N-2928

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-PÚBLICO-
N-2928 12 / 2012 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 40 páginas, 3 formulários e GT 
Transformadores de Potência 
 Especificação 
 
 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
SC - 06 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
 
Eletricidade 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e 
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da 
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as 
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante 
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito 
intelectual e propriedade industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
-PÚBLICO-
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2 
 
Sumário 
 
1 Escopo................................................................................................................................................. 3 
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 3 
3 Requisitos Comuns a Transformadores Secos ou Imersos em Líquido Isolante ............................... 5 
3.1 Condições Gerais................................................................................................................... 5 
3.2 Características Construtivas .................................................................................................. 7 
3.3 Condições para Transformadores que também Alimentam Cargas não Senoidais.............. 8 
3.4 Sistema de Pintura de Proteção para Instalação em Ambientes Industriais e Marítimos ..... 9 
3.5 Características do IED ("Intelligent Electronic Device") para Controle e Monitoramento de 
Transformador de Potência ................................................................................................. 10 
4 Transformadores Imersos em Líquido Isolante................................................................................. 10 
4.1 Características Gerais.......................................................................................................... 10 
4.2 Características do Líquido Isolante...................................................................................... 12 
4.3 Acessórios............................................................................................................................ 12 
4.4 Transformadores com classe de tensão menor ou igual a 36 kV........................................ 13 
4.5 Transformadores com Classe de Tensão Maior que 36 kV ................................................ 14 
5 Transformadores Secos .................................................................................................................... 15 
6 Requisitos de Inspeção, Teste de Aceitação de Fábrica (TAF), Teste de Aceitação de Campo 
(TAC) e Plano de Inspeção e Testes (PIT) para Transformadores de Potência ............................. 16 
7 Documentação Técnica a Ser Fornecida pelo Fabricante ................................................................ 17 
7.1 Requisitos Gerais ................................................................................................................. 17 
7.2 Documentação Técnica a ser Fornecida Juntamente com a Proposta ............................... 17 
7.3 Documentação a ser Fornecida após a Colocação do Pedido de Compra......................... 18 
7.4 Manuais de Transporte, Preservação, Instalação, Operação, Inspeção, Manutenção e 
Reparo ................................................................................................................................. 19 
 
 
Tabela 
 
Tabela 1 - Acessórios para Transformadores Imersos em Líquido Isolante ........................................ 13 
 
 
1 Esco
 
 
1.1 Est
isolante
 
 
1.2 Est
 
 
 
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-PÚBLICO-
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4 
ISO 12944-4 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 4: Types of Surface and Surface Preparation; 
 
ISO 12944-5 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 5: Protective Paint Systems; 
 
ISO 12944-6 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 6: Laboratory Performance Test Methods; 
 
ISO 12944-7 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 7: Execution and Supervision of Paint Work; 
 
ISO 20340 - Paints and Varnishes - Performance Requirements for Protective Paint Systems 
for Offshore and Related Structures; 
 
ANSI/ASME B1.20.1 - Pipe Threads, General Purpose (Inch); 
 
ASTM D924 - Standard Test Method for Dissipation Factor (or Power Factor) and Relative 
Permittivity (Dielectric Constant) of Electrical Insulating Liquids; 
 
ASTM D971 - Standard Test Method for Interfacial Tension of Oil against Water by the Ring 
Method; 
 
ASTM D974 - Standard Test Method for Acid and Base Number by Color-Indicator Titration; 
 
IEC 60068-1 - Environmental Testing - Part 1: General and Guidance; 
 
IEC 60068-2-14 - Environmental Testing - Part 2-14: Tests - Test N: Change of 
Temperature; 
 
IEC 60076-1 - Power Transformers - Part 1: General; 
 
IEC 60076-2 - Power Transformers - Part 2: Temperature Rise for Liquid-immersed 
Transformers; 
 
IEC 60076-3 - Power Transformers - Part 3: Insulation Levels, Dielectric Tests and External 
Clearances in Air; 
 
IEC 60076-4 - Power Transformers - Part 4: Guide to the Lightning Impulse and Switching 
Impulse Testing - Power Transformers and Reactors; 
 
IEC 60076-5 - Power Transformers - Part 5: Ability to Withstand Short Circuit; 
 
IEC 60076-6 - Power Transformers - Part 6: Reactors; 
 
IEC 60076-10 - Power Transformers - Part 10: Determination of Sound Levels; 
 
IEC 60076-11 - Power Transformers - Part 11: Dry-type Transformers; 
 
IEC 60076-13 - Power Transformers - Part 13: Self-protected Liquid-Filled Transformers; 
 
IEC 60076-16 - Power Transformers - Part 16: Transformers for Wind Turbine Applications; 
 
IEC 60076-21 - Power Transformers - Part 21: Standard Requirements, Terminology, and 
Test Code for Step-Voltage Regulators; 
 
IEC 60146-1-3 - Semiconductor Convertors - General Requirements and Line Commutated 
Convertors - Part 1-3: Transformers and Reactors; 
 
IEC 60214-1 - Tap-Changers - Part 1: Performance Requirements and Test Methods; 
 
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5 
IEC 60247 - Insulating Liquids Measurement of Relative Permittivity, Dielectric Dissipation 
Factor (Tan) and d.c. Resistivity; 
 
IEC 60567 - Oil-Filled Electrical Equipment - Sampling of Gases and Analysis of Free and 
Dissolved Gases - Guidance; 
 
IEC 60599 - Mineral Oil-impregnated Electrical Equipment in Service - Guide to the 
Interpretation of Dissolved and Free Gases Analysis; 
 
IEC 60814 - Insulating Liquids - Oil-Impregnated Paper and Pressboard - Determination of 
Water by Automatic Coulometric Karl Fischer Titration; 
 
IEC 61000-4-3 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-3: Testing and Measurement 
Techniques - Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test; 
 
IEC 61000-4-4 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-4: Testing and Measurement 
Techniques - Electrical Fast Transient/Burst Immunity Test; 
 
IEC 61000-4-5 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-5: Testing and Measurement 
Techniques - Surge Immunity Test; 
 
IEC 61000-4-6 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4-6: Testing and Measurement 
Techniques - Immunity to Conducted Disturbances, Induced by Radio-Frequency Fields; 
 
IEC 61181- Mineral Oil-Filled Electrical Equipment - Application of Dissolved Gas Analysis 
(DGA) to Factory Tests on Electrical Equipment; 
 
IEC 61378-1 - Converter Transformers - Part 1: Transformers for Industrial Applications; 
 
IEC 61892-3 - Mobile and Fixed Offshore Units - Electrical Installations - Part 3: Equipment; 
 
IEC TR 60616 - Terminal and tapping markings for Power Transformers; 
 
IEC TS 60076-14 - Power Transformers - Part 14: Design and Application of 
Liquid-Immersed Power Transformers using High-Temperature Insulation Materials; 
 
IEC TS 61639 - Direct Connection between Power Transformers and Gas-Insulated 
Metal-Enclosed Switchgear for Rated Voltages of 72,5 kV and above; 
 
IEEE STD C57.12.90 - Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating 
Transformers; 
 
IEEE STD C57.12.91 - Test Code for Dry-Type Distribution and Power Transformers; 
 
IEEE STD C57.110 - Recommended Practice for Establishing Liquid-Filled and Dry-Type 
Power and Distribution Transformer Capability When Supplying Nonsinusoidal Load 
Currents. 
 
