UNE-EN_60076-5

norma española

UNE-EN 60076-5

Diciembre 2002 TÍTULO

Transformadores de potencia Parte 5: Aptitud para soportar cortocircuitos

Power transformers. Part 5: Ability to withstand short circuit. Transformateurs Transformateurs de puissance. Partie 5: Tenue au court-circuit.

CORRESPONDENCIA

Esta norma es la versión oficial, en español, de la Norma Europea EN 60076-5 de noviembre de 2000, que a su vez adopta la Norma Internacional CEI 60076-5:2000.

OBSERVACIONES

Esta norma anulará y sustituirá a las Normas UNE 20101-5 de septiembre de 1982 y UNE 20101-5/1M de julio de 1996, antes de 2003-08-01.

ANTECEDENTES

Esta norma ha sido elaborada por el comité técnico AEN/CTN 207 Transporte y  Distribución de Energía Eléctrica cuya Secretaría desempeña UNESA.

Editada e impresa por AENOR Depósito legal: M 54200:2002

LAS OBSERVACIONES A ESTE DOCUMENTO HAN DE DIRIGIRSE A:

 AENOR 2002 Reproducción prohibida

C Génova, 6 28004 MADRID-España

23 Páginas Teléfono Fax

91 432 60 60 00 00 91 310 40 32

Grupo 16

S

EN 60076-5

NORMA EUROPEA EUROPEAN STANDARD  NORME EUROPÉENNE  EUROPÄISCHE NORM 

Noviembre 2000

ICS 29.180

Sustituye al HD 398.5 S1:1983 + A1:1988

Versión en español

Transformadores de potencia Parte 5: Aptitud para soportar cortocircuitos (CEI 60076-5:2000)

Power transformers. Part 5: Ability to withstand short circuit. (IEC 60076-5:2000).

Transformateurs de puissance. Partie 5: Tenue au court-circuit. (CEI 60076-5:2000).

Leistungstransformatoren. Teil 5: Kurzschlussfestigkeit. (IEC 60076-5:2000).

Esta norma europea ha sido aprobada por CENELEC el 2000-08-01. Los miembros de CENELEC están sometidos al Reglamento Interior de CEN/CENELEC que define las condiciones dentro de las cuales debe adoptarse, sin modificación, la norma europea como norma nacional. Las correspondientes listas actualizadas y las referencias bibliográficas relativas a estas normas nacionales, pueden obtenerse en la Secretaría Central de CENELEC, o a través de sus miembros. Esta norma europea existe en tres versiones oficiales (alemán, francés e inglés). Una versión en otra lengua realizada bajo la responsabilidad de un miembro de CENELEC en su idioma nacional, y notificada a la Secretaría Central, tiene el mismo rango que aquéllas. Los miembros de CENELEC son los comités electrotécnicos nacionales de normalización de los países siguientes: Alemania, Austria, Bélgica, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Grecia, Irlanda, Islandia, Italia, Luxemburgo, Noruega, Países Bajos, Portugal, Reino Unido, República Checa, Suecia y Suiza.

CENELEC COMITÉ EUROPEO DE NORMALIZACIÓN ELECTROTÉCNICA European Committee for Electrotechnical Standardization Comité Européen de Normalisation Electrotechnique Europäisches Komitee für Elektrotechnische Normung SECRETARÍA CENTRAL: Rue de Stassart, 35 B-1050 Bruxelles  2000 Derechos de reproducción reservados a los Miembros de CENELEC.

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-4-

ANTECEDENTES El texto del documento 14/346/FDIS, futura edición 2 de la Norma Internacional CEI 60076-5, preparado por el Comité Técnico TC 14, Transformadores de potencia , de CEI, fue sometido a voto paralelo CEI-CENELEC y fue aprobado por CENELEC como Norma Europea EN 60076-5 el 2000-08-01. Esta norma europea sustituye al Documento de Armonización HD 398.5 S1:1983 y a su Modificación A1:1988. Se fijaron las siguientes fechas: −

−

Fecha límite en la que la norma europea debe adoptarse a nivel nacional por publicación de una norma nacional idéntica o por ratificación

(dop)

2001-05-01

Fecha límite en al que deben retirarse las normas nacionales divergentes con esta norma

(dow)

2003-08-01

Los anexos denominados “normativos” forman parte del cuerpo de la norma. Los anexos denominados “informativos” se dan sólo para información. En esta norma, los anexos B y ZA son normativos y el anexo A es informativo. El anexo ZA ha sido añadido por CENELEC.

