ET-DeMT-2014002-Transformadores de Força - SE PAL 15_R04 (Com Anexos)

8/17/2019 ET-DeMT-2014002-Transformadores de Força - SE PAL 15_R04 (Com Anexos)

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ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA Folha: 1 / 49

Transformador de Potência, Trifásico, CDC, YNynd1,69 - 23/13,8 - 13,8kV – 15/20/25MVA

Subestação Porto Alegre 15

DM/DEMT Documento: ET-DEMT-2014002 Emissão: 11/11/2014 Revisão: 04

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA DE MANUTENÇÃO DA TRANSMISSÃO Avenida Joaquim Porto Villanova, 201 – Prédio E2A – Sala 106 – Porto Alegre/RS

REVISÃO

00 – 11/11/2014 – Emissão Inicial;01 – 01/04/2015 – Foi inserido o Item 2.1 - Credenciamento e habilitação; 02 – 14/09/2015 – Alterações no Item 7.1 - Relação de peças sobressalentes;03 – 25/01/2016 – Alterações nos Itens 6 e 9 (exclusão dos serviços de montagem).04 – 07/04/2016 – Alterações no Item 2.1 - Credenciamento e habilitação.

ÍNDICE

1.

OBJETO .............................................................................................................................. 3

2. REQUISITOS GERAIS ........................................................................................................ 3

2.1.

CREDENCIAMENTO E HABILITAÇÃO .............................................................................. 3

2.2. CONDIÇÕES GERAIS ........................................................................................................ 3

2.3. NORMAS ............................................................................................................................. 3

2.4.

UNIDADES DE MEDIDA ..................................................................................................... 5

2.5. GARANTIA .......................................................................................................................... 5

3.

REQUISITOS DE PROJETO E FABRICAÇÃO................................................................... 6

3.1. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS ...................................................................................... 6

3.2. PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO ........................................................................................... 8

3.3.

ÓLEO MINERAL ISOLANTE ............................................................................................... 9

3.4. TANQUE PRINCIPAL ....................................................................................................... 10

3.5.

NÚCLEO ........................................................................................................................... 13

3.6. ENROLAMENTO E CONEXÕES ...................................................................................... 13

3.7. SISTEMA DE PRESERVAÇÃO DO ÓLEO ISOLANTE .................................................... 14

3.8.

ARMÁRIO DE SERVIÇOS AUXILIARES .......................................................................... 16

3.9. SISTEMAS DE MONITORAMENTO E PROTEÇÃO ........................................................ 17

3.10.

SISTEMA DE RESFRIAMENTO ....................................................................................... 19

3.11.

BUCHAS ........................................................................................................................... 21

3.12. TC’S DE BUCHAS ............................................................................................................ 23

3.13. COMUTADOR DE RELIGAÇÃO SEM TENSÃO .............................................................. 23

3.14.

COMUTADOR DE DERIVAÇÃO EM CARGA (CDC) ....................................................... 23

3.15. MEIOS DE LOCOMOÇÃO ................................................................................................ 25

3.16.

TRATAMENTO SUPERFICIAL ......................................................................................... 26

3.17. RASTREABILIDADE ......................................................................................................... 27

4.

ENSAIOS .......................................................................................................................... 27

4.1.

ENSAIOS DE ROTINA ...................................................................................................... 28

4.2. ENSAIOS DE TIPO ........................................................................................................... 28

4.3. ENSAIOS ESPECIAIS ...................................................................................................... 28


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4.4.

ENSAIOS DE ROTINA NOS TRANSFORMADORES DE CORRENTE ........................... 30

4.5. ENSAIOS EM ACESSÓRIOS E PEÇAS SOBRESSALENTES ........................................ 30

4.6.

CÁLCULOS E MEMORIAIS DE CÁLCULO ...................................................................... 31

5.

INSPEÇÕES ..................................................................................................................... 31

5.1. GENERALIDADES ............................................................................................................ 31

5.2.

RELATÓRIOS DE ENSAIOS ............................................................................................ 32

5.3. ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO ............................................................................................... 33

6. DOCUMENTAÇÃO ........................................................................................................... 33

6.1.

APROVAÇÃO DOS DESENHOS ...................................................................................... 34

6.2. LISTAS DE MATERIAIS E DESENHOS ........................................................................... 34

6.3.

RELATÓRIOS DE ENSAIOS ............................................................................................ 37

6.4.

MANUAL DE INSTRUÇÕES ............................................................................................. 37

6.5. CATÁLOGOS DIVERSOS ................................................................................................ 37

6.6. FOTOGRAFIAS E VÍDEOS ............................................................................................... 38

6.7.

DOCUMENTOS IMPRESSOS (DATA BOOK) .................................................................. 38

7. PEÇAS SOBRESSALENTES ........................................................................................... 38

7.1.

RELAÇÃO DE PEÇAS SOBRESSALENTES ................................................................... 38

7.2. EMBALAGEM E MARCAÇÃO DAS PEÇAS ..................................................................... 39

7.3.

EQUIPAMENTO DE MOVIMENTAÇÃO DE TRANSFORMADOR DE FORÇA ................ 39

8.

REQUISITOS PARA ENTREGA DO EQUIPAMENTO ..................................................... 40

8.1. EMBALAGEM .................................................................................................................... 40

8.2. MARCAÇÃO ...................................................................................................................... 40

8.3. TRANSPORTE .................................................................................................................. 41

9. SUPERVISÃO DE MONTAGEM E ENERGIZAÇÃO ........................................................ 42

10.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS EXIGIDAS.................................................................... 42

10.1. CARACTERÍSTICAS GERAIS .......................................................................................... 42

10.2. GARANTIAS TÉCNICAS GERAIS .................................................................................... 42

10.3.

TABELA DE VALORES GARANTIDOS ............................................................................ 42

11. TABELAS DE CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS GARANTIDAS ...................................... 43

11.1. TRANSFORMADOR 3Ø CDC YYO 69-23/13,8-13,8KV, 15/20/25MVA ........................... 43

11.2.

COMUTADOR DE DERIVAÇÃO EM CARGA PARA O PRIMÁRIO 69KV ....................... 46

11.3. TRANSFORMADORES DE CORRENTE (TC’S DE BUCHA) .......................................... 47

11.4.

MOTOVENTILADORES .................................................................................................... 48

12. ANEXOS ........................................................................................................................... 49

13. VIGÊNCIA ......................................................................................................................... 49


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1. OBJETO

Esta Especificação Técnica (ET) estabelece as condições para o fornecimento de 02(dois) transformadores de potência trifásico, imersos em óleo isolante, com resfriamento natural(ONAN), ventilação forçada (ONAF1/ONAF2), com comutadores de derivação em carga (CDC)montados no enrolamento de alta tensão (AT - primário), para instalação externa, naspotências, tensões e demais características relacionadas nesta especificação.

2. REQUISITOS GERAIS

2.1. Credenciamento e habilitação

Conforme a Padronização de Distribuição PTD-00.001, serão considerados aptos aofornecimento os fabricantes e/ou fornecedores que, além de atenderem os requisitos técnicosmínimos previstos nesta especificação, tiverem seu Certificado de Registro Cadastral (CRC),aprovado junto ao Setor de Cadastro do Grupo CEEE, homologado para o subgrupo detransformadores de potência na classe de tensão indicada nesta especificação, tanto parafornecimento de equipamentos diretamente para a CEEE-D, como para aquisição em obrasrealizadas por empresas contratadas por esta.

Para a Habilitação Técnica, deverá ser considerada a necessidade de apresentaçãode atestados de capacidade técnica e comprovantes de fornecimentos anteriores (para o setorelétrico nacional), considerando equipamentos de características semelhantes ao objeto destaespecificação. Poderão ser solicitadas visitas técnicas para avaliação industrial, neste casopropiciando todas as facilidades quanto ao livre acesso as dependências da fábrica, bem comofornecer pessoal habilitado a prestar esclarecimentos e informações necessárias.

2.2. Condições gerais

Quando mais de uma unidade for solicitada sob um mesmo item de encomenda,todas elas deverão possuir o mesmo projeto e ser obrigatoriamente iguais, com todas as suaspeças correspondentes semelhantes e intercambiáveis. O projeto deverá sempre permitir afácil manutenção e substituição das peças.

Os equipamentos abrangidos por esta especificação deverão ser adequados paraoperar a uma altitude de até 1.000 metros, em clima subtropical, com temperatura ambientemáxima de 40°C, com média diária não superior a 30°C, umidade relativa do ar de até 100%,precipitação pluviométrica média anual entre 1.500 e 3.000 milímetros, sendo que oequipamento deverá suportar exposição continua ao sol, chuva, poeira e ambientes comatmosfera salina ao nível do mar.

