ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA
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TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO 500 KVA PARA RDS
SUMÁRIO
CONTEÚDO
PG.
1.
OBJETIVO
02
2.
ÂMBITO
02
3.
CONCEITOS
02
4.
NORMAS, LEGISLAÇÃO APLICÁVEIS E DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
02
5.
INSTRUÇÕES GERAIS
03
6.
7.
8.
5.1.
Características
03
5.2.
Desenhos
04
5.3.
Condições específicas
04
5.4.
Condições de serviço
04
5.5.
Identificação dos transformadores
04
5.6.
Noções gerais
04
5.7.
Recebimento
05
5.8.
Manuseio
06
5.9.
Considerações gerais
06
5.10.
Bucha de tensão inferior (tensão secundária)
06
5.11.
Bucha de tensão superior (tensão primária)
06
5.12.
Apoio para macaco
07
5.13.
Aterramento do tanque
07
5.14.
Termômetro para óleo
07
5.15.
Indicador magnético de nível de óleo
08
09
PROCEDIMENTOS
6.1.
Execução dos ensaios
09
6.2.
Relação dos ensaios
10
6.3.
Inspeção
12
6.4.
Aceitação ou rejeição
12
6.5.
Relatório dos ensaios
13
6.6.
Garantia
13
13
ALTERAÇÕES
13
ANEXOS
8.1.
Tabela 01 - Caraterísticas padronizadas para transformadores de distribuição RDS
13
8.2.
Desenho 01 – Frange, junta nitrílica e demais dimensões
14
8.3.
Desenho 02 – Termômetro
15
8.4.
Desenho 03 – Válvula de alívio
16
8.5.
Desenho 04 – Indicador magnético de nível
17
8.6.
Desenho 05 – Dimensões externas
18
Elaboração: Wagner Ricardo Azevedo
Data: 02/04/2014
Aprovação: Anderson Muniz
Data: 02/04/2014
ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA
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TRANSFORMADORES DE DISTRIBUIÇÃO 500 KVA PARA RDS
1.
OBJETIVO
Estabelecer as condições mínimas que devem ser atendidas no fornecimento de transformadores
de distribuição para RDS, a serem instalados na rede de distribuição subterrânea da DMED.
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.
Potências e outras características conforme item 8.1. desta ET.
2.
ÂMBITO
Aplica-se a Diretoria Técnica, Supervisão de Qualidade, Supervisão de Suprimentos, Gerência de
Serviços Especiais e fornecedores de transformadores de distribuição 500 kVA para RDS.
3.
CONCEITOS
3.1.
Siglas:
3.2.
-
DMED - DME Distribuição S.A.
-
UHE - Usina Hidroelétrica
-
RDS – Rede de Distribuição Subterrânea
-
ET - Especificação Técnica
Terminologia:
Serão adotadas terminologias estabelecidas pelas normas mencionadas no item 4 desta
especificação.
4.
NORMAS, LEGISLAÇÃO APLICÁVEIS E DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
4.1.
ABNT NBR 5356 - Transformadores de potência - Especificação.
4.2.
ABNT NBR 5370 - Conector de cobre para condutores elétricos em sistemas de potência Especificação.
4.3.
ABNT NBR 5426 - Planos de amostragem e procedimento na inspeção por atributos Procedimento.
4.4.
ABNT - NBR 6869 Líquidos isolantes elétricos - Determinação da rigidez dielétrica
4.5.
ABNT NBR 5456 - Eletricidade geral - Terminologia.
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4.6.
ABNT NBR 5458 - Eletrotécnica e eletrônica - Transformadores - Terminologia.
4.7.
ABNT NBR 7277 - Medição do nível de ruído de transformadores e reatores - Método de ensaio.
4.8.
ABNT NBR 7875 - Instrumentos de medição de radio interferência na faixa de 0,15 a 30 MHz
(Padrão CISPR) - Padronização.
4.9.
ABNT NBR 7876 - Linhas e equipamentos de alta tensão - Medição de radio interferência na faixa
de 0,15 a 30mhz - Método de ensaio.
4.10. ABNT NBR 5034 - Buchas para equipamento elétrico de tensão superior a 1kV - Especificação.
4.11. ABNT NBR 5438 - Bucha p/ transformadores - Tensão nominal 1,3 kV - 2000 A, 3150 A e 5000 A Dimensões - Padronização.