DECLARACIÓN El texto de la Norma Internacional CEI 60076-5:2000 fue aprobado por CENELEC como norma europea sin ninguna modificación.

-5-

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ÍNDICE Capítulo

Página

1

OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN............................................................................

6

2

NORMAS PARA CONSULTA ............................................................................................

6

3

REQUISITOS RELATIVOS A LA APTITUD PARA SOPORTAR CORTOCIRCUITOS.........................................................................

6

3.1

Generalidades.........................................................................................................................

6

3.2

Condiciones de sobreintensidades ........................................................................................

6

4

DEMOSTRACIÓN DE LA APTITUD PARA SOPORTAR CORTOCIRCUITOS.......

10

4.1

Aptitud térmica para soportar cortocircuitos.....................................................................

10

4.2

Aptitud para soportar los efectos dinámicos de cortocircuito ...........................................

13

ANEXO A (Informativo) GUÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN DE UN TRANSFORMADOR SIMILAR........................................................

21

ANEXO B (Normativo)

MÉTODO DE CÁLCULO PARA LA DEMOSTRACIÓN DE LA APTITUD PARA SOPORTAR LOS EFECTOS DINÁMICOS DE CORTOCIRCUITO .............................................

22

Figura 1 − Transformador conectado en estrella/triángulo.........................................................

16

Figura 2 − Autotransformador estrella/estrella ............................................................................

16

Tabla 1 − Valores mínimos característicos de impedancia de cortocircuito para transformadores con dos arrollamientos separados..........................................

8

Tabla 2 − Potencia aparente de cortocircuito de la red ..............................................................

8

Tabla 3 − Valores máximos admisibles de la temperatura media de cada arrollamiento después del cortocircuito ..............................................................................................

12

Tabla 4 − Valores del factor  k × 2 .............................................................................................

14

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Transformadores de potencia Parte 5: Aptitud para soportar cortocircuitos

1 OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN Esta parte de la Norma CEI 60076 define los requisitos para que los transformadores de potencia soporten sin daño los efectos de sobreintensidades originados por cortocircuitos externos. Describe los procedimientos de cálculo utilizados para demostrar la aptitud térmica de un transformador de potencia para soportar tales sobreintensidades así como el ensayo especial y el método de cálculo utilizados para demostrar su aptitud para soportar los efectos dinámicos inherentes. Los requisitos se aplican a los transformadores definidos en el objeto y campo de aplicación de la Norma CEI 60076-1.

2 NORMAS PARA CONSULTA Las normas que a continuación se relacionan contienen disposiciones válidas para esta parte de la Norma Internacional CEI 60076. En el momento de la publicación las ediciones indicadas estaban en vigor. Toda norma está sujeta a revisión por lo que las partes que basen sus acuerdos en esta parte de la Norma Internacional CEI 60076 deben estudiar la posibilidad de aplicar la edición más reciente de las normas indicadas a continuación. Los miembros de CEI y de ISO poseen el registro de las normas internacionales en vigor en cada momento. CEI 60076-1:1993 − Transformadores de potencia. Parte 1: Generalidades. CEI 60076-8:1997 − Transformadores de potencia. Parte 8: Guía de a plicación. CEI 60726:1982 − Transformadores de potencia tipo seco.

3 REQUISITOS RELATIVOS A LA APTITUD PARA SOPORTAR CORTOCIRCUITOS 3.1 Generalidades Los transformadores junto con todo el equipamiento y accesorios deben ser diseñados y construidos para soportar sin daño los efectos térmicos y dinámicos de cortocircuitos externos bajo las condiciones especificadas en el apartado 3.2. Los cortocircuitos externos no están limitados a los cortocircuitos trifásicos; incluyen faltas entre fases, entre dos fases y tierra y entre fase y tierra. Las corrientes en los arrollamientos que corresponden a estas condiciones son llamadas “sobreintensidades” en esta parte de la Norma CEI 60076.