2.3. Normas

Para fins de projeto, seleção de matéria-prima, fabricação, acabamento, critérios dequalidade e métodos de ensaios, os equipamentos fornecidos deverão satisfazer as condições

exigidas nesta especificação e, nos pontos omissos, nas últimas revisões aprovadas dasnormas abaixo.

ASTM D2440 - Standard test method for oxidation stability of mineral insulating oil DL/T911 - Frequency response analysis on winding deformation of transformers


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IEC 60137 - Insulated bushings for alternating voltages above 1000V IEC 60156 - Insulating Oil Test Kit NBR 5034 - Buchas para tensões alternadas superior a 1,0kV - Especificação NBR 5086 - Guia aplicação p/ comutadores de derivações em carga - Procedimento NBR 5356-1 - Transformadores de potência - Parte 1: Generalidades NBR 5356-2 - Transformadores de potência - Parte 2: Aquecimento NBR 5356-3 - Transformadores de potência - Parte 3: Níveis de isolamento,

ensaios dielétricos e espaçamentos externos em ar NBR 5356-4 - Transformadores de potência - Parte 4: Guia para ensaio de impulso

atmosférico e de manobra para transformadores e reatores NBR 5356-5 - Transformadores de potência - Parte 5: Capacidade de resistir a

curtos-circuitos NBR 5416 - Aplicação de Cargas em Transformadores de Potência - Procedimento NBR 5458 - Transformador de Potência - Terminologia NBR 5460 - Sistemas Elétricos de Potência - Terminologia NBR 5779 - Óleos minerais isolantes - Determinação qualitativa de cloretos e

sulfatos inorgânicos NBR 6234 - Óleo-água - Determinação de tensão interfacial NBR 6323 - Produto de Aço ou Ferro Fundido Revestido de Zinco por Imersão a

Quente NBR 6821 - Transformador de Corrente - Método de Ensaio NBR 6856 - Transformador de Corrente - Especificação NBR 6869 - Líquidos Isolantes Elétricos - Determinação da Rigidez Dielétrica NBR 6936 - Técnicas Ensaios Elétricos de Alta Tensão - Procedimento NBR 6937 - Técnicas Ensaios Elétricos de Alta Tensão - Dispositivos de Medição

NBR 6940 - Técnicas Ensaios Elétricos de Alta Tensão - Medição DescargasParciais - Procedimento NBR 7037 - Recebimento, Instalação e Manutenção de Transformadores de

Potência em Óleo Isolante Mineral - Procedimento NBR 7070 - Guia para amostragem de gases e óleo em transformadores e análise

dos gases livres e dissolvidos - Método de ensaio NBR 7148 - Petróleo e produtos de petróleo - Determinação da massa específica,

densidade relativa e °API - Método do densímetro NBR 7277 - Medição do nível de ruído de transformadores e reatores - Método de

ensaio NBR 7398 - Produto de aço ou ferro fundido revestido de zinco por imersão a

quente. Verificação da aderência do revestimento NBR 7399 - Produto de aço ou ferro fundido revestido de zinco por imersão a

quente. Verificação da espessura do revestimento por processo não-destrutivo NBR 7400 - Produto de aço ou ferro fundido revestido de zinco por imersão a

quente. Verificação da uniformidade do revestimento NBR 7570 - Guia para Ensaios de Impulso Atmosférico e de Manobra para

Transformador e Reatores - Procedimentos NBR 8148 - Papéis celulósicos, novos e envelhecidos, para fins elétricos - Medida

do grau de polimerização viscosimétrico médio. - Método de ensaio NBR 8153 - Guia de Aplicação de Transformadores de Potência - Procedimento NBR 8667 - Comutador de derivação em carga - Especificação NBR 8840 - Guia para amostragem de líquidos isolantes - Procedimento NBR 8926 - Guia de aplicação de reles para a proteção de transformadores NBR 9368 - Transformadores de potência de tensões máximas até 145 kV -

Características elétricas e mecânicas


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NBR 10202 - Buchas de Tensões Nominais 72,5 - 145 e 242kV paraTransformadores e Reatores de Potência Características Elétricas, Construtivas,Dimensionais e Gerais

NBR 10441 - Produtos de petróleo - Líquidos transparentes e opacos -Determinação da viscosidade cinemática e cálculo da viscosidade dinâmica

NBR 10443 - Tintas - Determinação da espessura da película seca. - Método deensaio

NBR 10504 - Óleo mineral isolante - Determinação da estabilidade à oxidação NBR 10505 - Óleo Mineral Isolante - Determinação de Enxofre Corrosivo NBR 10576 - Óleo mineral isolante de equipamentos elétricos. Diretrizes para

supervisão e manutenção NBR 10710 - Líquido isolante elétrico - Determinação de teor de água NBR 11003 - Tintas - Determinação da aderência. - Método de ensaio NBR 11341 - Derivados de petróleo - Determinação dos pontos de fulgor e de

combustão em vaso aberto Cleveland NBR 11349 - Produto de petróleo - Determinação do ponto de fluidez NBR 11388 - Sistemas de pintura para equipamentos e instalações de subestações

elétricas NBR 12133 - Líquidos isolantes elétricos - Determinação do fator de perdas

dielétricas e da permissividade relativa (constante dielétrica) - Método de ensaio NBR 12134 - Óleo mineral isolante - Determinação do teor de 2,6-di-terciário-butil

paracresol - Método de ensaio NBR 13882 - Líquidos isolantes elétricos - Determinação do teor de bifenilas

policloradas (PCB) NBR 14248 - Produtos de petróleo - Determinação do número de acidez e de

basicidade - Método do indicador NBR 14483 - Produtos de petróleo - Determinação da cor - Método do colorímetro ASTM NBR 15363 - Óleo mineral isolante. Determinação da composição carbônica SIS 05 5900 - Pictorial surface preparation standard for painting steel surfaces PTD-00.001 - Materiais para redes aéreas de distribuição - Apresentação

(Padronização de distribuição)

As normas acima mencionadas não excluem outras reconhecidas, desde queassegurem qualidade igual ou superior às acima mencionadas e que o proponente cite em suaproposta e anexe à mesma cópias das normas alternativas aplicáveis. Caberá à CEEE-D,decidir se a qualidade da norma proposta é igual ou superior às normas acima recomendadas.

2.4. Unidades de medida

As unidades do Sistema Internacional (SI) serão empregadas para as referências daproposta, inclusive descrições técnicas, especificações, desenhos e quaisquer documentos oudados adicionais. Qualquer valor indicado, por conveniência, em outro sistema de unidades,deverá também ser expresso em unidades do SI.

2.5. Garantia

O fabricante deverá a qualquer tempo, quando notificado pela CEEE-D e antes deexpirado os períodos de garantia, efetuar prontamente reparos, correções e reformas. Todosos equipamentos e seus acessórios, mesmos que não sejam de sua fabricação, serãogarantidos pelo fabricante contra falhas ou defeitos de projeto, materiais e mão-de-obradurante o período de 60 (sessenta) meses a partir da data de entrada em operação do


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equipamento, o prazo acima estabelecido se sobrepõem a qualquer disposição prevista nosanexos desta especificação. A CEEE-D providenciará para que o fabricante seja informado dadata da entrada em operação do equipamento (energização).

Relativamente a um equipamento, peça, parte e/ou acessório reparado ousubstituído pelo fabricante, um novo período de 60 (sessenta) meses de garantia será iniciado,o mesmo ocorrendo em caso de reincidência do reparo.

Caso o transformador não venha a ser energizado em até 12 (doze) meses após orecebimento nos próprios da CEEE-D, o período de garantia será de 72 (setenta e dois) mesescontados a partir da data de recebimento destes na CEEE-D.

3. REQUISITOS DE PROJETO E FABRICAÇÃO

3.1. Características elétricas3.1.1. Condições operativas

O transformador deverá ser projetado e fabricado para uma expectativa de vida deno mínimo 40 anos para o regime de carga especificado, o equipamento deverá operar comregime diário conforme descrito abaixo:

Carregamento não inferior a 120% da potencia nominal, por período de 4 horas doseu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil normalestabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A referidasobrecarga de 20% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamentodo transformador no ciclo diário de carga, inclusive se esse carregamento for de

100% da sua potencia nominal; Carregamento não inferior a 140% da potencia nominal, por período de 30 minutos

do seu ciclo diário de carga, para a expectativa de perda de vida útil normalestabelecida nas normas técnicas de carregamento de transformadores. A referidasobrecarga de 40% deve ser alcançada para qualquer condição de carregamentodo transformador no ciclo diário de carga, inclusive se esse carregamento for de100% da sua potencia nominal.

3.1.2. Requisitos de curto-circuito

O transformador deverá ser capaz de resistir, sem qualquer dano, aos esforçosmecânicos e elétricos decorrentes de curtos-circuitos nos terminais externos dos enrolamentosde média e de baixa tensão, considerando-se barra infinita no lado da alta tensão, paraqualquer das posições do comutador, conforme NBR 5356-5.