 
3 RequisitosComuns a Transformadores Secos ou Imersos em Líquido Isolante 
 
 
3.1 Condições Gerais 
 
 
3.1.1 As características gerais de transformadores de potência devem atender aos requisitos 
indicados na IEC 60076-1. 
3.1.2 O
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3.1.3 O
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3.1.5 O
 
 
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3.1.11 O
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3.1.12 O
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7 
 
3.2 Características Construtivas 
 
 
3.2.1 A menos que especificado em contrário na Folha de Dados o transformador deve ser capaz de 
fornecer o acréscimo contínuo de potência de pelo menos 25 %, com ventilação forçada operando. 
 
 
3.2.2 Os terminais ou buchas do primário e do secundário do transformador devem ser fornecidos 
com conectores, parafusos, porcas e arruelas adequados para ligação aos cabos ou barramentos 
indicados na Folha de Dados. Quando for especificada ligação a duto de barramento, devem ser 
fornecidos terminais adequados a essa finalidade, sendo que a PETROBRAS deve fornecer os 
desenhos dos dutos, para que sejam feitos os ajustes necessários. 
 
 
3.2.3 A menos que especificado em contrário na Folha de Dados, o transformador trifásico com 
enrolamento primário ligado em triângulo e enrolamento secundário ligado em estrela deve possuir 
deslocamento angular 30°, sendo a tensão do enrolamento estrela atrasada em relação à tensão do 
outro enrolamento (Dyn1). 
 
 
3.2.4 Todas as partes metálicas (painel auxiliar, caixas de alta e de baixa tensão, tampa do tanque 
principal etc.) devem ser interligadas à estrutura metálica principal (tanque ou invólucro) do 
transformador por meio de cabo flexível ou cordoalha de cobre. 
 
 
3.2.5 Deve ser previsto um ou mais conectores para aterramento das partes metálicas do 
transformador. O conector deve ficar localizado próximo ao fundo do transformador e deve ser 
adequado para cabo de cobre nu, com seção nominal definida na Folha de Dados. 
 
 
3.2.6 Qualquer ponto de conexão efetuada através de entrada roscada para eletroduto deve possuir 
rosca NPT, conforme ANSI/ASME B1.20.1. 
 
 
3.2.7 Quando solicitados na Folha de Dados, os prensa-cabos para cabos unipolares devem ser 
construídos com material não magnético. A placa sobre a qual deve ser montado o conjunto de 
prensa-cabos pertencentes a um mesmo circuito de cabos unipolares deve também ser de material 
não magnético. 
 
 
3.2.8 A placa de identificação do transformador deve ser de material resistente à corrosão, 
construída em aço inoxidável AISI 300 e deve conter, além das informações exigidas pela 
IEC 60076-1, os seguintes dados: 
 
a) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A - PETROBRAS; 
b) número da Requisição de Material (RM); 
c) número do Pedido de Compra (PC) ou do Pedido de Compra de Bens e Serviços (PCS); 
d) em alternativa às b) e c), o número do contrato, nos casos de aquisição embutida em 
contrato do tipo Preço Global (“Turn Key”, “Lump Sum” etc.). 
 
NOTA 1 Os dados contidos de a) até d) podem ser incluídos na placa de identificação ou em placa 
adicional, de material idêntico ao da placa principal. 
NOTA 2 Uma placa adicional, de material idêntico ao da placa principal, deve ser fornecida com o 
número PETROBRAS de identificação do transformador. 
 
 
3.2.9 Os cabos de interligação entre os acessórios do transformador e o painel auxiliar devem ser 
protegidos contra danos mecânicos, através de eletrodutos metálicos rígidos ou flexíveis. Devem, 
também, ser compatíveis com a temperatura esperada para os locais por onde passam. 
 
 
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8 
 
3.2.10 Todos os acessórios montados no transformador, tais como: instrumentos indicadores com 
contatos, sensores, relés, TC etc., devem ter seus respectivos cabos de controle ligados a um painel 
auxiliar localizado em posição de fácil acesso. Devem ser fornecidas, no mínimo, duas luvas de 
40 mm (1 1/2") NPT, conforme ANSI/ASME B1.20.1, soldadas na parte inferior do painel auxiliar. 
 
 
3.2.11 Quando houver incompatibilidade entre diferentes tipos de sinais conduzidos pelos cabos de 
controle, podendo levar à geração de ruídos, deve ser previsto mais de um painel auxiliar, onde sinais 
compatíveis devem ser agrupados. Alternativamente, pode ser utilizado um único painel auxiliar, 
desde que sejam previstos elementos de separação e blindagem, bem como distâncias adequadas 
dentro do painel, de forma que não haja interferências entre circuitos. 
 
 
3.2.12 A menos que especificado em contrário, na Folha de Dados, os contatos elétricos de 
acessórios destinados a alarme, sinalização ou desligamento devem ser do tipo reversível. 
 
 
3.2.13 Todos os instrumentos indicadores instalados notransformador devem ser montados em local 
visível e de fácil acesso, de forma a permitir boa leitura. 
 
 
3.2.14 O grau de proteção mínimo do painel auxiliar e dos acessórios fornecidos com o 
transformador deve ser, no mínimo, IP 21 para transformadores secos e IP 54 para transformadores 
imersos em líquido isolante, de acordo com a ABNT NBR IEC 60529. 
 
 
3.2.15 Quando solicitado, na Folha de Dados, comutador de derivações sem tensão deve atender os 
requisitos contidos na IEC 60214-1. 
 
 
3.2.16 O transformador deve ser provido de pontos para içamento. 
 
 
3.3 Condições para Transformadores que também Alimentam Cargas não Senoidais 
 
 
3.3.1 Transformador cuja corrente de carga possua elevado conteúdo harmônico requer cuidados 
especiais quanto à determinação de sua potência nominal e características construtivas, devendo ser 
observadas as recomendações contidas na IEC 61378-1 ou IEEE STD C57.110. 
 
NOTA De acordo com a IEC 60076-1, correntes de carga não senoidais e com fator harmônico de 
corrente superior a 0,05 pu são consideradas condições especiais de funcionamento, 
requerendo cuidados especiais quanto à construção e determinação dos valores nominais. 
 
 
3.3.2 O tipo de carga não senoidal e/ou o conteúdo harmônico da carga deve ser informado na Folha 
de Dados pela PETROBRAS. 
 
 
3.3.3 Devem ser realizados estudos de aumento das perdas dos transformadores devido à presença 
de harmônicos e os respectivos fatores de incremento das perdas referidos na IEC 61378-1 ou 
IEEE STD C57.110. 
 
 
3.3.4 Os transformadores devem ser submetidos ao ensaio de elevação de temperatura em 
conformidade com os procedimentos definidos na IEC 61378-1 ou IEEE STD C57.110, em 
complemento aos ensaios solicitados na Folha de Dados. 
 
 
 
 
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3.4 Sistema de Pintura de Proteção para Instalação em Ambientes Industriais e Marítimos 
 
 
3.4.1 O transformador deve ser submetido a sistema de pintura de proteção e características 
construtivas de forma a serem adequados para instalação em ambientes industriais e agressivos, 
típicas de instalações da indústria do petróleo e petroquímica, com ataques por gases ácidos 
contendo compostos de enxofre, incluindo instalações marítimas e instalação em ambientes com 
corrosão atmosférica por material particulado e com compostos corrosivos. 
 
 
3.4.2 As características construtivas do transformador devem possuir desempenho adequado com 
relação à resistência à corrosão causada pelas características ambientais e/ou condições especiais 
de serviço do local onde deve ser instalado, conforme especificado na Folha de Dados. 
 