3.2 Condiciones de sobreintensidades 3.2.1 Consideraciones generales 3.2.1.1 Condiciones de aplicación que requieren una consideración especial. Las situaciones siguientes que afectan a la magnitud de sobreintensidad, duración o repetición, requieren una consideración especial y deben ser claramente identificadas en las especificaciones del transformador. – transformadores de regulación con impedancia muy baja, que dependen de la impedancia de los aparatos a los que está conectado directamente para limitar las sobreintensidades; – unidades de transformadores de generación sensibles a las altas sobreintensidades producidas por la conexión del generador a la red fuera de sincronismo;

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– transformadores conectados directamente a máquinas rotativas tales como, motores o compensadores síncronos que pueden actuar como generadores para suministrar corriente en el transformador bajo condiciones de falta de la red; – transformadores especiales y transformadores instalados en redes caracterizadas por altas tasas de falta, véase el apartado 3.2.6; – tensiones de utilización más alta que la tensión asignada en el borne sin falta durante una condición de falta.

3.2.1.2 Limitaciones de corriente relativas a transformadores adicionadores-sustractores ("booster"). Cuando la impedancia combinada del transformador adicionador-sustractor ("booster") y la red conducen a un nivel de corriente de cortocircuito tal que el transformador no puede, física o económicamente ser diseñado para soportarla, el fabricante y el comprador deben acordar mutuamente la máxima sobreintensidad permitida. En este caso el comprador debe tomar medidas para limitar la sobreintensidad al valor máximo determinado por el fabricante e indicado en la placa de características. 3.2.2 Transformadores con dos arrollamientos separados 3.2.2.1 Para el objeto de esta norma, se distinguen tres categorías para transformadores o bancos trifásicos según la potencia asignada. – categoría I, hasta 2 500 kVA; – categoría II, de 2 501 a 100 000 kVA; – categoría III, mayor de 100 000 kVA. En ausencia de otras especificaciones, la corriente de cortocircuito simétrica (en valor eficaz, véase el apartado 4.1.2) debe ser calculada teniendo en cuenta la impedancia de cortocircuito del transformador y la impedancia de la red. Para los transformadores de la categoría I se debe despreciar en el cálculo de la corriente de cortocircuito la impedancia de la red si ésta es igual o inferior al 5% de la impedancia de cortocircuito del transformador. El valor de cresta de la corriente de cortocircuito debe ser calculado de acuerdo con las indicaciones del apartado 4.2.3.

3.2.2.3 La tabla 1 da valores mínimos característicos de impedancias de cortocircuito de transformadores, expresados en tensión de cortocircuito a corriente asignada (para la toma principal). Si se especifican valores más bajos, la capacidad de soportar el cortocircuito del transformador debe ser objeto de un acuerdo entre fabricante y comprador.

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Tabla 1 Valores mínimos característicos de impedancia de cortocircuito para transformadores con dos arrollamientos separados Impedancia de cortocircuito a corriente asignada Potencia asignada Impedancia de cortocircuito mínima kVA % Hasta 630 4,0 631 a 1 250 5,0 1 251 a 2 500 6,0 2 501 a 6 300 7,0 6 301 a 25 000 8,0 25 001 a 40 000 10,0 40 001 a 63 000 11,0 63 001 a 100 000 12,5 Mayor que 100 000 > 12,5 NOTA 1

−

Los valores para potencias asignadas mayores de 100 000 kVA están sujetos generalmente a un acuerdo entre fabricante y comprador.

NOTA 2

−

En el caso de unidades monofásicas conectadas en banco trifásico, los valores de la potencia signada se aplican al banco trifásico.

3.2.2.4 La potencia aparente de cortocircuito de la red en el lugar de la instalación del transformador debería ser especificada por el comprador en su petición de oferta, con objeto de obtener el valor de la corriente de cortocircuito simétrica a ser utilizada para el diseño y los ensayos. Si la potencia aparente de cortocircuito de la red no está especificada, se deben utilizar los valores dados en tabla 2.