Os enrolamentos de alta e média tensão terão os seus neutros especificados natabela de características técnicas exigidas. O enrolamento de baixa tensão deverá suportar ascondições para curtos-circuitos indicados na Tabela 3.1.

Tabela 3.1 – Condições para curto-circuito para enrolamento de baixa.

Valor eficaz simétrico Duração (segundos)

25 vezes a corrente nominal 2

20 vezes a corrente nominal 3


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3.1.3. Sequência de fases, polaridade e deslocamento angular

A sequência de fases adotada pela CEEE-D é A-B-C. A polaridade dos enrolamentos

deverá ser do tipo subtrativa e o deslocamento angular deverá estar em conformidade com aNBR 5356-1.

3.1.4. Perdas garantidas

Serão considerados os valores das perdas garantidas para obtenção do custo anual,pela equação 3.1.

2

0 00,18 162,63 163,29 116,47N

a FeO Cu VF

LN

S C P P P P

S

(3.1)

Onde:

C a Custo anual do transformador, em US$

P Preço proposto do transformador, incluindo ensaios de tipo e taxas, em US$

P Fe0 Perdas no ferro, em kW, para a tensão nominal, garantida na proposta

P Cu0 Perdas no cobre, em kW, a 75ºC para a potência ONAN , garantida na proposta

SN Potência nominal máxima do transformador (ONAN / ONAF I / ONAF II)

SLN Potência ONAN do transformador

P VF0 Potência total do equipamento de refrigeração, em kW, garantida na proposta

3.1.5. Perdas excedentes

O fabricante deverá pagar à CEEE-D a quantia dada por V como acerto de prejuízo,e não como falta, devido às perdas solicitadas do transformador não estarem de acordo com aproposta, estando estas acima daquelas garantidas. O cálculo de V será feito pela Equação3.2.

2

/ 0 0 0162,63 163,29 116,47N

t r Fe Fe Cu Cu VF VF

LN

S V a P P P P P P

S

(3.2)

Onde:

V Valor a ser pago pelo fabricante como acerto de prejuízos, em US$, por unidade

P Fe Perdas no ferro, em kW, à tensão nominal, medidas durante os ensaiosP Fe0 Perdas no ferro, em kW, à tensão nominal, garantidas na proposta

SN Potência nominal máxima do transformador (ONAN / ONAF I / ONAF II)

SLN Potência ONAN do transformador

P Cu Perdas no cobre, em kW, a 75ºC ONAN, medidas durante o ensaio

P Cu0 Perdas no cobre, em kW, a 75ºC ONAN, garantidas na proposta

P VF Potência total, em kW, do equipamento de refrigeração, medidas durante os ensaios

P VF0 Potência total, em kW, do equipamento de refrigeração, garantida na proposta

/

1 1

1

t

t r t

r a

r r

(3.3)


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Sendo:

r Taxa de juros como 12% a.a.

t Vida útil do transformador (tempo = 33 anos)at/r 8,1353 (Tabela Price)

Caso as perdas medidas forem iguais ou menores às garantidas, resultando numvalor absoluto nulo ou negativo de V , a CEEE-D pagará o transformador conforme ascondições e valor estabelecido no Contrato.

Caso as perdas medidas forem superiores às garantidas, resultando num valorpositivo de V , a CEEE-D descontará este valor do estabelecido no Contrato.

3.2. Placas de identificação

Todas placas de identificação do transformador, dos TC’s de bucha, de sinalização,de comando da ventilação forçada e do comutador de derivação em carga deverão contemplarintegralmente as ligações e circuitos existentes no transformador, disposição dos bornesterminais, ajustes e demais informações necessárias.

Deverão ser fabricadas em aço inoxidável austenítico AISI 316, polidas, comespessura de 1,5mm, com gravação em baixo relevo, no idioma português. Fixadas porparafusos de aço inoxidável austenítico AISI 316, em suportes metálicos soldados.

A placa de identificação principal (dados técnicos do transformador) deverá incluir osdiagramas elétricos e todos os dados requeridos pela Norma NBR 5356-1, deverá estar fixadana vista frontal externa do armário de serviços auxiliares e conter, no mínimo, as informações

abaixo indicadas. Nome do fabricante, local e ano de fabricação; Normas de fabricação; Nome e tipo de equipamento; Número de série do transformador; Número de manutenção (a ser fornecido pela CEEE-D); Tipos de refrigeração e respectivas potências; Potência contínua em todos os enrolamentos e estágios de refrigeração em MVA; Tensões e correntes nominais para todas as derivações, enrolamentos e potências; Relação de tensões em kV; Número de fases e polaridade; Frequência nominal; Limite de elevação da temperatura dos enrolamentos e do óleo; Gradiente de temperatura de todos os enrolamentos sobre a temperatura do óleo

na potência nominal, considerando método TOP OIL - ABNT; Níveis de isolamento para impulsos atmosféricos e de manobra, para cada

enrolamento e suas buchas, incluindo a de neutro; Impedâncias percentuais de sequência positiva e sequência zero, à 75°C, para as

potências ONAN e ONAF II (MVA) e tensões nominais (kV); Corrente de excitação percentual em relação à potência nominal; Diagrama elétrico e fasorial da ligação dos enrolamentos; Informações detalhadas sobre os TC’s de bucha (incluindo as relações, classe de

precisão, identificação dos terminais e também para que fins se destinam); Sobre pressão e vácuo suportados pelo transformador; Massa total do transformador completamente montado, com óleo, dado em kg; Massa total do transformador completamente montado, sem óleo, dado em kg; Massa total de óleo isolante no transformador, dado em kg;


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Volume total de óleo isolante no transformador, dado em litros; Massa da parte extraível do transformador, dado em kg; Altura máxima para içamento da parte extraível; Tipo de óleo isolante; Tipo de isolação sólida (papel); Massa total da isolação sólida (papel) dos enrolamentos, dado em kg; Dimensões para transporte; Massa da maior peça para transporte, com óleo, dado em kg; Massa da maior peça para transporte, sem óleo, dado em kg; Massa de óleo isolante no tanque, dado em kg; Volume de óleo isolante no tanque, dado em litros; Número do manual de instrução; Número do contrato de compra (fornecido pela CEEE-D); Número da encomenda (fornecido pelo fabricante); Número do desenho correspondente; Fabricante do comutador de derivação em carga e do acionamento motorizado; Número de série do acionamento motorizado; Modelo, tipo e referencia do acionamento motorizado; Número de voltas no acionamento motorizado, para concluir um ciclo comutação; Número de série do comutador de derivação em carga; Modelo, tipo e referencia do comutador de derivação em carga; Número de posições do comutador de derivação em carga; Nível de isolamento da chave e do seletor do comutador de derivação em carga; Relação de transmissão para comutação, da caixa de engrenagem superior; Relação de transmissão para comutação, da caixa de engrenagem 90º. Aspecto geral de comutação do comutador de derivação em carga.

3.3. Óleo mineral isolante

O óleo mineral isolante para este fornecimento deverá ser novo, do tipo “A” naftênico,este deverá estar de acordo com os requisitos da NBR 5356-1. Deverá ser fornecido naquantidade necessária para o enchimento completo do transformador, bem como uma reservade 10% (dez) do volume total de óleo do transformador.

Após os ensaios finais do transformador, o mesmo deverá ser entregue com óleo atéa cobertura total de sua parte ativa e o restante em tambores de 200 litros.

A qualidade e as características do óleo mineral isolante deverão estar emconformidade com as especificações e normas previstas na Tabela 3.2.

Tabela 3.2 - Características do óleo mineral isolante

CARACTERÍSTICAS UNIDADEESPECIFICAÇÃO

MÉTODOMínimo Máximo

Aparência -

O óleo deve ser claro, límpido,isento de matérias em

suspensão ou sedimentadas ouimpurezas.