4.12. ABNT NBR 9527 - Rosca métrica ISO – Procedimento.
4.13. ABNT NBR 6323 - Aço ou ferro fundido - Revestimento de zinco por imersão a quente Especificação.
4.14. ABNT NBR 5416 - Aplicação de cargas em transformadores de potência - Procedimento.
4.15. ABNT NBR 5906 – Chapas finas a quente de aço carbono para estampagem - Especificação.
4.16. ABNT NBR 5915 – Chapas finas a frio de aço carbono para estampagem - Especificação.
4.17. ABNT NBR 9119 – Produtos laminados planos de aço carbono para uso estrutural.
4.18. ABNT NBR 10443 – Tintas – Determinação da espessura de película seca – Método de ensaio.
4.19. ABNT NBR 11003 – Tintas – Determinação da aderência – Método de ensaio.
4.20. ASTM-B-545 - Specification for electrodeposited coating of tin.
4.21. ASTM-D-1535- Specifying color by the Munsell system.
4.22. SIS-05-5900- Pictorial surface preparation standards for painting steel surfaces.
4.23. SIS-05-5900 – Norma Sueca preparação da superfície.
Nota: Sendo contempladas todas as normas supracitadas sempre na última versão.
Em caso de duvidas ou omissão prevalecem:
-
Esta especificação;
-
Normas da DMED;
-
As normas citadas no item 4;
-
As normas propostas pelo fabricante e aprovadas pela DMED.
5.
INSTRUÇÕES GERAIS
5.1.
Características
Deverá ser apresentado junto com a proposta de fornecimento, desenho construtivo e dimensional
dos transformadores a serem fornecidos, sendo estes válidos após aprovação pela DMED.
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Conforme item 8.1. desta ET..
5.2.
Desenhos
Os desenhos apresentados no item 8 desta ET são apenas referência.
5.3.
Condições específicas
Deverá ser apresentado junto com a proposta de fornecimento, desenho construtivo e dimensional
dos transformadores a serem fornecidos, sendo estes válidos após aprovação pela DMED.
5.4.
Condições de serviço
5.4.1.
Os transformadores abrangidos por esta ET devem ser do tipo exterior, 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 , umidade relativa do ar de até 100%,
precipitação pluviométrica média anual de 1.500 a 3.000 mm (média anual 1700 mm),
sendo que ficarão instalados em câmaras subterrâneas podendo ficar submersos a agua.
5.4.2.
Os transformadores aqui especificados são aplicáveis a sistemas elétricos de frequência
nominal 60 Hz, trifásico.
5.4.3.
5.5.
As quantidades de aquisição e características serão de acordo com o edital de compras.
Identificação dos Transformadores
5.5.1.
Todos os transformadores devem possuir placa de identificação compatível com a ABNT
NBR 5356-1, conforme item 8 Placas de Identificação.
5.5.2.
A placa nova deve ser rebitada em suporte soldado na parede do tanque, de modo a
permitir a leitura das características com o transformador em serviço.
5.5.3.
5.6.
Todas as informações devem ser gravadas em português de forma legível e indelével.
Noções Gerais
5.6.1.
Na instalação e durante o funcionamento do transformador, deverão ser observados os
dados constantes em sua placa de identificação. É importante que o equipamento opere
sempre dentro de suas características nominais, não ultrapassando os limites nominais de
tensão, potência e térmicos. O transformador mesmo sendo uma máquina estática, requer
manutenção periódica, independente de sua instalação ser abrigada ou não. Deve-se
considerar que, quando de instalação externa, está sujeito ás intempéries, além de seu
próprio desgaste causado pelos esforços mecânicos a que é submetido estando ele
mesmo em funcionamento.
5.6.2.
As juntas e gaxetas constituem um dos pontos fracos do transformador devido ao
envelhecimento que sofrem em poucos anos, dando origem a vazamentos de óleo;
devendo, então, ser substituídas. Podem ocorrer, também, vazamentos nas soldas e
dobras do tanque, originados por pontos corroídos pela ferrugem.
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5.6.3.
As conexões dos bornes do transformador tendem a se afrouxarem devido ao
aquecimento e esfriamento sucessivos que neles ocorrem. Antes de reapertá-los é
necessário que estas superfícies sejam devidamente lixadas.
