tanque Completo
Grupo 01
Grupo 02
Tampa Principal
Tanque Completo
10 kVA
15 kVA
25 kVA
37,5kVA
Transformadores
Trifásicos
15 kVA
30 kVA
45 kVA
75 kVA
112,5kVA
150 kVA
225 kVA
300 kVA
8.9.
Tabela 9 – Valores da Sucata
Valor da Sucata compensada nas faturas por kVA
R$ 8,50
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8.10. Figura 1
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8.11. Figura 2
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