Visual

Densidade a 20/4°C - 0,861 0,900 NBR 7148

Viscosidade

a 100°C

cSt

- 3,0

NBR 10441a 40°C - 12,0

a 20°C - 25,0


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CARACTERÍSTICAS UNIDADEESPECIFICAÇÃO

MÉTODOMínimo Máximo

Ponto de Fulgor ºC 140 - NBR 11341

Ponto de Fluidez ºC - -39 NBR 11349

Índice de Neutralização – IAT mgKOH/g - 0,03 NBR 14248

Tensão Interfacial a 25°C mN/m 40 - NBR 6234

Cor - - 1 NBR 14483

Teor de água ppm - 35 NBR 10710 B

Cloretos - Ausentes NBR 5779

Sulfatos - Ausentes NBR 5779

Enxofre Corrosivo - Não corrosivo NBR 10505Rigidez Dielétrica – Eletr. Disco kV 30 - NBR 6869

Rigidez Dielétrica – Eletr. Calota kV 42 - IEC 60156

Estabilidade a Oxidação - - - NBR 10504

Índice de Neutralização – IAT Máx. mgKOH/g - 0,4 ASTM D 2440

Borra % Massa - 0,1 IEC-74

Fator de Potência a 25°C - - 0,05 NBR 12133

Fator de Potência a 100°C - - 0,5 NBR 12133

Fator de Dissipação (tg) a 90°C - - 0,4 NBR 12133

Teor de Inibi de Oxi DBPC/DBP % Massa - 0,33 NBR 12134 A

Teor de PCB ppm Ausente NBR 13882B

Antes do enchimento completo do transformador, a carga de óleo mineral isolante,deverá ter comprovada, a sua isenção de presença de PCB, através do ensaio previsto naNBR 13882 – método B e de enxofre corrosivo, através do ensaio que utiliza o métodoestendido previsto na NBR 10505 – revisada. Não será aceito óleo isolante passivado.

3.4. Tanque principal

Deverá ser construído em chapas de aço carbono, sem aproveitamento de retalhosde chapas, com forma construtiva que deverá permitir o apoio direto, sem rodas, sobre trilhose/ou base plana. A base deverá possuir dispositivos adequados para tracionamento nossentidos longitudinal e transversal, em seus quatro lados.

As soldas nas paredes do tanque principal deverão ser realizadas de formahomogenia e com penetração total. Todas as soldas envolvendo o conjunto tanque principal,tampa, conservador, tubulações e demais acessórios deverão ser realizadas exclusivamenteatravés do processo MIG e/ou TIG.

A superfície de contato com tampa deverá possuir limitadores de aperto, distribuídosde forma continua ao longo de toda a parte superior do tanque. Todas as uniões parafusadas

das tubulações de óleo, da tampa, dos reles de proteção, acessórios, válvulas, dispositivos,equipamentos e peças do transformador deverão ser por meio de parafusos passantes,galvanizados a fogo.

O tanque principal deverá ser conectado ao conservador através de canalizaçãogalvanizada e pintada com diâmetro mínimo de 80mm.


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O conjunto deverá suportar sobre pressão interna de 50kPa (0,5kgf/cm²) por 24horas e vácuo mínimo de 0,027kPa (0,2Torr) por 4 horas, sem apresentar deformaçõespermanentes, as quais deverão ser medidas antes e após a condição de vácuo, conforme item4.3, devendo ser realizado durante os ensaios finais e sem óleo isolante.

Deverá ser conectado aos radiadores através de canalizações munidas de flangecom limitadores de aperto e válvulas borboletas bicromatizadas, com tripla vedação para oeixo, da marca/modelo referencia Marangoni ou similar/equivalente, conforme “ANEXO 07”,permitindo a retirada dos radiadores sem que ocorram vazamentos de óleo.

No tanque principal, na altura da tampa superior, deverão ser previstas 03 (três)bases para encaixe (padrão CEEE-D) das hastes telescópicas portáteis (não contempladasneste fornecimento), utilizadas como conjunto de linha de vida, quando da necessidade deexecução de atividades sobre a tampa do transformador (trabalho em altura). As dimensões, otipo de encaixe e a locação das bases serão definidas pela CEEE-D.

Deverá possuir o número de série estampado acima da válvula de drenagem dotanque, e possuir indicações gravadas, com legenda, dos centros de gravidade, com e semóleo, nas seguintes situações:

C.G. para o equipamento completamente desmontado; C.G. para o equipamento completamente montado.

3.4.1. Tampa

A fixação da tampa deverá obrigatoriamente ser por meio de parafusos passantes,galvanizados a fogo, padronizados com mesma bitola e tipo de rosca. A tampa deverá serinterligada rigidamente ao tanque através de chapa e parafusos ambos de aço inoxidável

austenítico AISI 316. A forma construtiva do conjunto tanque e tampa deverá permitir o levantamento daparte ativa, sem a necessidade de retirada total do óleo isolante.

Deverá possuir 2 (dois) poços para sensores tipo PT100, com rosca externa, sem oemprego de niples ou similiares, preferencialmente localizados no ponto mais quente,observando a segurança para ligação, mesmo com o transformador energizado.

Todas as buchas deverão estar identificadas com sua respectiva fase, com gravaçãona tampa principal, em baixo relevo e pintada.

3.4.2. Escada

O transformador deverá ser provido de escada fixa tipo marinheiro, montada

preferencialmente na lateral de menor dimensão, de maneira a não ficar com acesso obstruídopor acessórios e/ou componentes, tais como: painel, sensores PT100, tubulações em gerale/ou outros, o topo da escada deverá ser à 1000mm da tampa superior.

Os degraus deverão ser confeccionados da seguinte maneira: mesmo material dotanque, mesmo tratamento de chapa e pintura, em tubos de no mínimo 12mm de diâmetro,espaçados em no mínimo 250mm e no máximo 300mm, com largura de 400mm, e primeirodegrau à 100mm do fundo do tanque, afastados pelo menos em 200mm da parede do tanque.

Deve ser previsto um dispositivo de proteção (tampa), com tamanho de até 2000mma partir da base do tanque, de modo a impedir o acesso de pessoas não autorizadas. Ofechamento deverá ser através de olhais para cadeados, já as dobradiças empregadas na

tampa deverão ser de aço inoxidável austenítico AISI 316.O conjunto escada e tampa deverá ser interligado entre si ao tanque principal, com

parafusos e chapa de aço inoxidável austenítico AISI 316.


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3.4.3. Janelas de inspeção

O tanque do transformador deverá ser provido de janelas de inspeção com tampas

aparafusadas providas de alças com dimensões mínimas de 400x600mm (retangular) ou comdiâmetro mínimo de 600mm (circular), uma próxima ao comutador de derivação em carga paraverificação do acoplamento do seletor ao cilindro externo, e outra com as mesmas medidas,localizada diametralmente oposta a abertura do comutador de derivação em carga (CDC), parainspeção nos contatos do seletor, de fácil acesso, ao nível da base do transformador.

Deverão ser previstas também janelas de inspeção com tampas aparafusadasprovidas de alças com dimensões mínimas de 400x600mm (retangular) ou com diâmetromínimo de 600mm (circular) localizadas na tampa para acesso as extremidades inferiores dasbuchas, aos terminais de ligação e a parte superior dos enrolamentos.

3.4.4. Juntas

Deverão possuir dupla vedação (duas juntas) e as demais conexões flangeadasvedação simples (uma junta) do tipo o’ring, em borracha nitrílica sintética, a fim de tornar o

conjunto tanque, tampa e acessórios, absolutamente estanque para o óleo isolante.Deverão ser fornecidas, em separado, todas as juntas dos acessórios desmontados

para transporte, acrescido de um jogo completo para substituição na ocasião da montagem emcampo do transformador.

3.4.5. Enchimento, drenagem, tratamento do óleo

O transformador deverá ser fornecido com pelo menos os seguintes itens:

Válvula tipo esférica flangeada, com 4 furos, Ø 2”, localizada na parte inferior do

tanque, para drenagem do tanque principal, equipada com proteção metálicacontra choques mecânicos, fixada com parafusos galvanizados a fogo; Válvula tipo esférica flangeada, com 4 furos, Ø 2”, localizada na parte superior do

tanque, para filtragem e enchimento do transformador, equipada com proteçãometálica contra choques mecânicos, fixada com parafusos galvanizados a fogo;

Válvulas tipo esférica flangeada, com 4 furos, Ø conforme o projeto, com indicaçãode posição Aberta/Fechada, antes e depois do rele de fluxo do comutador dederivação em carga (CDC);

Válvulas tipo esférica flangeada, com 4 furos, Ø conforme o projeto, com indicaçãode posição Aberta/Fechada, antes e depois do rele de gás;

Válvula do tipo borboletas bicromatizadas, Ø 3”, conforme “ANEXO 07”, paraentrada e saída de óleo nos radiadores, com vedação tipo metálica, vedação tripla

no eixo da válvula e com indicação de posição aberta/fechada; Válvula tipo esférica flangeada, com 4 furos, Ø 1/2”, localizada acima da válvula de

drenagem e na altura das válvulas inferiores dos radiadores, para amostragem deóleo, com engate rápido e tampão, equipada com proteção metálica, para aberturade fácil acesso, com fechamento por encaixe e pinos de travamento (sem utilizaçãode parafusos);

Válvulas tipo esférica flangeada, com 4 furos, Ø conforme o projeto, localizadapróximo ao seletor do comutador de derivação em carga (CDC) e na altura dasválvulas inferiores dos radiadores, para controle e monitoramento dos gasescombustíveis, equipada com proteção metálica contra choques mecânicos, fixadacom parafusos galvanizados a fogo;

Todas as válvulas deverão ser capazes suportar óleo quente sem apresentarqualquer vestígio de vazamento, deverão admitir uma pressão de ar de 520kPa (75PSI) e depressão de óleo de 345kPa (50PSI).