 
3.4.3 A menos que especificado em contrário na Folha de Dados, o sistema de pintura de proteção 
dos transformadores deve ser adequado para as seguintes categorias de corrosividade atmosférica 
(“corrosivity category”), de acordo com os requisitos indicados na ISO 12944-2: 
 
a) categoria C5-I - corrosividade muito alta (ambiente industrial); 
b) categoria C5-M - corrosividade muita alta (ambiente marítimo). 
 
 
3.4.4 A preparação das superfícies a serem pintadas deve estar de acordo com os requisitos da 
ISO 12944-4. 
 
 
3.4.5 O sistema de pintura utilizado para o transformador, incluindo especificação das tintas e 
espessuras das películas secas (“Dry Film Thickness” - DFT) das tintas de fundo (“primer”), 
intermediaria e de acabamento (“topcoat”), deve estar de acordo com os requisitos indicados na 
ISO 12944-5. 
 
 
3.4.6 A menos que indicado em contrário na Folha de Dados, a classe de durabilidade (“durability 
range”) e a avaliação de desempenho do sistema de pintura necessário para atender aos requisitos 
da categoria de corrosividade C5-I/C5-M indicados na ISO 12944-2, devem atender aos requisitos de 
durabilidade “M” (“Medium”) indicados na ISO 12944-5, referente a um tempo mínimo de durabilidade 
entre 5 anos e 15 anos. Para transformadores para aplicação marítima (“offshore”), com categoria de 
corrosividade C5-M, devem ser também atendidos os requisitos aplicáveis indicados na ISO 20340. 
 
 
3.4.7 Os testes de verificação do desempenho do sistema de pintura de proteção dos 
transformadores devem ser realizados de acordo com os requisitos indicados na ISO 12944-6. 
 
NOTA Devem ser apresentados, no mínimo, os resultados dos testes de aderência (ISO 4624), 
empolamento, oxidação (ferrugem), trincas, descamação e corrosão após risco. 
 
 
3.4.8 A menos que especificado em contrário na Folha de Dados a cor final da pintura de 
acabamento do transformador deve ser código Munsell No 6.5. 
 
NOTA Os critérios mencionados em 3.4 aplicam-se tanto para o transformador quanto para os 
seus acessórios (painéis, caixas, radiadores, motores, instrumentos, tanques de expansão 
etc.). 
 
 
 
 
 
 
 
 
3.5 CA
 
 
 
4 Tran
 
 
4.1 Car
 
 
4.1.1 A
líquido i
 
 
4.1.2 O
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4.1.5 Quando especificado, na Folha de Dados, os transformadores de corrente devem ser do tipo 
bucha e devem ter os terminais dos respectivos secundários interligados ao painel auxiliar. Caso seja 
solicitado transformador de corrente para o neutro, deve ser do tipo janela ou bucha e deve 
igualmente ter seus terminais de ligação interligados ao painel auxiliar. As características técnicas 
dos transformadores de corrente fornecidos devem ser indicadas na Folha de Dados. 
 
NOTA Os transformadores de corrente devem ser fornecidos com seus terminais secundários 
curto-circuitados. 
 
 
4.1.6 Caixas de Proteção das Buchas 
 
 
4.1.6.1 As caixas de proteção das buchas dos enrolamentos primário, secundário ou ambos, quando 
solicitadas na Folha de Dados, devem possuir grau de proteção mínimo IP 54, de acordo com a 
ABNT NBR IEC 60529. 
 
 
4.1.6.2 As vedações das caixas e demais tampas do transformador devem ser feitas através de 
juntas de elastômeros resistentes ao líquido isolante, ao ataque de produtos e vapores característicos 
do local da instalação e à exposição aos raios solares. Para transformadores secos a vedação deve 
ser feita por guarnições de neoprene ou de borracha, as quais devem ser resistentes a deformações. 
 
 
4.1.6.3 As caixas de proteção das buchas dos enrolamentos primário e secundário devem possuir 
tampas de fechamento com parafusos ou fecho com travamento por chave. As tampas devem ser 
dotadas de dobradiças que permitam sua abertura através de rotação sobre o eixo vertical, exceto as 
caixas conectadas a dutos de barras que devem ter tampa de inspeção flangeada. 
 
 
4.1.6.4 Caso a Folha de Dados indiqueque o transformador deve ser conectado a duto de 
barramento, o flange da respectiva caixa de proteção das buchas deve possuir dimensões e furações 
compatíveis, prevendo sua interligação ao referido duto. 
 
 
4.1.6.5 A menos que especificado em contrário, na Folha de Dados, a caixa de proteção 
correspondente ao lado aterrado do transformador deve possuir uma luva de 40 mm (1 1/2”) NPT, 
conforme ANSI/ASME B1.20.1, soldada na parte inferior da caixa, destinada à passagem do cabo de 
aterramento do sistema. Caso a ligação seja estrela, a luva deve ser posicionada sob a bucha de 
neutro. 
 
 
4.1.6.6 Requisitos Específicos para Caixas de Proteção com Entrada para Cabos 
 
 
4.1.6.6.1 Sempre que a Folha de Dados especificar que um determinado lado do transformador deve 
ser interligado ao sistema elétrico através de cabos e este lado possuir tensão de operação superior a 
1 000 V, a respectiva caixa de proteção das buchas deve possuir espaço suficiente para a instalação 
de muflas ou terminações para os cabos. Suportes e elementos internos de fixação, eventualmente 
necessários para suportação dos cabos, devem ser fornecidos pelo fabricante do transformador. 
Deve ser também fornecido conector destinado ao aterramento das blindagens dos cabos de força, 
que deve ficar localizado na parte interna da caixa de proteção das buchas. 
 
 
4.1.6.6.2 As muflas ou terminações para os cabos, caso especificado na Folha de Dados, devem ser 
fornecidas pelo fabricante do transformador e devem ser adequadas ao tipo e seção nominal dos 
cabos indicados na Folha de Dados. 
 
 
 
 
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4.1.6.6.3 A menos que especificado em contrário na Folha de Dados, a entrada dos cabos de força 
na caixa de proteção deve ser feita através de uma das seguintes formas, conforme explicitamente 
indicada na Folha de Dados: 
 
a) luva(s) soldada(s) a um flange removível, aparafusado à caixa de proteção, destinada(s) 
à conexão de eletroduto rígido, eletroduto flexível ou prensa-cabo; a(s) luva(s) 
mencionada(s) deve(m) possuir rosca NPT, conforme ANSI/ASME B1.20.1; 
b) tubo bipartido, denominado meia-cana, com dimensões adequadas, destinado a facilitar 
o manuseio dos cabos durante a execução das muflas ou terminações; 
 
 
4.1.6.6.4 A ligação da meia-cana ou luva(s), mencionadas em 4.1.6.6.3, à caixa de proteção das 
buchas do transformador deve ser feita através de uma chapa flangeada removível, que permita a 
retirada do transformador sem necessidade de se desfazer muflas ou terminações. A menos que 
especificado em contrário, a entrada dos cabos de força na caixa de proteção das buchas deve ser 
feita através da parte inferior da caixa. 
 
 
4.1.6.6.5 A meia-cana deve ter grau de proteção igual ao da caixa de proteção. 
 
 
4.2 Características do Líquido Isolante 
 
 
4.2.1 A menos que especificado em contrário, na Folha de Dados, o óleo mineral empregado deve 
ser preferencialmente LUBRAX Industrial LUBRAX AV 64 IN®1). Caso o óleo mineral isolante utilizado 
não seja o anteriormente mencionado, o fabricante deve fornecer a norma comercial do óleo isolante 
oferecido, bem como suas características físico-químicas que devem ser de qualidade igual ou 
superior ao óleo indicado. 
 