Tabla 2 Potencia aparente de cortocircuito de la red Tensión más elevada para el material, U m kV 7,2; 12; 17,5 y 24 36 52 y 72,5 100 y 123 145 y 170 245 300 362 420 525 765 NOTA

−

Potencia aparente de cortocircuito MVA Práctica habitual en Europa Práctica habitual en Norteamérica 500 500 1 000 1 500 3 000 5 000 6 000 15 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 30 000 35 000 35 000 40 000 40 000 60 000 60 000 83 500 83 500

Si no está especificado, conviene considerar un valor entre 1 y 3 para la relación entre la impedancia homopolar y la impedancia directa de la red.

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3.2.2.5 Para transformadores con dos arrollamientos separados, normalmente sólo es tomado en consideración el cortocircuito trifásico, puesto que está considerado que cubre de manera adecuada todos los otros posibles tipos de falta (excepción hecha en el caso especial considerado en la nota del apartado 3.2.5). NOTA

−

En el caso de arrollamiento en zig-zag, la corriente de falta fase-tierra puede alcanzar valores más altos que la corriente de cortocircuito trifásica. No obstante, estos valores altos están limitados en las dos fases afectadas a la mitad de la bobina y además, las corrientes en los otros arrollamientos conectados en estrella son inferiores a los de la corriente de cortocircuito trifásico. Los riesgos electrodinámicos del arrollamiento pueden ser más altos en cortocircuito trifásico, o en monofásico dependiendo del diseño del arrollamiento. El fabricante y el comprador deberían acordar que tipo de cortocircuito ha de ser considerado.

3.2.3 Transformador con más de dos arrollamientos y autotransformadores. Las sobreintensidades en los arrollamientos, incluyendo arrollamientos de estabilización y auxiliares, deben ser determinadas a partir de las impedancias del transformador y de la red o redes. Deben tenerse en cuenta diferentes tipos de falta que pueden ocurrir en servicio, por ejemplo, faltas fase-tierra, faltas entre fases asociadas a las condiciones de puesta a tierra de la red y del transformador en cuestión, véase la Norma CEI 60076-8. Las características de cada red (al menos el nivel de la potencia aparente de cortocircuito y el rango en la que está comprendida la relación entre la impedancia homopolar y la impedancia directa), deben ser especificadas por el comprador en su petición de oferta. Los arrollamientos de estabilización conectados en triángulo de transformadores trifásicos, deben ser capaces de soportar las sobreintensidades resultantes de las diferentes posibilidades de faltas de red que pueden aparecer en servicio, asociadas con las condiciones de puesta a tierra de la red. En el caso de transformadores monofásicos conectados en banco trifásico, el arrollamiento de estabilización será capaz de soportar un cortocircuito en sus bornes, a menos que el comprador no haya especificado las precauciones especiales que deben ser tomadas para evitar riesgos de cortocircuito entre fases. NOTA

−

Puede no ser económico diseñar los arrollamientos auxiliares para soportar cortocircuito en sus bornes. En tal caso es preciso que el nivel de sobreintensidad sea limitado por medios apropiados, tales como reactancias serie o, en algunos casos, fusibles. Ha de ponerse cuidado para evitar faltas en la zona comprendida entre el transformador y la aparamenta de protección.

3.2.4 Transformadores adicionadores-sustractores ("booster"). Las impedancias de los transformadores adicionadores-sustractores ("booster") pueden ser muy bajas y en consecuencia, las sobreintensidades en los arrollamientos son determinadas principalmente por las características de la red en el lugar de la instalación. Estas características deben ser especificadas por el comprador en su petición de oferta. Si un transformador adicionador-sustractor ("booster") está directamente asociado con el propósito de ampliar la tensión y/o la variación de fase, debe ser capaz de soportar las sobreintensidades resultantes de la impedancia combinada de las dos máquinas.