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Todas as válvulas deverão ser de aço inoxidável austenítico AISI 316, polidas, epadronizadas de mesmo tipo, modelo e fabricante. Deverão ser identificadas com placas deaço inoxidável austenítico AISI 316, com gravação em baixo relevo contendo a identificação dasua função. A fixação das placas deverá ser por meio de parafusos também de aço inoxidávelaustenítico AISI 316, em suportes metálicos soldados próximos de cada válvula.

Todos os flanges e tampas de acesso deverão possuir limitadores de aperto e tercodificação indelével em baixo relevo, tal que possa ser utilizado no mesmo flange sempre amesma válvula ou acesso. Todas as válvulas localizadas na superfície superior da tampadeverão possuir dispositivo para proteção mecânica.

Todas as válvulas com extremidades livres, tanto do transformador como de seusacessórios, deverão ser providas de flanges e bujões rosqueados.

3.4.6. Aterramento

O aterramento será oferecido em dois pontos diametralmente opostos e presos porconectores e grampos de passagem, fabricados em aço inoxidável austenítico AISI 316, paracabos de cobre nu de bitola até 95mm². Para os casos abaixo, deverão ser previstas conexõesde interligação, estas deverão ser fabricadas em aço inoxidável austenítico AISI 316:

Entre a tampa e o tanque do transformador; Entre a escada, o dispositivo de proteção (tampa) e o tanque do transformador; Entre o acionamento motorizado e o tanque do transformador; Entre o armário de serviços auxiliares e o tanque do transformador; Entre o suporte do conservador e o tanque do transformador; Entre os canecos das buchas e os flanges das mesmas;

3.5. Núcleo

Deverá ser confeccionado em chapas laminadas de aço silício de grão orientado comalta permeabilidade e baixas perdas por histerese. Deverá ser anexada a curva de saturação,assim como uma planilha dos pontos tomados nos ensaios.

Deverá ser provido de meios mecânicos que impeçam o afrouxamento das lâminassob quaisquer condições. Os jugos superiores e inferiores deverão ser fabricados em materiaismetálicos. Todas as porcas, parafusos e braçadeiras deverão ser de tal forma travados, quenão se soltem por vibrações resultantes do transporte e/ou pela operação do transformador.

As frações que compõe o núcleo e a armadura deverão ser aterradas, com conexões

adequadas, em pontos externos, localizados em caixa de inspeção, na tampa dotransformador, através de ligações elétricas de fácil acesso para desconexão, possibilitando arealização de medições da resistência do isolamento.

Quando o projeto e a construção preverem colocação de shields de aterramentoentre os enrolamentos, o fabricante deverá considerar a necessidade de ponto de mediçãoexterno destes shields. Estes Shields e aterramentos deverão ser identificados com gravaçãoem baixo relevo próximo a caixa de conexões.

Deverá ter olhais adequados para seu levantamento com as bobinas, comutador etampa montados, como se fossem 01 (uma) única unidade. Também deverá ser possívelproporcionar a retirada da tampa independentemente da parte ativa.

3.6. Enrolamento e conexões

Todos os enrolamentos, cabos e conexões elétricas internas e externas deverão serde cobre eletrolítico com teor de pureza superior a 99,99%. É expressamente vedada autilização de qualquer outro material, inclusive alumínio.


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Todos os terminais dos enrolamentos que vão para os painéis de ligações ou para asbuchas, deverão ser rigidamente suportados para evitar danos por vibrações. Deverão sersoldados, prensados ou então prateados aparafusados e trazidos para fora do tanque por meiode buchas. Conexões aparafusadas ou do tipo olhal poderão ser usadas nas buchas,comutadores de derivação e quadros de terminais, desde que sejam utilizados dispositivose/ou tratamentos apropriados para prevenir afrouxamento das conexões.

O isolamento das bobinas e condutores deverá ser em papel de alta densidade dotipo termo estabilizado ou similar. O enrolamento não deverá apresentar qualquer tipo deinvólucro ou barreira que prejudique ou obstrua a circulação de óleo entre suas espiras.

Amostras de papel de isolamento das bobinas para futuras análises, deverão estardisponíveis em local de fácil acesso, próximo a uma das janelas de inspeção da tampa,devidamente identificado em desenho. O fabricante deverá apresentar os valores do Grau dePolimerização do papel novo utilizado no projeto e o valor deste, após o último tratamento da

parte ativa, não serão aceitos valores inferiores a 1.000 monômeros de glicose.

3.7. Sistema de preservação do óleo isolante

3.7.1. Sistema de selagem

O conservador deverá possuir sistema de preservação de óleo através de bolsaflexível de borracha de abertura única ou tanque pulmão, conforme acordo entre o fabricante ea CEEE-D. A entrada de ar na bolsa deverá ser através de um secador de ar com sílica-gel,conforme descrições do item 3.9.8.

Deverá ser fornecido certificado de permeabilidade ao oxigênio, assim como

certificado de garantia, com informação do número de série sistema de selagem instalado emcada transformador.

No caso de bolsa de borracha, esta deverá atender as seguintes características: O conservador deverá ser provido de dispositivo para evitar o bloqueio de saída de

ar, pela válvula superior de filtragem do óleo e enchimento do conservador; Sistema provido de quatro pontos de suspensão, além do flange do conservador; Flange fixado internamente através de vulcanização; Fabricação em elastômero e fibra de poliamida de alta resistência mecânica; Vulcanizada a quente, sob vácuo e massa do material de 1.000g/m²; Revestimento interno advindo de material constituinte de barreira física resistente

ao Nitrogênio, Ozônio e demais gases atmosféricos; Reforçada nos pontos de contato com o indicador de nível; Camada nitrílica externa para contato com o óleo; Permeabilidade mínima ao oxigênio de 32x10-7cm1s-1atm-1 Resistência à ruptura por deformação de 300daN/5cm; Resistência à perfuração de 65daN.

3.7.2. Conservador do transformador

O conservador deverá ser rigidamente interligado ao tanque através de parafusospassantes galvanizados a fogo, construído em chapa de aço, capaz de suportar os mesmosesforços e solicitações mecânicas a que possa estar submetido o tanque do transformador.

Deverá possuir olhais com capacidade para içamento, considerando o conservador

totalmente cheio de óleo, bem como tampas laterais desmontáveis para permitir limpeza emanutenção, as tampas também deverão ser fixadas por meio de parafusos passantesgalvanizados a fogo, com limitadores de aperto.


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No interior do conservador deverá ser previsto um dispositivo de proteção (arco),para que a bolsa quando inflada não obstrua a circulação de óleo pelas válvulas. Asinterligações, flanges e demais conexões, deverão ser galvanizadas e pintadas.

Deverá conter os seguintes dispositivos e válvulas:

Válvula para enchimento de óleo isolante, do tipo esférica flangeada, com 4 (quatro)furos, com conexão rosqueada e tamponada, Ø 2”, localizada na parte superior doconservador;

Válvula para drenagem de óleo isolante, do tipo esférica flangeada, com 4 (quatro)furos, com conexão rosqueada e tamponada, Ø 2”, localizada na parte inferior doconservador;

Válvula para realização de vácuo, do tipo esférica flangeada, com 4 (quatro) furos,com conexão rosqueada e tamponada, Ø 3”, localizada no flange lateral doconservador do transformador;

Válvula para interligação do conservador com o tanque de expansão, do tipoesférica flangeada, com 4 (quatro) furos, Ø 3/4”;

Tubulação de interligação entre os conservadores do transformador e do comutadorde derivação em carga (CDC), para equalização de pressão através de válvula tipoesférica, Ø 3/4”, flangeada, com 4 (quatro) furos.

Secador de ar à sílica-gel, conforme descrições do item 3.9.8., localizado namesma altura da base do acionamento do comutador de derivação em carga(CDC), com interligação (tubulação sem emendas) ao tanque de expansão atravésde válvula do tipo esférica flangeada, com 4 (quatro) furos, Ø conforme o projeto, aconexão do secador à tubulação deverá ser flangeada;

Tubo de conexão, sem emendas, entre o tanque e o conservador de óleo comaclividade de, no mínimo 2 (dois) graus, possuindo rele de gás isolado nas duas

extremidades por válvulas de fechamento do tipo esférica flangeadas. Indicador de nível de óleo, com contatos "NA" para nível mínimo e máximo, quetenha uma inclinação tal que possibilite a leitura ao nível do solo, próximo aotransformador;


Todos os flanges e tampas de acesso deverão possuir limitadores de aperto e ter

codificação indelével em baixo relevo, tal que possa ser utilizado no mesmo flange sempre amesma válvula ou acesso.