NOTA Caso seja requerida a utilização de outros tipos de líquido isolante, a especificação deve ser 
detalhada em conjunto com a do transformador. 
 
 
4.2.2 Os transformadores de potência com líquido isolante devem atender aos requisitos de 
amostragem e análise de gases livres e dissolvidos indicados na IEC 60567. 
 
 
4.2.3 Os transformadores de potência com óleo mineral devem atender aos requisitos de ensaio em 
fábrica para análise de gases dissolvidos indicados na IEC 61181. 
 
 
4.3 Acessórios 
 
 
4.3.1 A lista de acessórios deve conter, no mínimo, o estabelecido na Tabela 1 a seguir: 
 
 
 
1) LUBRAX Industrial AV-64 IN é o nome comercial de um tipo de óleo isolante naftênico. Esta informação é 
dada para facilitar aos usuários na utilização desta Norma e não significa uma recomendação do produto citado 
por parte da PETROBRAS. É possível ser utilizado produto equivalente, desde que conduza a resultado igual. 
 
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Tabela 1 - Acessórios para Transformadores Imersos em Líquido Isolante 
 
Máxima tensão operativa (Um) Um  36 kV Um > 36 kV 
Potências nominais (kVA) Sn < 5000 
Sn  
5000 
Sn < 
5000 
Sn  
5000 
Indicador externo de nível de óleo X X X X 
Indicador de temperatura do enrolamento O X X X 
Indicador de temperatura do óleo X X X X 
Dispositivo para alívio de pressão X X X X 
Relé detector de gás tipo Buchholz para transformadores não 
selados X X X X 
Painel auxiliar X X X X 
Válvula de drenagem de óleo X X X X 
Meios de ligação para filtro de óleo X X X X 
Dispositivo para retirada de amostra de óleo X X X X 
Conservador de óleo para transformadores não selados X X X X 
Respirador com secador de ar quando houver conservador X X X X 
Válvulas para retenção do óleo dos radiadores ou trocadores 
de calor, quando destacáveis O X X X 
Meios de aterramento do tanque X X X X 
Meios para suspensão da parte ativa do transformador 
completamente montado, das tampas, do conservador de óleo 
e dos radiadores 
X X X X 
Meios para locomoção X X X X 
Apoios para macacos X X X X 
Abertura de inspeção X X X X 
Comutador de derivação sem tensão O O O O 
Comutador de derivação sob carga O O 
Relé de súbita pressão para transformadores selados X 
Sistema de ventilação forçada O O O O 
Indicadores de circulação de óleo para resfriamento por 
circulação forçada X 
Sistema de Monitoramento e Diagnóstico On-line O 
Legenda: 
(X) - Obrigatório; 
(O) - Opcional (Deve ser definido na especificação). 
 
 
4.3.2 Os elementos de vedação do painel auxiliar e os acessórios devem atender ao descrito 
em 4.1.6.2. 
 
 
4.3.3 Quando solicitado, na Folha de Dados , o dispositivo para alívio de pressão deve ser do tipo 
que recupera automaticamente, através de molas, sua condição original de operação, após ter havido 
uma sobrepressão interna no transformador, ao invés de dispositivos projetados para se romperem. 
 
NOTA 1 Deve ser previsto, pelo menos, um contato auxiliar que indique a atuação do dispositivo de 
alívio de pressão. 
NOTA 2 Deve ser previsto, ao redor do dispositivo de alívio, direcionador do fluxo de óleo ou gases 
para o lado do transformador. 
 
 
4.4 Transformadores com classe de tensão menor ou igual a 36 kV 
 
A menos que especificado em contrário na Folha de Dados, o transformador deve possuir, no 
enrolamento de alta tensão, pelo menos, quatro derivações, além da principal, correspondentes a 
 2 x 2,5 %, que permitam obter a potência nominal. Caso o número ou a faixa de derivações 
especificada na Folha de Dados exceda ao indicado, deve ser possível obter a potência nominal em 
qualquer uma das derivações especificadas. 
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4.5 Transformadores com Classe de Tensão Maior que 36 kV 
 
 
4.5.1 A designação da ligação do transformador deve atender as características de projeto e, se 
aplicável, as exigências da concessionária. 
 
 
4.5.2 O rendimento mínimo para os transformadores, conforme potência nominal no último estágio 
de resfriamento (Sn) e fator de potência unitário, devem ser conforme a seguir: 
 
a) 5 < Sn < 30 MVA: 99,30 %; 
b) 30 Sn < 50 MVA: 99,40 %; 
c) 50 Sn < 100 MVA: 99,50 %; 
d) 100 Sn < 200 MVA: 99,60 %; 
e) Sn 200 MVA: 99,70 %. 
 
 
4.5.3 Sistema de Supervisão e Controle Local 
 
 
4.5.3.1 O Sistema de supervisão e controle local do transformador de potência é composto pelo IED 
ou pelo conjunto de IED integrados responsável por realizar todo o monitoramento e controle do 
sistemade comutação sob carga (ver 4.5.4), do sistema de ventilação forçada, do sistema de 
aquisição de temperaturas e do sistema de aquisição de eventos de alarmes e "trip" de proteções 
intrínsecas do transformador. 
 
 
4.5.3.2 Todo este sistema e seu IED deve permitir tanto localmente quanto remotamente via rede de 
comunicação, a realização das seguintes funções: 
 
a) sistema de ventilação forçada e monitoramento de temperaturas: 
— monitoramento das variáveis de temperatura; 
— monitoramento de todos os eventos associados ao controle da ventilação forçada; 
— seleção da operação da ventilação para nível local via teclado frontal do IED ou para 
— nível remoto via recebimento de comandos pela rede de comunicação; 
— seleção da operação da ventilação para as condições manual ou automático; 
— envio de comandos para ligar e desligar ventilação forçada; 
b) sistema de alarmes e proteções intrínsecas do transformador: 
— monitoramento dos eventos de alarmes; 
— monitoramento dos eventos de "trip". 
 
 
4.5.3.3 A disponibilização dos recursos de supervisão e controle do transformador para a sala de 
controle deve ser via rede de comunicação, em protocolo IEC 61850. 
 
 
4.5.4 Comutador de Derivações em Carga (OLTC -“On-Load Tap Changer”) 
 
 
4.5.4.1 Quando solicitado na Folha de Dados, o OLTC deve atender aos requisitos contidos na 
IEC 60214-1, bem como aos demais requisitos constantes na especificação técnica do transformador. 
 
 
4.5.4.2 O OLTC deve possuir chave de comando local/remoto e manual/automático. 
 
 
4.5.4.3 O OLTC deve possuir recursos para operação em paralelo, permitindo as operações 
mestre/escravo e individualizada. 
 
 
 
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4.5.4.4 O OLTC deve ser construído com tecnologia de comutação em ampola de vácuo imersa em 
líquido isolante. 
 
 
4.5.4.5 Os contatos do OLTC devem suportar, no mínimo, 600.000 operações a plena carga e 
300.000 operações para o intervalo de manutenção. 
 
 
4.5.4.6 O OLTC deve possuir IED instalado junto ao transformador, responsável pela função local de 
controle e monitoramento (função ANSI 90). 
 
 
4.5.4.7 Requisitos de Controle e Monitoramento do OLTC: 
 
a) o IED deve atender aos requisitos do protocolo IEC 61850 para interfaceamento com o 
sistema de automação elétrica; 
b) ter entradas para medições de posição de "tap", tensão de linha e corrente de carga; 
c) ter indicação local de "tap" e controle automático/manual do OLTC pelo painel frontal; 
d) ter contador de operações do OLTC. 
 