3.2.5 Transformadores directamente asociados con otros aparatos. Cuando un transformador está directamente asociado con otros aparatos cuya impedancia podría limitar la corriente de cortocircuito, la suma de la impedancia del transformador, la red y los aparatos directamente asociados pueden ser tenidas en cuenta por acuerdo entre fabricante y comprador. Esto se aplica, por ejemplo, a los transformadores de generación, si la conexión entre el generador y el transformador está construida de tal modo que la posibilidad de falta fase a fase o entre dos fases y a tierra en esta zona es despreciable. NOTA

−

Si la conexión entre el generador y el transformador está construida de este modo, pueden ocurrir las más severas condiciones de cortocircuito, en el caso de un transformador de generación conectado en estrella-triángulo con el neutro puesto a tierra, cuando ocurre una falta de fase a tierra en la red del arrollamiento conectado en estrella, o en el caso de no sincronización de fases.

3.2.6 Transformadores especiales y transformadores instalados en redes caracterizadas por altas tasas de falta. La aptitud del transformador para soportar frecuentes sobreintensidades que aparecen en la aplicación particular (por ejemplo, transformadores de horno de arco y transformadores fijos que alimentan sistemas de tracción), debe ser objeto de un acuerdo especial entre fabricante y comprador. El comprador debe informar previamente al fabricante de las condiciones relativas a todo funcionamiento anormal, por ejemplo, alto número de faltas que ocurren en la red.

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3.2.7 Cambiador de tomas. Cuando el transformador lo incorpora, el cambiador de tomas debe ser capaz de soportar las mismas sobreintensidades a los cortocircuitos que los arrollamientos. No obstante, el cambiador de tomas en carga no tiene que ser capaz de conmutar la corriente de cortocircuito. 3.2.8 Borne de neutro. El borne de neutro de arrollamientos con conexión en estrella o zig-zag debe ser diseñado para la más alta sobreintensidad que pueda circular a través del mismo. 4 DEMOSTRACIÓN DE LA APTITUD PARA SOPORTAR CORTOCIRCUITOS Los requisitos de este capítulo se aplican tanto a los transformadores sumergidos en aceite como a los transformadores tipo seco, tal como se especifica en las Normas CEI 60076-1 y CEI 60726.

4.1 Aptitud térmica para soportar cortocircuitos 4.1.1 Generalidades. De acuerdo con esta norma, la aptitud térmica para soportar cortocircuitos debe ser demostrada por cálculo. Este cálculo debe ser realizado de acuerdo con los requisitos de los apartados 4.1.2 a 4.1.5. 4.1.2 Valor de la corriente de cortocircuito simétrica  I . Para los transformadores trifásicos con dos arrollamientos separados, el valor eficaz de la corriente de cortocircuito simétrica  I debe ser calculado como sigue:  I  =

U   kA# 3 ×  Zt + Z s $

(1)

donde es la impedancia de cortocircuito de la red.

 Z s

U s2  Z s = , en ohmios por fase (equivalente a conexión estrella) S 

(2)

donde U s

es la tensión asignada de la red, en kilovoltios (kV);

S 

es la potencia aparente de cortocircuito de la red, en megavoltioamperios (MVA);

U y Z t son definidas como sigue:

a) Para la toma principal: U 

es la tensión asignada U r del arrollamiento considerado, en kilovoltios;

 Z t

es la impedancia de cortocircuito del transformador referida al arrollamiento considerado; y se calcula como sigue:  z t × U r 2  Z t = , en ohmios ( Ω) por fase (equivalente a conexión estrella) 1) 100 × S r

(3)

donde  zt

es la impedancia de cortocircuito medida a corriente y frecuencia asignadas para la toma principal, y a la temperatura de referencia, expresada en porcentaje;

S r

es la potencia asignada del transformador en megavoltioamperios.

1) En esta fórmula, los símbolos  Z t y  zt son utilizados en lugar de  Z  y  z, respectivamente adoptadas para las mismas magnitudes en la Norma CEI 60076-1, por razones de clarificación en relación con el contenido del apartado 4.2.3.

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b) Para tomas distintas a la principal U 

es, a menos que se especifique de otro modo, la tensión de la toma 2) del arrollamiento considerado, en kilovoltios;

 Z t

es la impedancia de cortocircuito del transformador referida al arrollamiento y a la toma considerada, en ohmios por fase.