5.6.4.
Quebras ou rachaduras nos isoladores, lascas ou arranhões na pintura e acessórios
apresentando deficiência no funcionamento devem ser reparados ou substituídos,
dependendo de cada caso.
5.6.5.
O líquido isolante constitui um componente importantíssimo no transformador, pois exerce
duas funções distintas: uma de natureza isolante e outra de transferir às paredes do
tanque o calor produzido pelas perdas na parte ativa do equipamento.
5.6.6.
Para este fim, o transformador deve possuir determinadas características, dentre as quais,
as mais importantes são: elevada rigidez dielétrica, boa fluidez e capacidade de
funcionamento em temperaturas elevadas conforme NBR listada no item 4.4 desta ET;
5.6.7.
Durante o funcionamento do transformador, o óleo isolante sofre processos de degradação
oxidativa e técnica, que além de prejudicarem as características dielétricas do óleo, podem
ser extremamente agressivo, particularmente ao papel, vernizes e cobre.
Se for excedido um determinado nível de deterioração do óleo isolante, há uma diminuição
da margem de segurança e o risco de defeitos deve ser levado em consideração.
Com base nos fatores acima, deve-se estabelecer um plano de manutenção do óleo,
incluindo ensaios de rigidez dielétrica, teor de água, índice de neutralização, resistividade
volumétrica e fator de dissipação.
Conclui-se que, com um plano de manutenção bem criterioso e bem elaborado, é possível
prolongar a vida útil do conjunto óleo/transformador e obter melhor rendimento do
equipamento.
5.6.8.
A manutenção, seja ela preventiva ou corretiva, visa assegurar, um funcionamento normal,
maior confiabilidade e prolongar a vida útil do transformador. Um procedimento seguro de
manutenção preventiva deve levar em conta o tipo de equipamento, sua classe de tensão,
regime de carga, importância para o sistema do qual faz parte e o tipo de liquido isolante
utilizado.
5.7.
Recebimento
No ato do recebimento do (s) transformador (es), cada unidade deverá ser inspecionada
visualmente de modo a verificar:
5.7.1.
Conformidades das características constantes na placa de identificação com o pedido;
5.7.2.
Inexistência de fissuras ou lascas nas buchas e danos externos ao tanque e acessórios
(arranhões e amassados);
5.7.3.
A totalidade dos terminais e acessórios;
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5.7.4.
O nível correto do óleo isolante;
5.7.5.
Leitura dos instrumentos: Os componentes externos do sistema de comutação. Efetuar a
mudança para todas as posições, a fim de determinar possíveis defeitos do sistema
durante o transporte;
5.7.6.
A inexistência de vazamento e corrosão em qualquer ponto do transformador;
5.7.7.
Marcação correta dos terminais.
Nota: Sendo constatada qualquer anormalidade, o recebedor deve anotar no documento
de embarque as irregularidades encontradas e notificá-las imediatamente ao fabricante, ou
transportador, ou à companhia de seguros, informando também no mínimo: a potência do
transformador, tensões, número de série e número da nota fiscal.
5.8.
Manuseio
Se o transformador for conduzido por um guindaste ou carro hidráulico, pode então ser deslocado
sobre roletes. Neste caso, devem ser colocadas pranchas para melhor distribuição dos esforços na
base.
O transformador deve ser sempre levantado por todas as alças de suspensão destinadas a este
fim, nunca devendo ser levantado ou movido por laços colocados nas buchas, no olhal de
suspensão da tampa ou em outros acessórios.
Devem ser evitados movimentos bruscos e choques durante seu manuseio.
5.9.
Considerações Gerais
5.9.1.
Havendo necessidade de solicitar ao fornecedor peças sobressalentes ou outras
informações sobre um determinado transformador, devem ser fornecidas detalhadamente
ao fabricante, todas as informações contidas na placa de identificação.
5.9.2.
Todos os procedimentos e condições exigíveis que os transformadores devem apresentar
quando do recebimento, instalação e manutenção pelo comprador, estão prescritas nas
normas ABNT NBR 7036 e ABNT NBR 7037.
5.10. Bucha de Tensão inferior (tensão secundária)
A bucha de tensão inferior deverá estar alocada na lateral do transformador do transformador
conforme referência desenho P144/2013 em ANEXOS.