 
5 Transformadores Secos 
 
 
5.1 Os transformadores de potência secos devem ser projetados, dimensionados e ensaiados de 
forma a atenderem aos requisitos indicados na IEC 60076-11. 
 
 
5.2 A menos que especificado em contrário, na Folha de Dados, o transformador deve possuir, no 
enrolamento de alta tensão, pelo menos, quatro derivações, além da principal, correspondentes a 
 2 x 2,5 %, que permitam obter a potência nominal. Caso o número ou a faixa de derivações 
especificada na Folha de Dados exceda ao indicado, deve ser possível obter a potência nominal em 
qualquer uma das derivações especificadas. 
 
 
5.3 Quando solicitado na Folha de Dados, o transformador seco para instalação externa deve ser 
instalado no interior de uma caixa metálica com as características especificadas na Folha de Dados. 
Para instalação interna é permitido grau de proteção IP00 com tela de proteção. 
 
NOTA Devem ser observadas eventuais restrições das sociedades classificadoras para 
instalações marítimas. 
 
 
5.4 Quando o material usado no encapsulamento for resina, esta resina deve ser retardante de 
chama, autoextinguível e possuir baixo teor de gases tóxicos na combustão, conforme a 
IEC 60076-11. 
 
 
5.5 Quando existirem conexões de cobre-alumínio, estas conexões devem ser encapsuladas ou 
utilizado conector bimetálico. 
 
 
5.6 A amarração do núcleo deve ser projetada de maneira tal que permita a fácil desmontagem para 
substituição dos enrolamentos no próprio local da instalação. 
 
 
5.7 Quando forem empregados cabos singelos, os dispositivos de fixação devem ser construídos de 
material não magnético. 
 
 
 
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5.8 Caso não seja especificado em contrário, os transformadores devem ser classificados como C1 
quanto à classe climática, E2 quanto à classe ambiental e F1 quanto ao comportamento com fogo, 
conforme IEC 60076-11. 
 
 
5.9 Os transformadores devem ser fornecidos com um sensor de temperatura por fase posicionado 
em contato direto com o enrolamento de baixa tensão, no ponto mais quente. Caso não seja 
especificado na Folha de Dados, os sensores devem ser do tipo Pt100. 
 
 
5.10 A lista de acessórios deve conter, no mínimo, o estabelecido a seguir: 
 
 
a) indicador e controlador de temperatura do enrolamento; 
b) painel auxiliar; 
c) meios de aterramento do invólucro, os quais devem estar identificados; 
d) meios para locomoção; 
e) apoios para macacos, os quais devem estar identificados; 
f) meios para suspensão do transformador completamente montado; 
g) meios para suspensão da parte ativa; 
h) comutador de derivação sem tensão. 
 
 
6 Requisitos de Inspeção, Teste de Aceitação de Fábrica (TAF), Teste de Aceitação de 
Campo (TAC) e Plano de Inspeção e Testes (PIT) para Transformadores de Potência 
 
 
6.1 As atividades de inspeção, TAF e TAC do transformador de potência devem verificar, no mínimo, 
as definições a seguir. Para o caso de transformadores de potência para instalação marítima, os 
testes requeridos pela respectiva Sociedade Classificadora devem também ser realizados. 
 
 
6.2 O fabricante do transformador deve apresentar, após a colocação do Pedido de Compra (PC), 
juntamente com a documentação para aprovação, o PIT, relacionando todos os testes de rotina, de 
tipo e especiais que serão realizados em fábrica (TAF) e também os testes a serem realizados em 
campo (TAC), atendendo aos requisitos indicados nesta Norma e na Folha de Dados do 
transformador. 
 
 
6.2.1 O PIT deve indicar, juntamente com cada teste de rotina, de tipo ou especial, as respectivas 
Normas Técnicas aplicáveis, bem como os respectivos critérios e as faixas máximas e mínimas de 
aceitação de cada medição a ser realizada durante os testes. 
 
 
6.2.2 Antes da inspeção, o PIT deve ser aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
6.3 Deve ser verificada a existência da documentação técnica, referente ao fornecimento, certificada 
pelo fabricante e aprovada pela PETROBRAS ou pela projetista responsável (incluindo desenhos, 
diagramas, manuais, certificados e catálogos de acessórios). 
 
 
6.4 Deve ser verificada a existência dos certificados de calibração dos instrumentos a serem 
utilizados nos testes, emitidos por órgãos competentes, tais como Rede Brasileira de Calibração 
(RBC) no Brasil ou equivalente no exterior e dentro dos seus prazos de validade. 
 
 
6.5 Devem ser verificadas as características dimensionais do equipamento, tais como os espaços 
internos das caixas de terminais de força, do painel auxiliar e das caixas de proteção das buchas, 
bem como seus componentes internos. 
 
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6.6 Devem ser verificados os acessórios, componentes e dispositivos auxiliares do transformador. 
 
 
6.7 Os testes a serem realizados no transformador ou evidenciados por relatórios de testes, devem 
ser executados de acordo com as normas indicadas na Folha de Dados. 
 
 
6.8 Devem ser verificados os testes dos sistemas de pintura de proteção do transformador (carcaça, 
tampas, radiadores, sistemas auxiliares, acessórios etc.), de acordo com o procedimento indicado 
nesta Norma. Esta verificação do procedimento de pintura deve ser realizada na inspeção de 
fabricação com base na análise dos relatórios de testes de pintura, emitidospor inspetor de pintura 
qualificado, durante o processo de fabricação e as etapas prévias de pintura do transformador, de 
seus acessórios e de seus sistemas auxiliares. 
 
 
6.9 Os ensaios de tipo solicitados na Folha de Dados devem ser realizados em um transformador 
produzido de cada conjunto de transformadores idênticos, a ser determinado pela PETROBRAS. 
 
 
6.10 Os ensaios especiais solicitados na Folha de Dados devem ser realizados em todos os 
transformadores. 
 
 
6.11 Quando solicitados na Folha de Dados, são aceitos para ensaios de tipo os relatórios de 
ensaios certificados realizados em transformadores idênticos e aprovados e testemunhados pela 
PETROBRAS. 
 
 
7 Documentação Técnica a Ser Fornecida pelo Fabricante 
 
 
7.1 Requisitos Gerais 
 
 
7.1.1 O fabricante deve indicar, durante o preenchimento da Folha de Dados, outras normas IEC 
também aplicáveis ao fornecimento, em adição às relacionadas na Seção 2. Em caso de conflitos, 
prevalecem os requisitos das normas explicitamente mencionadas na Seção 2. 
 
 
7.1.2 A Folha de Dados do transformador é, em geral, parcialmente preenchida e emitida pela 
PETROBRAS, devendo o fabricante completar o seu preenchimento. Para cada número de 
identificação de transformador corresponde uma Folha de Dados, a qual recebe uma identificação 
específica para aquela aplicação. O formulário (em branco) utilizado para a emissão da Folha de 
Dados do transformador é padronizado nos Anexos. 
 
 
7.1.3 Quando houver divergências entre a Folha de Dados elaborada pela PETROBRAS e esta 
Norma, prevalecem as informações contidas na primeira. 
 