As tampas de acesso deverão possuir dupla vedação (duas juntas) e as demaisconexões flangeadas vedação simples (uma junta) do tipo o’ring, em borracha nitrílica sintética,

a fim de tornar o conjunto absolutamente estanque.Todas as válvulas com extremidades livres, tanto do transformador como de seus

acessórios, deverão ser providas de flanges e bujões rosqueados.

3.7.3. Conservador do comutador de derivação em carga (CDC)

Conservador do CDC deverá ser estanque do conservador do transformador, todasas interligações, flanges e demais conexões, deverão ser galvanizadas e pintadas. Deveráconter os seguintes dispositivos e válvulas:

Válvula para enchimento de óleo isolante, do tipo esférica flangeada, com 4 (quatro)furos, com conexão rosqueada e tamponada, Ø 1”, localizada na parte superior doconservador;


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Válvula para drenagem do óleo isolante existente no conservador do comutador dederivação em carga (CDC), do tipo esférica flangeada, com 4 (quatro) furos, comconexão rosqueada e tamponada, Ø 1”, localizada na parte inferior do conservador;

Secador de ar à sílica-gel, conforme descrições do item 3.9.9, localizado na mesmaaltura da base do acionamento do comutador de derivação em carga (CDC), cominterligação (tubulação sem emendas) ao tanque de expansão através de válvulado tipo esférica flangeada, com 4 (quatro) furos, Ø conforme o projeto, a conexãodo secador à tubulação deverá ser flangeada;

Tubulação de interligação entre os conservadores do transformador e do comutadorde derivação em carga (CDC), para equalização de pressão através de válvula tipoesférica, Ø 3/4”, flangeada, com 4 (quatro) furos.

Indicador de nível de óleo, com contatos tipo “NA” para nível mínimo e máximo, quetenha uma inclinação tal que possibilite a leitura ao nível do solo, próximo aotransformador;


Todos os flanges e tampas de acesso deverão possuir limitadores de aperto e tercodificação indelével em baixo relevo, tal que possa ser utilizado no mesmo flange sempre amesma válvula ou acesso.

A tampa de acesso deverá possuir dupla vedação (duas juntas) e as demaisconexões flangeadas vedação simples (uma junta) do tipo o’ring, em borracha nitrílica sintética,

a fim de tornar o conjunto absolutamente estanque.Todas as válvulas com extremidades livres, tanto do transformador como de seus

acessórios, deverão ser providas de flanges e bujões rosqueados.

3.8. Armário de serviços auxiliares

O armário de serviços auxiliares deverá estar situado a uma altura de até 315mm dabase, fora da linha das rodas e dos suportes de macacos. Deverá ser fabricado emconformidade com o estabelecido e detalhado no “ANEXO 01” desta especificação técnica.

Para cada transformador deverá ser previsto 1 (um) equipamento para

monitoramento de temperaturas do óleo e dos enrolamentos e também de regulação de tensãoe controle de paralelismo, com características conforme o “ANEXO 03” desta especificação,que não deverão ser instalados no armário de serviços auxiliares. O fornecedor/fabricantedeverá entregar o mesmo de forma avulsa, juntamente com o conjunto de as peçassobressalentes.

No entanto deverá ser previsto no projeto do armário de serviços auxiliares, espaçofísico, inclusive com réguas de bornes e bornes extras, na quantidade além dos bornesadicionais de reserva já indicados no “ANEXO 1” desta especificação, neste caso se a CEEE-Dvenha identificar a necessidade de instalação destes instrumentos, junto do transformador,poderá providenciar esta com equipe própria.

Em caso de dúvidas sobre o fornecimento dos equipamentos para monitoramento detemperaturas, regulação de tensão e controle de paralelismo, estas poderão ser esclarecidasna ocasião da reunião técnica, realizada entre o fornecedor/fabricante e a CEEE-D, a qualdeverá ocorrer antes da apresentação dos projetos e desenhos para aprovação.


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3.9. Sistemas de monitoramento e proteção

3.9.1. Analisador de gases e umidade no óleo isolante

Para cada transformador deverá ser previsto 1 (um) equipamento para analisar deforma contínua (on-line), a formação de umidade e/ou de gases combustíveis dissolvidos noóleo isolante, da marca/modelo referência Kelman/GE ou similar/equivalente, as característicasdeste equipamento deverão estar em conformidade com a especificação do “ANEXO 04”.

Os cabeamentos de alimentação, comando, força e comunicação do equipamentoanalisador de gases e umidade (AGU), deverão ser levados ao armário de serviços auxiliaresatravés de sealtubo com trançado de aço zincado e/ou eletrodutos de aço galvanizado.

O dispositivo, deverá ser interligado ao tanque do transformador por meio de válvulasadequadas, posicionadas na altura do seletor do comutador de derivação em carga (CDC), naposição vertical a uma distância máxima de 1,5 m do fundo do tanque.

O projeto de fixação do analisador de gases e umidade, deverá atender os requisitosdo manual do dispositivo e/ou as orientações do fornecedor/fabricante do mesmo. Os serviçosde instalação, comissionamento, ajustes, parametrização e testes, deverão ser realizados pelopróprio fornecedor do equipamento e/ou por um representante indicado por este.

Em caso de dúvidas sobre o fornecimento deste equipamento e/ou dos serviços aserem previstos para o mesmo, estas poderão ser esclarecidas na ocasião da reunião técnica,realizada entre o fornecedor/fabricante do transformador e a CEEE-D, a qual deverá ocorrerantes da apresentação dos projetos e desenhos para aprovação.

3.9.2. Monitoramento de temperaturas do transformador

Deverão ser previstos, dois sensores do tipo termorresistência PT100, instalados natampa de cada transformador, o mais próximo possível do ponto de maior temperatura teóricado transformador, sendo um deles para o sistema de monitoramento de temperatura e o outropara envio de informações para o telecomando no centro de operação.

As termorresistências PT100, deverão ser com corpo em alumínio, com cabeçotegrande, ligação à três fios, rosca de fixação externa de 3/4“ BSP e rosca para entrada de fiaçãointerna de 1/2“ BSP, com haste em aço inoxidável austenítico AISI 316, com diâmetro externomáximo de 8mm e comprimento máximo de 120mm, com certificado de calibração RBC paratrês pontos (50°C, 100°C e 150°C).

Os cabos de comunicação de ambos os sensores tipo termorresistência PT100,

deverão ser levados ao armário através de sealtubos com trançado de aço zincado e/oueletrodutos de aço galvanizado, deverão ser previstos cabos sem emendas e aterrados apenasna régua do armário de serviços auxiliares.

3.9.3. Válvula de segurança

Deverá ser prevista uma válvula do tipo alívio rápido de pressão interna, damarca/modelo referencia Messko ou similar/equivalente, deverá possuir dispositivo paradrenagem em aço inoxidável, o corpo da válvula deverá ser em liga de alumínio fundidoresistente, as vedações em borracha nitrílica e as molas em aço com revestimento sintético.

A válvula de segurança deverá ser equipada com um contato do tipo “NA”, com

capacidade de condução de corrente de até 2A, ligado em 125Vcc, , passíveis de teste de

acionamento manual, deverá ser previsto um sistema de vedação que impossibilite osurgimento de umidade e/ou oxidação nos contatos elétricos. Os cabos deverão ser levados aoarmário de serviços auxiliares através de sealtubo com trançado de aço zincado e/oueletrodutos de aço galvanizado.


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O fabricante deverá disponibilizar para a CEEE-D o relatório dos ensaios dofabricante da valvula, juntamente com a curva característica de resposta do respectivo ensaio,onde deverá ser comprovada e garantida a vedação do dispositivo e a inexistência devazamentos, através do ensaio realizado presurizando a valvula de gás hélio.

Deverá ser prevista uma canalização galvanizada e pintada, para que o fluxo deóleo, caso ocorra atuação da válvula, seja direcionado diretamente para o solo, onde adescarga deverá ser recolhida na calha de recolhimento e/ou bacia de contenção.

3.9.4. Indicadores de nível de óleo

Deverão ser previstos indicadores de nível de óleo para os compartimentos dosconservadores do transformador e do comutador, da marca/modelo referencia Messko ousimilar/equivalente, estes deverão ser montados nas tampas laterais do tanque conservador,com uma inclinação tal que possibilite a leitura ao nível do solo, próximo ao transformador.

O visor deverá ser vidro laminado com filtro UV, com junta de vedação de borrachanitrílica, integrado com anel de metal, o flange de fixação deverá ser de alumínio, o conjuntodeverá apresentar grau de proteção IP55.

Deverá ser equipado com contatos tipo “NA” para a indicação de nível mínimo emáximo. Os cabos deverão ser levados ao armário de serviços auxiliares através de sealtubocom trançado de aço zincado e/ou eletrodutos de aço galvanizado.