5.10.1. As buchas de tensão secundaria dos transformadores contemplados por essa
especificação deverão ser providas de conectores terminais de pressão de cabo à barra,
de liga de cobre estanhado, com 8 (oito) furos, para fixação dos conectores dos cabos,
sendo 4 (quatro) cabos de 240 mm² de cobre por fase.
5.11. Bucha de tensão superior (tensão primária)
A bucha de tensão superior deverá estar alocada na lateral do transformador conforme referencia
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desenho P144/2013 do item 8 desta ET e deve ser do tipo Dead break 200 A.
5.12. Apoio para Macaco
Deverá possuir apoios para macaco para içamento do transformador.
5.13. Aterramento do Tanque
Deverá possuir no mínimo 2 dispositivos de aterramento, localizados diagonalmente opostos.
5.14. Termômetro para óleo
5.14.1. Descrição
O termômetro de óleo consiste basicamente em uma caixa hermética pintada de alumínio
com anel rosqueado pintado e um sistema de detecção e indicação de temperatura. O
visor de vidro com um ponteiro de arraste, para indicação de temperatura máxima, com
dispositivo de retorno. O sistema de detecção, composto de um bulbo com mercúrio e
haste rígida, montado no poço localizado na tampa do transformador, e Bourbon (tubo
espiralado). O sistema de indicação, composto de um mostrador com escala graduada de
0 a 150°C, um ponteiro e um conjunto de 2 contatos para alarme, desligamento.
5.14.2. Características
O termômetro possui grau de proteção IP65 conforme norma ABNT NBR 6146, com
temperatura ambiente de operação de -40°C a 70°C. E nsaio de isolação 1,5kV/1 minuto à
60Hz. O termômetro possui dois contatos eletricamente separados e com ajustes
independentes entre 0°C e 150°C. Capacidade dos con tatos:
5.14.2.1.
IOVA 38OVCA
5.14.2.2.
Número de operações maior ou igual a 10.000.
5.14.3. Ajuste dos contatos
Os contatos devem ser ajustados a valores de temperatura tais, que indiquem em tempo
hábil, um possível súbito aquecimento de óleo. Para o ajuste, devem ser levadas em
consideração as condições locais de temperatura ambiente e de carga.
5.14.3.1.
Ajuste do contato
Normalmente usado para alarme. Caso não haja instrução especial do cliente,
recomenda-se ajustá-lo conforme abaixo:
-
Circulação natural do óleo e ar natural ou ar forçado (ONAN ou ONAF)
85°C;
-
-Circulação forçada do óleo e ar forçado (OFAF) ou Circulação forçada do
óleo e água forçada (OFWF) 75°C.
5.14.3.2.
Ajuste do 2G contato
Normalmente usado para desligamento do transformador/reator. Caso não haja
nenhuma instrução especial do cliente, recomenda-se ajustá-lo com 110°C para
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todos os tipos de resfriamentos, combina do com um rele de retardamento,
para evitar falsos desligamentos.
5.14.4. Instalação
Na base do termômetro há uma conexão com uma junta, com a finalidade de aprisionar e
selar o bulbo ao local apropriado, denominado “poço”. Uma vez instalado o bulbo no poço,
este deve ser abastecido com óleo isolante até 20 mm abaixo de seu topo, para permitir
uma boa transferência do calor. Isto é importante para se obter uma indicação correta.
Nota: Deverá ser observado se a junta está bem fixada e o bulbo selado e fixado de forma
segura, para evitar penetração de água no “poço” e que a mesma misture-se ao óleo
isolante.
5.14.5. Inspeção
Quando necessário, o ponteiro de indicação de temperatura e a atuação dos contatos do
termômetro, podem ser testados. Submerge-se o bulbo em água ou óleo isolante, cujo o
líquido deve ser agitado continuamente e mantido a temperatura constante, colocando-se
junto ao bulbo um termômetro de referência padrão. O seguinte escalonamento de
temperatura deve ser usado: 30°C, 50°C, 80°C, 90°C,
100°C e 110°C.
Para uma leitura correta, o bulbo e o termômetro devem permanecer submergidos no
mínimo por 15 minutos para cada temperatura, para garantir que atingiram a temperatura
do líquido. O erro não deve ser maior do que ±3°C.