 
7.2 Documentação Técnica a ser Fornecida Juntamente com a Proposta 
 
A documentação técnica a ser fornecida juntamente com a proposta deve conter, no mínimo, as 
seguintes informações: 
 
a) desenho preliminar, contendo as dimensões principais do transformador e de seus 
acessórios; 
b) massa aproximada do transformador completo; 
c) Folha de Dados devidamente preenchida e autenticada pelo fornecedor; 
d) curva da corrente de magnetização inicial do transformador versus tempo de 
decaimento; 
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e) catálogos contendo todas informações e características técnicas dos elementos de 
proteção, comando, sinalização, bem como de todos os demais acessórios solicitados na 
Folha de Dados ; 
f) marca comercial do líquido isolante oferecido, bem como suas características 
físico-químicas e norma de referência, para transformadores imersos em líquido isolante; 
g) relação de normas técnicas aplicáveis a este fornecimento que complementam as 
relacionadas na Seção 2; 
h) a especificação dos sistemas de pintura de proteção a serem aplicados em todos os 
componentes do transformador, bem como os respectivos relatórios dos resultados dos 
testes (de acordo com os requisitos das normas da série ISO 12944); 
i) relação de peças sobressalentes necessárias, conforme critério definido na RM; 
j) relação de ensaios de tipo e especiais, quando solicitados na Folha de Dados; 
k) curva tempo x corrente que os enrolamentos suportam sem dano; 
l) carga térmica gerada pelo transformador à potência nominal e com adicional de potência 
referente ao uso do resfriamento forçado, para transformadores secos; 
m) estudo de sobredimensionamento do transformador conforme 3.3.3, se aplicável; 
n) lista de desvios do transformador proposto em relação à especificação da PETROBRAS. 
Estes desvios devem ser avaliados pela PETROBRAS. 
 
 
7.3 Documentação a ser Fornecida após a Colocação do Pedido de Compra 
 
 
7.3.1 A documentação técnica a ser fornecida após a colocação do pedido de compra deve ser 
enviada para aprovação após ter sido efetivada a compra do transformador. 
 
NOTA Os documentos devem considerar as informações de proposta, acrescidas dos 
esclarecimentos técnicos fornecidos pelo fabricante, durante o parecer técnico. 
 
 
7.3.2 Os documentos a serem apresentados devem conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) desenho de arranjo do transformador, contendo dimensões gerais, vistas, detalhes 
construtivos, esquema de ligação dos enrolamentos, esquemas de montagem e lista de 
componentes; 
b) massas parciais e do transformador completo; 
c) locação e detalhes das caixas de proteção das buchas; 
d) locação, especificações e desenhos das buchas terminais e seus conectores; 
e) locação e detalhes de instalação dos acessórios e equipamentos auxiliares; 
f) locação e detalhes do painel auxiliar, incluindo o arranjo interno dos bornes; 
g) locação e detalhes de todos os acessórios para entrada de cabos, tais como meia-cana, 
luvas roscadas etc.; 
h) locação e detalhes dimensionais e construtivos dos flanges; 
i) locação e dimensões dos terminais de aterramento da carcaça; 
j) locação e detalhes dos sistemas de apoio, içamento e para locomoção do transformador; 
k) diagramas de controle e interligação; 
l) placas diagramáticas e de identificação; 
m) curva da corrente de magnetização inicial do transformador; 
n) desenhos dimensionais, folha de informações e curvas de saturação dos 
transformadores de corrente, caso sejam solicitados na Folha de Dados; 
o) desenhos dimensionais e características técnicas dos pára-raios, caso sejam solicitados 
na Folha de Dados ; 
p) documentação completa referente ao comutador de derivações em carga e seus 
acessórios, caso esse dispositivo seja requerido na Folha de Dados; 
q) documentação completa referente a todos os acessórios do transformador, incluindo 
desenhos dimensionais, especificações técnicas, descrições de funcionamento, 
instruções para ajustes, diagramas elétricos e de interligação etc.; 
r) Folha de Dados, com todos os campos preenchidos, contendo as revisões decorrentes 
das determinações do parecer técnico; 
s) Plano de Inspeção e Testes. 
 
 
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19 
7.4 Manuais de Transporte, Preservação, Instalação, Operação, Inspeção, Manutenção e 
Reparo 
 
Após a aprovação final de toda a documentação técnica estabelecida em 7.3, devem ser fornecidos 
manuais do transformador contendo, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) Folha de Dados, devidamente preenchida, contendo os dados do transformador 
correspondentes ao estado “como construído”; 
b) todos os documentos certificados fornecidos e relacionados em 7.3, bem como outros 
documentos complementares que o fabricante julgue ser necessários; 
c) procedimentos para armazenamento e condicionamento do transformador, acessórios 
fornecidos em separado, bem como de peças sobressalentes; 
d) procedimentos para movimentação e transporte; 
e) procedimentos para montagem; 
f) procedimentos para energização; 
g) procedimentos para operação; 
h) procedimentos para manutenção preventiva e corretiva do transformador, bem como de 
todos os acessórios solicitados; 
i) catálogos técnicos detalhados contendo informações técnicas de todos os acessórios 
fornecidos; 
j) resultados de todos os ensaios aos quais o transformador foi submetido durante e após 
a fase de fabricação; 
k) resultados de todos os ensaios e inspeções de campo. 
Anexo 
 
 
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A.4.4 O fornecedor deve apresentar documentação que comprove que o IED que é testado nessa 
condição em ensaios de transformadores com nível de tensão de 230 kV. 
 
 
A.4.5 Suportar a temperatura máxima de operação de classe industrial de 85 ºC, de acordo com a 
IEC 60068-2-14. 
 
 
A.4.6 Possuir memória interna não volátil para armazenamento local de medições e eventos. 
 
 
A.4.7 Capaz de receber alimentação elétrica na faixa de 90 Vca/Vcc a 240 Vca/Vcc. 
 
 
A.5 Sistema de Monitoramento e Diagnóstico on-Line a Serem Instalados nos Transformadores de 
Potência 
 
Quando for requerido o fornecimento de sistema de monitoramento e diagnóstico on-line, o 
transformador deve ser fornecido com os sensores necessários, de acordo com o indicado na Folha 
de Dados, aplicáveis para as seguintes funções: 
 
a) monitoramento e diagnóstico das buchas de classe de tensão igual ou superior a 
145 kV; 
b) monitoramento e diagnóstico térmico do transformador; 
c) monitoramento e diagnóstico do gás e umidade dissolvido no óleo; 
d) monitoramento e diagnóstico da ruptura da membrana e bolsa do tanque de expansão; 
e) monitoramento e diagnóstico do comutador de “tap” sob carga (OLTC); 
 
 
A.6 Características Técnicas e Funções do Sistema de Monitoramento e Diagnóstico 
 
 
A.6.1 Monitoramento e diagnóstico de buchas: 
 
a) capacidade de efetuar a monitoramento e diagnóstico e diagnóstico da isolação das 
buchas de classe de tensão igual ou superior a 145 kV; 
b) indicações das tensões trifásicas fase-terra e fase-fase, calculadas com base nas 
correntes de fuga medidas e capacitâncias das buchas; 
c) ajuste automático de alarmes de capacitância e tangente delta para todas as buchas 
simultaneamente, para facilidade de comissionamento; 
d) cálculo das tendências de evolução de capacitância (pF/dia) e tangente delta (%/dia), 
com extrapolação dos tempos restantes para alcançar níveis de alarme, em dias; 
e) alarmes por tendências de evolução de capacitância e tangente delta elevadas se o 
número de dias restantes para alarme for menor que o limite programado; 
f) alarmes por correntes de fugas das buchas altas ou muito altas, com temporização 
ajustável; 
g) cálculo das variações de capacitância da isolação principal das buchas com erro máximo 
de ± 0,5 % da medição; 
h) cálculo das variações de tangente delta da isolação principal das buchas com erro 
máximo de ± 0,05 % em valor absoluto. 
 