3.9.5. Rele de gás

O rele de gás deverá ser montado na canalização que liga o tanque do transformadorao conservador, deverá ser da marca/modelo referencia Messko ou similar/equivalente, comduas válvulas do tipo esféricas flangeadas, com vedação metálica para isolamento, instaladasem ambos os lados de rele, para permitir sua remoção sem perda de óleo.

O rele de gás deverá ser equipado com dois contatos do tipo “NA”, com capacidadede condução de corrente de até 2A, ligado em 125Vcc, passíveis de teste de acionamentomanual. Um contato deverá fechar pelo acúmulo de gás na câmara e o outro pelo aumento doacúmulo de gás e/ou pela velocidade de deslocamento do fluxo de óleo entre o tanque principale o conservador do transformador.

Os microrutores deverão ser montados em tubos de imersão, impossibilitando ocontato dos mesmos com o óleo, mas com fixação e posicionamento de fácil acesso através dacaixa de terminais. Os cabos deverão ser levados ao armário de serviços auxiliares através desealtubo com trançado de aço zincado e/ou eletrodutos de aço galvanizado.

O corpo deverá ser em liga de alumínio e com grau de proteção IP55. Deverá possuirgravada uma seta indicativa do sentido do fluxo do óleo que produz o fechamento doscontatos, assim como dispositivos de drenagem de óleo e coleta de gás.

Deverá possuir visor de vidro temperado com filtro UV (com tampa) e graduação, emcentímetros-cúbicos, para indicação do volume de óleo. Os componentes mecânicos internosdeverão ser fabricados em aço inoxidável. As bóias deverão possuir corpo sólido.

A canalização na qual será instalado o rele deverá possuir uma aclividade mínima de2(dois) graus, tendo como a parte mais elevada no conservador.

3.9.6. Rele de fluxo do comutador de derivação em carga (CDC)

Rele de elevação súbita de pressão, para o compartimento do CDC, o dispositivodeverá ser equipado com contato tipo “NA”, para uma tensão de 125Vcc, para retirada deoperação (desligamento) do transformador. Deverá ter compartimento com tampa paraterminais e meios que possibilitem o desarme e rearme, manualmente. Os cabos deverão ser


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levados ao armário de serviços auxiliares através de sealtubo com trançado de aço zincadoe/ou eletrodutos de aço galvanizado.

O rele deverá possuir gravada em seu corpo uma seta indicativa do sentido daelevação súbita de pressão que produz o fechamento dos contatos. Deverão ser previstasainda duas válvulas do tipo esféricas flangeadas para isolamento, instaladas em ambos oslados do rele, para permitir sua remoção sem perda de óleo.

3.9.7. Monitoramento de ruptura do sistema de selagem

Deverá ser previsto um equipamento para detectar a ruptura do sistema de selagemdo óleo isolante do transformador, cuja função é monitorar a ocorrência de vazamentos deóleo, este dispositivo deverá estar em conformidade com o especificado no “ANEXO 05”.

O dispositivo deverá ser constituído por um módulo de alimentação e controle,instalado no armário de serviços auxiliares do transformador e um sensor ótico, montado no

interior do sistema de selagem. O cabo do sensor deverá ser levado ao armário através desealtubo com trançado de aço zincado e/ou eletrodutos de aço galvanizado.

3.9.8. Secador de sílica gel do transformador

O secador de sílica gel, para respiro do conservador de óleo do tanque principal dotransformador deverá ser do tipo auto-regenerante, sendo que deverá possuir doisreservatórios de sílica gel, recipiente "A" (principal) e recipiente "B" (auxiliar).

O equipamento deve utilizar o recipiente "A" para a desumidificação do ar até que asílica gel do mesmo sature. A partir desse momento o dispositivo automaticamente deverá usaro recipiente "B", iniciando o tratamento automático da sílica do recipiente "A" até que esteesteja completamente regenerada e possa voltar a trabalhar com o mesmo.

O funcionamento deve ser tal que sempre haja um recipiente com sílica gel emcondição de uso, seja o recipiente "A" (principal) e recipiente "B" (auxiliar).

O secador de sílica gel, para respiro do conservador de óleo do tanque principal dotransformador, do tipo auto-regenerante deverá ser da marca ABB-COMEM, modelo referenciaSDB, ou similar/equivalente.

Os cabos de alimentação e comando do secador de sílica gel deverão ser levados aoarmário de serviços auxiliares através de sealtubo com trançado de aço zincado e/oueletrodutos de aço galvanizado.

3.9.9. Secador de sílica gel do comutador de derivação em carga

O secador de sílica gel, para respiro do conservador de óleo do CDC deverátrabalhar em conjunto com o respirador do tanque principal, o que possibilitará o tratamento desua própria sílica, assim este também deverá ser da marca ABB-COMEM, modelo referenciaSDB, ou similar/equivalente.

3.10. Sistema de resfriamento

O transformador deverá ser projetado com estágios de resfriamento forçado, deacordo com o especificado nas respectivas tabelas de características técnicas e com osrequisitos descritos abaixo.

O sistema deverá ser dimensionamento de modo tal que o transformador possa

operar a plena carga, sem ultrapassar o limite de temperatura, nos seguintes casos: Perda de 01 (um) dos motoventiladores e 01 (um) dos radiadores continuamente; Perda de ate 20% dos motoventiladores e do radiadores, pelo período de uma hora.


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3.10.1. Radiadores

O fornecimento dos radiadores deverá estar em conformidade com a especificação

do “ANEXO 08”, marca/modelo referencia Marangoni ou similar/equivalente, deverão estarinterligados ao tanque do transformador por meio de válvulas tipo borboletas bicromatizadas,conforme “ANEXO 07”, com vedação metálica e com indicadores de posição e travamento nas

posições “fechada” e “aberta”. Os radiadores e as barras limitadoras deverão ser galvanizados à quente e pintados

conforme detalhamento do processo de pintura, descrito no “ANEXO 08” desta especificação

técnica, os radiadores deverão ser numerados sequencialmente, do tipo removíveis, projetadosde forma a facilitar as atividades de limpeza e manutenção.

Os radiadores deverão contemplar bujões, sendo um instalado na extremidadeinferior para drenagem de óleo isolante e outro na extremidade superior para purga de ar,

deverão possuir olhais para içamento considerando o estado dos mesmos completamentecheios de óleo, o fornecimento deverá contemplar flanges metálicos cegos, para uso sempreque os radiadores estiverem destacados do transformador.

3.10.2. Ventilação forçada (VF)

Os motoventiladores deverão ser fornecidos conforme as características técnicasespecificadas no “ANEXO 02”. Deverão ser fixados na posição vertical, junto aos radiadores do

transformador, os meios para fixação dos motoventiladores deverão estar em conformidadecom a disposição apresentada na Figura 3.1.

Figura 3.1 - Sistema de fixação dos motoventiladores.


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3.10.3. Comando e supervisão da ventilação forçada (VF)

O sistema de comando da ventilação deverá possuir duas chaves de seleção, estas

chaves deverão possibilitar o comando, conforme as orientações descritas abaixo: Chave S11: Para a função “Local / Remoto e Automático”, com duas posições fixas,

localizada no armário de serviços auxiliares; Chave S12: Para a função “Desligado / Manual 1 / Manual 2”, com três posições

fixas, localizada no armário de serviços auxiliares.Estas chaves deverão comandar a ventilação forçada, conforme abaixo:

3.10.3.1. Chave S11: “Local / Remoto e Automático”

Local: Nesta posição será habilitada a chave S12 e o comando da ventilação serámanualmente, operando um ou dois grupos de VF (Manual 1 ou Manual 2);

Remoto e Automático: Nesta posição o comando da ventilação será de forma

remota pelo do “Telecomando” (centro de operação) ou automaticamente atravésmonitor de temperatura, localizado na sala de controle da subestação;

3.10.3.2. Chave S12: “Desligado / Manual1 / Manual2”

Desligado: Nesta posição a ventilação forçada não deverá ser acionada; Manual 1: Nesta posição liga manualmente o estágio 1 da ventilação; Manual 2: Nesta posição ligam manualmente os estágios 1 e 2 da ventilação.

3.10.3.3. O comando deverá possuir as seguintes sinalizações e contatos para supervisão:

Contatos de Falha VF: O sistema deverá sinalizar a falha da VF, individualmentepara cada estágio desta, considerando a possibilidade de pelo menos um dosmotoventiladores estar impossibilitado de operar, desde que tenha alimentação no

circuito de comando da VF; Contatos de VF Ligada: O sistema deverá indicar os grupos de VF ligada através de

contatos para sinalização do estado, quando as chaves magnéticas de cada grupoestiverem acionadas.