5.15. Indicador magnético de nível de óleo
5.15.1. Geral
São usados indicadores de nível quando da contração ou expansão de óleo devido à
variação de temperatura nos transformadores.
5.15.2. Descrição
O indicador de nível de óleo consiste de uma carcaça de alumínio pintado, e uma boia de
latão ou nitropil com haste de latão. A carcaça é provida de flange para conexão; caixa de
ligação com terminais, ponto de aterramento e saída para cabos; visor de policarbonato ou
vidro, mostrador com fundo preto (amplitude de escala de 120°), ponteiro na cor branca e
identificação contendo o nome do fabricante, tipo e número de série. O indicador de nível
de óleo tem grau de proteção IP65, conforme a norma NBR 6146 (EBIO17, DIN 40050) e é
provido de um contato normalmente aberto (NA), ajustado para atuar entre 3º à 7º do início
do curso da boia (nível mínimo) e outro para atuar de 0º ao fim de curso da boia (nível
máximo).
5.15.3. Princípio de Funcionamento
O princípio de funcionamento do indicador de nível de óleo baseia-se na transmissão do
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movimento do conjunto haste/boia para ponteiro do mostrador através de um par de imãs,
sendo que cada qual está separado hermeticamente do outro dentro do mecanismo do
indicador. A boia apoia-se sobre a superfície do óleo. O indicador de nível de óleo é
montado diretamente na lateral do conservador, de tal forma que tome possível leitura ao
nível do solo.
5.15.4. Válvula de alivio de pressão
Deverá ser instalada válvula de alívio de pressão com no mínimo 02 contatos
independentes para funcionamento em transformador submersível.
5.15.5. Manômetro tipo mostrador de gás inerte
Destinado a indicar a pressão interna do transformador, com escala de 0 a 1 kgf/cm², ser
construído e projetado para operar ao tempo, possuir mostrador com inscrições indeléveis,
sob calor e umidade.
5.15.6. Dispositivo de enchimento de gás
Deverá ser instalado dispositivo para enchimento gás inerte para pressurização interna no
transformador conforme NBR 9369.
5.15.7. Tampa de inspeção
Deverá possuir tampa para inspeção interna.
5.15.8. Orelha de suspenção
Deverá possuir orelha de suspenção para içamento do transformador completo
5.15.9. Pintura
5.15.9.1.
Proteção Contra Corrosão: Logo após a fabricação do tanque, as impurezas
devem ser removidas através de processo químico ou jateamento abrasivo ao
metal quase branco, padrão visual Sa 2 1/2 da norma SIS-05-5900.
5.15.9.2.
Pintura interna: base antiferruginosa à base de epóxi poliamida, na cor branca
ou vermelho óxido, que não afete e nem seja afetada pelo líquido isolante, com
espessura seca mínima de 40 µm.
5.15.9.3.
Pintura Externa: Tinta de fundo: base antiferruginosa à base de epóxi alcatrão,
na cor marrom, com espessura seca mínima de 200 µm.
5.15.9.4.
Tinta de Acabamento: epóxi alcatrão, na cor preta, com espessura seca mínima
de 200 µm.
6.
PROCEDIMENTOS, ENSAIOS, INSPEÇÃO E APROVAÇÃO
6.1.
Execução dos Ensaios
As características dos aparelhos e instrumentos utilizados durante os ensaios devem estar
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calibrados em laboratórios rastreados pela Rede Brasileira de Calibração (RBC) reconhecida pelo
Inmetro.
Os transformadores deverão ser submetidos aos ensaios descritos na NBR 5356-1 no item 11
Ensaios.
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.
6.2.2.
Verificação dimensional
Devem ser verificadas todas as dimensões conforme projeto apresentado pelo fornecedor
e aprovado pela DMED.
Constitui motivo de reprovação qualquer não conformidade encontrada em relação a
dimensões verificadas com as especificadas.
6.2.3.
Tensão induzida
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.10.2, 4.10.3, 4.10.4 e 4.10.5 da
NBR 5380 e 6.5.1 e 6.5.3 da NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de descarga disruptiva ou qualquer dano a algum componente
do transformador, sob a tensão de ensaio especificada.
6.2.4.