 
A.6.2 Monitoramento e diagnóstico de OLTC: 
 
a) medições de correntes através de TC do tipo "clip-on" de janela com núcleo seccionado, 
facilitando a instalação e manutenção; 
b) oscilografia das correntes, tensões e potência consumida pelo motor durante as 
operações; 
c) memória de massa para armazenamento das oscilografias das 40 últimas operações do 
OLTC, no mínimo; 
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d) monitoramento e diagnóstico da energia gasta pelo motor durante a operação, com 
emissão de alarmes por energia usada alta ou baixa; 
e) cálculo da assinatura de torque do motor do comutador durante a operação, 
comparando-a com a assinatura típica do comutador, com emissão de alarmes por 
assinatura acima ou abaixo do típico; 
f) função de aprendizado automático da assinatura típica de torque do comutador, 
dispensando programação manual da assinatura típica; 
g) verificação da corrente de partida do motor, com emissão de alarmes por corrente alta; 
h) assinatura de tempo típico para operação do comutador, com emissão de alarmes por 
tempo alto ou baixo; 
i) registro das tensões mínimas e máximas no motor durante a comutação, com emissão 
de alarmes por tensões altas ou baixas. 
 
 
A.6.3 Monitoramento e diagnóstico de hidrogênio e umidade no tanque de óleo do transformador: 
 
a) medição da concentração de hidrogênio dissolvido no óleo; 
b) medição de saturação relativa de água no óleo de 0 % a 100 % e temperatura do óleo 
associada; 
c) cálculo do teor de água dissolvida no óleo isolante em ppm, convertido a 20 ºC, com 
constantes de solubilidade de água no óleo programáveis pelo usuário; 
d) cálculo da saturação relativa convertida para uma temperatura de referência programadapelo usuário; 
e) cálculo das tendências de evolução da concentração de hidrogênio e do teor de água, 
em ppm/dia, com extrapolação do tempo restante em dias para alcançar os níveis de 
alarme; 
f) a medição de hidrogênio não deve sofrer influência de outros gases presentes no óleo, 
incluindo monóxido de carbono, metano e outros, para evitar que níveis elevados desses 
outros gases ocultem elevações na concentração de H2. 
 
 
A.6.4 Monitoramento e diagnóstico de membrana do tanque de expansão: 
 
a) deve ser fornecido para cada transformador um sistema para supervisão da integridade 
da membrana ou bolsa de borracha/neoprene do tanque de expansão de óleo do 
transformador; 
b) o sistema deve ser composto de um ou mais sensores instalados na membrana ou 
bolsa, no lado que fica em contato com o ar; 
c) os sensores devem ser conectados aos respectivos relés de supervisão instalados no 
painel local do transformador; 
d) cada relé deve possuir um contato de alarme, a ser acionado em caso de ruptura da 
bolsa ou membrana, quando o óleo entra em contato com o sensor. 
 
 
A.6.5 Monitoramento e diagnóstico de temperatura do óleo do transformador e do OLTC: 
 
 
a) capacidade de monitoramento e diagnóstico da temperatura do óleo de um, dois ou três 
enrolamentos; 
b) quatro entradas auto-calibradas para sensores do tipo Pt100, duas em cada IED de 
temperatura, sendo 2 para medição redundante do óleo do transformador, 1 para óleo do 
OLTC e 1 reserva (temperatura ambiente ou outras); 
c) três entradas de medição de corrente de carga com TC externo do tipo clip-on, faixa 
0-10 A; 
d) cálculo de temperatura do ponto mais quente (hot-spot) de três enrolamentos. 
 
 
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A.6.6 Monitoramento e diagnóstico de umidade: 
 
a) tem por objetivo preservar as características do óleo do comutador, ao detectar e 
monitorar a contaminação do óleo por umidade, evitando a aceleração do 
envelhecimento; 
b) entrada para conexão de sensor de temperatura ambiente tipo Pt100; 
c) cálculo da saturação relativa de água no óleo convertida para uma temperatura de 
referência programada pelo usuário; 
d) cálculo da saturação relativa de água no óleo convertida para a temperatura ambiente; 
e) cálculo do teor de água dissolvida no óleo em ppm; 
f) cálculo da tendência de evolução do teor de água no óleo, em ppm/dia; 
g) sensor remoto, instalado em contato com o óleo, capaz de suportar sem danos vácuo 
pleno e pressão positiva de 0,1 MPa na conexão ao óleo; 
h) medição de saturação relativa de água no óleo de 0-100 % e temperatura do óleo 
associada. 
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3 
 
1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa os requisitos para aquisição de transformadores secos ou imersos em líquido 
isolante monofásicos com potência a partir de 1 kVA e trifásicos com potência a partir de 5 kVA para 
uso nas instalações da PETROBRAS. 
 
 
1.2 Esta Norma não se aplica a: 
 
a) transformadores de potência secos para sistemas de iluminação ou instrumentação, 
casos em que deve ser utilizada a PETROBRAS N-2201; 
b) transformadores dedicados exclusivamente para conversores de freqüência, casos em 
que deve ser utilizada a PETROBRAS N-2547. 
 
 
1.3 A aplicação desta Norma não dispensa o respeito aos regulamentos de órgãos públicos para os 
quais os equipamentos, componentes, serviços e as instalações devem satisfazer. Podem ser citadas 
como exemplos de regulamentos de órgãos públicos as Normas Regulamentadoras do Ministério do 
Trabalho e Emprego e as Portarias Ministeriais elaboradas pelo Inmetro, contendo os Requisitos de 
Avaliação da Conformidade (RAC) para equipamentos, componentes e serviços. 
 
 
1.4 Esta Norma se aplica a trabalhos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.5 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. 
 
PETROBRAS N-2201 - Transformador Seco para Sistemas de Iluminação ou 
Instrumentação; 
 
PETROBRAS N-2547 - Conversor de Freqüência para Controle de Rotação de Motor 
Elétrico até 600 VCA; 
 
ABNT NBR IEC 60156 - Líquidos Isolantes - Determinação da Rigidez Dielétrica à 
Freqüência Industrial; 
 
ABNT NBR IEC 60450 - Medição do Grau de Polimerização Viscosimétrico Médio de 
Materiais Celulósicos Novos e Envelhecidos para Isolação Elétrica; 
 
ABNT NBR IEC 60529 - Graus de Proteção para Invólucros de Equipamentos Elétricos 
(Código IP); 
 
ISO 4624 - Paints and Varnishes - Pull-Off Test for Adhesion; 
 
ISO 12944-1 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 1: General Introduction; 
 
ISO 12944-2 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 2: Classification of Environments; 
 
ISO 12944-3 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective 
Paint Systems - Part 3: Design Considerations; 
 
EELR
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6 
 
3.1.2 Os níveis de isolamento, ensaios dielétricos e afastamentos externos no ar devem estar de 
acordo com os requisitos indicados na IEC 60076-3. 
 
 
3.1.3 Os ensaios para impulso atmosférico e impulso de manobra devem atender aos requisitos 
indicados na IEC 60076-4. 
 
 
3.1.4 As características dos transformadores de potência em suportar curtos-circuitos devem estar 
de acordo com os requisitos indicados na IEC 60076-5. 
 
 
3.1.5 Os reatores de potência devem atender aos requisitos indicados na IEC 60076-6. 
 
 
3.1.6 Os transformadores de potência devem ser projetados, dimensionados e ensaiados de forma a 
atenderem aos requisitos de determinação de níveis de ruído indicados na IEC 60076-10. 
 
 
3.1.7 Os transformadores de potência autoprotegidos imersos em líquido isolante devem ser 
projetados, dimensionados e ensaiados de forma a atender aos requisitos indicados na 
IEC 60076-13. 
 