3.11. Buchas

3.11.1. Características gerais

Todas as buchas do transformador deverão ser de isolador de borracha silicone(polimérica) do tipo tampa para montagem e desmontagem sem necessidade de abrir o tanquedo transformador, bem como serem intercambiáveis quando da mesma classe de tensão.

Os isoladores de borracha de silicone devem ser homogêneos, livres de cavidades,rachaduras e impermeáveis à umidade. As superfícies devem ser livres de imperfeições, taiscomo trincas, rachaduras, irregularidades ou bolhas. As buchas deverão possuir dispositivopara desaeração (purga) e drenagem no ponto de contato com o óleo isolante.

O projeto do transformador deverá prever espaço físico (dimensões compatíveis)para a substituição das buchas poliméricas por buchas tradicionais de porcelana, os detalhes eas eventuais dúvidas sobre esta necessidade deverão ser tratados e esclarecidos na reuniãotécnica, entre o fornecedor/fabricante e a CEEE-D, que deverá ocorrer antes da apresentaçãodos projetos e desenhos para aprovação.

Os materiais utilizados na fabricação da bucha devem ser de uso tradicional, com

características elétricas, mecânicas e térmicas de excelentes qualidades. Referente ao uso demateriais inéditos ou sem tradições na fabricação das buchas somente será possível comprévia consulta e aprovação da CEEE-D, que se reserva no direito aceitá-los ou não.


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3.11.2. Características das buchas com tensão nominal igual ou superior a 34,5kV

As buchas de tensão igual ou superior a 34,5kV, deverão ser do tipo com repartição

capacitiva, sendo a isolação principal constituída de malha de fibra sintética impregnada emoldada com resina epóxi RIS (Fibra Sintética Impregnada - Resin Impregnated Syntetics).

Não serão aceitas bucha fabricadas a partir da texcnologia RBP (Papel Aglutinadocom Resina - Resin Bounded Paper), OIP (Papel Impregnado com Óleo – Oil ImpregnatedPaper) ou RIP (Papel Impregnado com Resina – Oil Impregnated Papel).

As buchas deverão possuir olhais para içamento, a fixação na tampa dotransformador deverá possuir limitadores de aperto, deverá estar indicado na placa o valor dotorque máximo recomendado, o fabricante deverá entregar estas instaladas.

As buchas deverão ser constituídas de corpo capacitivo fabricada de malha de fibrasintética impregnada e moldada em resina epóxi (livre de papel), com isolador de borracha de

silicone para proteção contra contaminantes do ambiente externo e flange para fixação.Para fins de medição da qualidade da isolação, as buchas deverão ser providas detap de testes. O fabricante deverá disponibilizar para a CEEE-D, os certificados de fábrica paraos seguintes testes realizados.

Simulação de operação para 30 (trinta) anos de vida; Testes de rotina e de impulso, conforme norma IEC 60137; Teste de operação contínua da bucha em unidade; Teste de cozimento, para assegurar que não haverá o ingresso de umidade entre o

corpo isolador e o isolador polimérico.

3.11.3. Características das buchas com tensão nominal igual ou inferior a 34,5kV

As buchas de tensão inferior a 34,5kV, deverão atender as características definidaspela NBR-5034/89, ser do tipo seca, com isolação interna em epóxi moldada sobre o condutorde cobre, com isolador externo em borracha de silicone (polimérica), providas de tap capacitivopara medição da tensão, da marca/fabricante ABB/COMEM, modelo referência CRS, ousimilar/equivalente.

3.11.4. Placa de identificação das buchas

Todas as buchas deverão possuir placas de identificação de aço inoxidávelaustenítico AISI 316, fixadas através de parafusos também de aço inoxidável austenítico AISI316, em suportes metálicos soldados no tanque, próximos de cada bucha, as placas deverãoconter as seguintes informações, com gravação em baixo relevo:

Nome do fabricante; Número de série; Data de fabricação; Tipo e/ou referência; Torque máximo para aperto; Tensão nominal da bucha; Corrente nominal da bucha; Capacitância C1; Capacitância C2; Fator de potência; Distância de escoamento; Esforço de “cantilever”; Níveis de impulso; Comprimento previsto para TC’s (L6); Comprimento abaixo do flange (L1); Comprimento para partes aterradas (R7).


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3.11.5. Conectores terminais

Deverão ser fornecidos os conectores terminais das buchas de Alta, Média e Baixa

Tensão, sendo que os dois primeiros deverão ser conforme especificado no “ANEXO 0 6”, o tipoe as medidas dos conectores deverão ser conforme abaixo:

Pino rosqueado M20x2,5 e 74mm de comprimento para buchas do terciário. Pino rosqueado M48x3 e 100mm de comprimento para as buchas de média tensão; Pino liso de latão estanhado com 30mm de diâmetro e 160mm de comprimento

para as buchas de alta tensão;

3.12. TC’s de buchas

Deverão ser instalados internamente, as caixas de terminais deverão estar em locaisque propiciem a manutenção com a retirada do menor volume de óleo possível.

Toda e qualquer fiação relativa aos TC’s de buchas, desde a conexão nas caixas determinais até o armário de serviços auxiliares e/ou destinos final dos mesmos, deverão ser combitola de 4mm², e com terminais do tipo olhal em suas extremidades.

3.13. Comutador de religação sem tensão

Deverá possibilitar a operação do transformador nas tensões de 13,8 ou 23 kV(média tensão), cujas conexões para ambos os níveis de tensão deverão estar indicadas deforma detalhada na placa de identificação do transformador.

O comutador de religação sem tensão deverá ser projetado para suportar osmesmos níveis de tensão, sobrecargas e condições de curto-circuito do transformador, este

deverá ser instalado no enrolamento de MT, secundário do transformador.Deverá ser do tipo “painel”, imerso em óleo isolante no mesmo compartimento da

parte ativa e em local de fácil acesso para executar a religação, visando nesta ocasião amovimentação do menor volume de óleo possível.

As ligações do painel de conexões deverão ser por meio de barramentos rigidamentemontados e aparafusados com porcas sextavadas e contra porcas, estas para prevenirafrouxamento das conexões, todas as peças deverão ser fabricadas em cobre.

A forma construtiva e a disposição dos barramentos, das barras roscadas e dasporcas sextavadas deverá considerar a execução da religação sem a retirada completa dasporcas, de forma a evitar a queda de uma destas para o interior do transformador.

O fornecimento deverá contemplar também uma chave para troca do nível de tensão,fabricada em aço inoxidável austenítico AISI 316, adequada para a forma construtiva do painelde religação do transformador.

3.14. Comutador de derivação em carga (CDC)

O comutador de derivação em carga deverá ser projetado para suportar os mesmosníveis de tensão, sobrecargas e condições de curto-circuito do transformador, este deverá serinstalado no enrolamento de AT, primário do transformador.

Deverá possuir mudança simultânea nas três fases e ser capaz de completar umamudança de derivação durante o curto-circuito máximo, desde que esta já tenha sido iniciada.

O equipamento deverá estar imerso em óleo no mesmo compartimento da parteativa, em ambiente completamente estanque ao óleo do transformador.

O pré-seletor e o seletor de derivações poderão estar localizados preferencialmentedentro do compartimento do comutador com óleo próprio. Caso não seja possível, os mesmos


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poderão ficar em contato com o óleo do transformador, em qualquer caso deverá ser garantida,no mínimo, um milhão (1.000.000) de operações.

Deverá ser garantida também, sem que haja necessidade de reparo, substituição depeças, limpeza ou qualquer tipo de revisão na chave de carga, pelo menos quinhentas mil(500.000) operações a plena carga.

Com a finalidade de evitar a formação de arco no óleo isolante e consequentecarbonização deste, o CDC deverá possuir mecanismo de chaveamento através de ampola devácuo. As ampolas de vácuo, deverão preferencialmente serem fabricadas pelo mesmofabricante do comutador de derivação em carga, a utilização de outro fabricante somente serápossível com prévia consulta e aprovação da CEEE-D.

As partes móveis da chave de carga e do seletor de tensão deverão ser dotadas defins-de-curso mecânico, ajustados de tal modo que venham a impedir que a operação docomutador de derivação sob carga ultrapasse uma posição além daquela correspondente à

última derivação, tanto acima como abaixo da posição central.O tanque da chave deverá possuir válvula esférica para drenar o óleo do CDC, com

acesso do nível do solo, sendo esta de Ø 2” e flangeada.

3.14.1. Acionamento motorizado do comutador de derivação em carga (CDC)

Deverá ser operado por um sinal de curta duração, e esta deverá ser completada,seja o sinal mantido ou não. A manutenção do sinal durante um tempo maior que o necessárionão deverá resultar em uma segunda operação (contro

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ET-DeMT-2014002-Transformadores de Força - SE PAL 15_R04 (Com Anexos)