Tensão suportável nominal de impulso atmosférico
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.10.11 da NBR 5380 e 6.5.1 e
6.5.4 da NBR 5356, aplicado a todos os terminais dos enrolamentos de alta e de baixa
tensão.
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 nos itens 4.3 da NBR 5380 e 6.4.2 da
NBR 5356.
Constitui falha a ocorrência de erros de tensão, em relação às tensões nominais
especificadas além das tolerâncias admitidas no item 5.19 da NBR 5356.
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6.2.7.
Deslocamento angular e sequência de fases
O ensaio deve ser executado apenas para transformadores trifásicos conforme descrito
nos itens 4.6 e 4.7 da NBR 5380.
Constitui falha a não coincidência entre os diagramas fasoriais (primário e secundário).
6.2.8.
Polaridade
O ensaio deve ser executado apenas para transformadores monofásicos conforme
descrito nos itens 4.6 e 4.7 da NBR 5380.
Constitui falha a não a ocorrência diferente da polaridade subtrativa com os terminais
primários e secundários marcados.
6.2.9.
Corrente de excitação
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.8 da NBR 5380 e 6.4.7 da
NBR 5356. Conforme normas citadas no item 4 desta ET. Valores garantidos conforme
tabela A.4 da NBR 5440.
6.2.10. Perdas em vazio e em carga
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.8 e 4.9 da NBR 5380 e 6.4.6
da NBR 5356.
6.2.11. Impedância percentual de curto-circuito
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.9 da NBR 5380 e 6.4.8 da
NBR 5356.
6.2.12. Resistência elétrica dos enrolamentos
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.2 da NBR 5380 e 6.4.1 da
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.
6.2.13. Elevação de temperatura
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 4.13 da NBR 5380 e 5.8 e 6.6.1
da NBR 5356.
6.2.14. Estanqueidade e resistência à pressão interna
O ensaio deve ser executado conforme descrito nos itens 6.4.10 da NBR 5356 e 4.11 da
NBR 5380 atendendo os requisitos para transformador submersível.
6.2.15. Ensaio do óleo isolante
Ensaio deve ser realizado conforme norma.
Constitui falha o não atendimento aos valores limites de qualquer das características físicoquímicas indicadas na norma NBR 5356.
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6.2.16. 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 do item 5.11 da NBR 5440.
Para o teste de aderência de pinturas com espessura seca superior a 200 µm externo e 40
µm interno, pode ser aplicado o método do corte em X.
6.2.17. Estanhagem dos terminais
O ensaio deve ser aplicado aos terminais 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 fabricação, 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.
Para realização de inspeção será de acordo a norma da DMED 07-05-02 Inspeção de
Materiais e equipamentos e ao final será emitido o CIM – Certificado de Inspeção de
Materiais.
6.3.4.
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.
6.3.5.
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 no item 6.2 desta especificação.
6.3.6.
O fornecedor deve avisar a DMED, com antecedência mínima de 10 (dez) dias das datas
em que os transformadores estarão prontos para inspeção.
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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ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA
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6.5.
Relatórios dos ensaios
6.5.1.
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:
6.5.1.1. Nome do ensaio;
6.5.1.2. Data e local dos ensaios;
6.5.1.3. Identificação e quantidades dos equipamentos submetidos a ensaio;
6.5.1.4. Descrição sumária do processo de ensaio com constantes, métodos e
instrumentos empregados;
6.5.1.5. Valores obtidos no ensaio;
6.5.1.6. Atestado dos resultados, informados de forma clara e explicita se o equipamento
ensaiado foi aprovado ou não no referido ensaio.
6.6.
Garantia
Conforme edital de aquisição.
7.
ALTERAÇÕES
Não Aplicável.
8.
ANEXOS
8.1.
Tabela 01 - Caraterísticas padronizadas para transformadores de distribuição RDS
TIPO (nº. de fases)
Trifásico
Características Padronizadas
Tensão Primária (V)
Tensão Secundária (V)
14200
13800
13200
220/127
Potencia (kVA)
500
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8.2.
Desenho 01 – Frange, junta nitrílica e demais dimensões
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8.3.
Desenho 02 – Termômetro
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8.4.
Desenho 03 – Válvula de alívio
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8.5.
Desenho 04 – Indicador magnético de nível
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8.6.
Desenho 5 – Dimensões externas
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