 
3.1.8 Os transformadores de potência destinados a aplicação em turbinas eólicas devem atender aos 
requisitos indicados na IEC 60076-16. 
 
 
3.1.9 Os comutadores de carga dos transformadores de potência devem atender os requisitos de 
desempenho e de métodos de ensaio indicados na IEC 60214-1. 
 
 
3.1.10 As marcações dos terminais e conexões dos transformadores de potência devem atender aos 
requisitos indicados na IEC TR 60616. 
 
 
3.1.11 Os transformadores de potência destinados a aplicações industriais com conversores de 
frequência devem ser projetados, dimensionados e fabricados de forma a atenderem aos requisitos 
indicados na IEC 61378-1 ou na IEEE STD C57.110. 
 
 
3.1.12Os transformadores e reatores de potência para aplicação em sistemas de conversores de 
frequência devem atender aos requisitos indicados na IEC 60146-1-3. 
 
 
3.1.13 Os transformadores destinados a aplicação em unidades marítimas devem atender também 
aos critérios estabelecidos na IEC 61892-3. 
 
 
3.1.14 As conexões diretas entre transformadores de potência e conjuntos de manobra isolados a 
gás blindados em metal (“metal enclosed”), para tensões nominais iguais ou superiores a 72,5 kV 
devem atender aos requisitos indicados na IEC TS 61639. 
 
 
3.1.15 A menos que especificado em contrário na Folha de Dados, o transformador de potência deve 
ser adequado às seguintes temperaturas do meio de resfriamento, de acordo com as definições 
indicados na IEC 60076-1: 
 
a) a qualquer tempo: 40 ºC; 
b) média do mês mais quente: 35 ºC; 
c) média anual: 25 ºC. 
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3.5 Características do IED ("Intelligent Electronic Device") para Controle e Monitoramento de 
Transformador de Potência 
 
 
3.5.1 O IED deve ser projetado, construído e testado especificamente para utilização nas condições 
adversas de pátios de subestação, de forma a suportar sem danos a realização dos ensaios 
dielétricos no transformador e/ou buchas (tensão aplicada, tensão de impulso etc.) com o IED 
completamente instalado e conectado ao transformador. 
 
 
3.5.2 O IED deve atender aos requisitos técnicos das IEC 60068-1, 60068-2-14, 61000-4-3, 
61000-4-4, 61000-4-5 e 61000-4-6 de forma a atender o bom funcionamento e a confiabilidade dos 
dados gerados e transmitidos. 
 
 
3.5.3 O IED deve ser instalado em invólucro com grau de proteção adequado ao local de instalação. 
 
 
3.5.4 O IED deve suportar a temperatura máxima de operação de classe industrial de 85 ºC, de 
acordo com a IEC 60068-2-14. 
 
 
3.5.5 O IED deve possuir memória interna não volátil para armazenamento local de medições e 
eventos. 
 
 
3.5.6 O IED deve ser capaz de receber alimentação elétrica na faixa de 90 Vca/Vcc a 240 Vca/Vcc. 
 
 
3.5.7 Caso solicitado na Folha de Dados o sistema de monitoramento e diagnóstico on-line, deve ser 
utilizado o Anexo A para especificação do sistema. 
 
 
4 Transformadores Imersos em Líquido Isolante 
 
 
4.1 Características Gerais 
 
 
4.1.1 As características de elevação de temperatura em transformadores de potência imersos em 
líquido isolante devem atender aos requisitos indicados na IEC 60076-2. 
 
 
4.1.2 Os transformadores de potência imersos em líquido isolante autoprotegidos devem ser 
projetados, dimensionados e ensaiados de forma a atender aos requisitos indicados na 
IEC 60076-13. 
 
 
4.1.3 As características de projeto e de aplicação de transformadores de potência imersos em líquido 
isolante utilizando materiais de isolamento adequados para altas temperaturas devem atender aos 
requisitos indicados na IEC TS 60076-14. 
 
 
4.1.4 Os requisitos gerais elétricos, mecânicos, desempenho e procedimentos de testes para 
autotransformadores reguladores de tensão por passos imersos em líquido isolante devem estar de 
acordo com a IEC 60076-21. 
 
 
 
 
 
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N-2928 12 / 2012 
 
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Anexo A - SISTEMA DE MONITORAMENTO E DIAGNÓSTICO ON-LINE DO 
TRANSFORMADOR DE POTÊNCIA 
 
 
A.1 O sistema de monitoramento e diagnóstico on-line a ser fornecido tem por objetivos principais o 
diagnóstico e o prognóstico de estado dos transformadores de potência, reduzindo o risco de falhas, 
estendendo a vida útil e reduzindo os custos de manutenção desses ativos. 
 
 
A.2 O sistema de monitoramento e diagnóstico deve utilizar uma arquitetura composta da aquisição 
de dados, IED, da rede de comunicação de dados e do software de monitoramento e diagnóstico. 
 
 
A.3 Especificação dos Requisitos de Software do Sistema de Monitoramento e Diagnóstico 
 
O software de monitoramento e diagnóstico deve efetuar as seguintes funções principais: 
 
a) comunicação de dados com o IED para aquisição on-line das medições; 
b) armazenamento das medições em banco de dados histórico, com intervalo configurável; 
c) tratamento e cruzamento das medições com algoritmos de engenharia, para obtenção 
de informações úteis para o diagnóstico e prognóstico de estado dos equipamentos; 
d) gerar diagnósticos e prognósticos de estado dos equipamentos e sugerir ações 
recomendadas; 
e) emitir avisos automáticos para os usuários em caso de anormalidades; 
f) possibilitar acesso multiusuário, sem limite no número de acessos simultâneos; 
g) permitir acesso remoto dos usuários às medições do IED, às informações dos algoritmos 
de engenharia e aos diagnósticos, prognósticos e ações recomendadas, tanto on-line 
como armazenadas em bancos de dados; 
h) possuir bancos de dados abertos para o usuário. Deve ser fornecido o MER (modelo 
entidade-relacionamento) completo de todos os bancos; 
i) permitir a expansão futura através da interligação de novos sensores no transformador já 
monitorado; 
j) possuir um sistema especialista para a geração de diagnósticos, prognósticos e ações 
recomendadas, quando anormalidades forem detectadas, por meio de um sistema de 
regras que deve ser submetido à aprovação da PETROBRAS, contendo, no mínimo, as 
seguintes funcionalidades: 
— diagnóstico: indicação das causas prováveis da anormalidade, obtido a partir do 
processamento das medições do IED e resultados dos algoritmos de engenharia com 
o sistema de regras; 
— prognóstico: indicação das possíveis conseqüências da evolução do defeito 
diagnosticado se nenhuma ação corretiva for efetuada; 
— ações sugeridas: indicação das ações corretivas para correção, neutralização ou 
redução das conseqüências do defeito diagnosticado. 
 
 
A.4 Características de Desempenho e de Testes do IED a ser Fornecido Juntamente com o 
Transformador de Potência 
 
 
A.4.1 O IED deve ser projetado, construído e testado especificamente para utilização nas condições 
adversas de pátios de subestação, de forma a suportar sem danos a realização dos ensaios 
dielétricos no transformador e/ou buchas (tensão aplicada, tensão de impulso etc.) com o IED 
completamente instalado e conectado ao transformador. 
 
 
A.4.2 O IED deve atender aos requisitos técnicos de acordo com as respectivas normas IEC de 
forma a atender o bom funcionamento e a confiabilidade dos dados gerados e transmitidos. 
 
 
A.4.3 Possuir grau de proteção adequado a forma de instalação. 
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