Para transformadores que tienen más de 2 arrollamientos, autotransformadores, transformadores de adicionadoressustractores ("booster"), y transformadores directamente asociados con otros aparatos, las sobreintensidades son calculadas de acuerdo con los apartados 3.2.3, 3.2.4. ó 3.2.5 según proceda. Para todos los transformadores, excluyendo los casos dados en el apartado 3.2.2.2, el efecto de la impedancia de cortocircuito de la red o redes debe ser tomado en consideración. NOTA

−

En los arrollamientos conectados en zig-zag, la corriente de cortocircuito para una falta fase-tierra puede alcanzar valores considerablemente más altos que para una falta trifásica. Este incremento en la corriente debería ser tomado en consideración, cuando se calcula el calentamiento del arrollamiento en zig-zag.

4.1.3 Duración de la corriente de cortocircuito simétrica. La duración de la corriente de cortocircuito simétrica  I  a utilizar para el cálculo de la aptitud térmica para soportar cortocircuitos debe ser de 2 s a menos que se especifique una duración diferente. NOTA

−

Para autotransformadores y transformadores con corriente de cortocircuito que exceda 25 veces la corriente asignada, una duración de corriente de cortocircuito inferior a 2 s puede adoptarse por acuerdo entre fabricante y comprador.

4.1.4 Valor máximo admisible de la temperatura media de cada arrollamiento. La temperatura media θ 1 de cada arrollamiento, después de haber circulado la corriente de cortocircuito simétrica  I  de valor y duración como se especifica en los apartados 4.1.2 y 4.1.3 respectivamente, no debe exceder el valor máximo establecido en tabla 3, para cualquier posición de toma. La temperatura inicial del arrollamiento θ 0 a utilizar en las ecuaciones (4) y (5) debe corresponder a la suma de la temperatura ambiente admisible máxima y del calentamiento del arrollamiento en las condiciones correspondientes al régimen asignado medido por variación de resistencia. Si el calentamiento medido del arrollamiento no está disponible, entonces la temperatura inicial del arrollamiento θ 0 debe corresponder a la suma de la temperatura ambiente admisible máxima y del calentamiento permitido para el sistema de aislamiento del arrollamiento.

2) Para la definición de “tensión de toma” véase el apartado 5.2 de la Norma CEI 60076-1.

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Tabla 3 Valores máximos admisibles de la temperatura media de cada arrollamiento después del cortocircuito Tipo de transformador

Temperatura del sistema de aislamiento, ºC (clase térmica entre paréntesis)

Sumergido en aceite

105 (A) 105 (A) 120 (E) 130 (B) 155 (F) 180 (H) 220

Seco

Valor máximo de la temperatura, ºC Cobre Aluminio 250 200 180 180 250 200 350 200 350 200 350 200 350 200

NOTA 1

−

En el caso de arrollamientos construidos con aleaciones de aluminio de alta resistencia a la tracción, pueden permitirse valores máximos más altos de temperatura, por acuerdo entre fabricante y comprador, pero que no excedan a los correspondientes al cobre.

NOTA 2

−

Cuando se utilicen otros sistemas de aislamiento distintos a la clase térmica A en transformadores sumergidos en aceite, pueden permitirse valores de temperatura máxima diferentes, por acuerdo entre fabricante y comprador.

4.1.5 Cálculo de la temperatura θ  θ1  . La temperatura media más elevada θ 1 alcanzada por el arrollamiento después de un cortocircuito debe ser calculada por la fórmula: θ 1 = θ 0 +

2



× θ 0 +

106 000  J 2 × t 

235$

(para cobre)

(4)

θ 1 = θ 0 +

−1

2



× θ 0 +

225$

45 700 −1  J 2 × t 

(para aluminio)

(5)

donde θ 0

es la temperatura del arrollamiento en grados Celsius (ºC);

 J 

es la densidad de corriente de cortocircuito en amperios por mm 2, basada en el valor eficaz de la corriente de cortocircuito simétrica;

t 

es la duración en segundos (s).

NOTA

−

Las ecuaciones (4) y (5) están basadas en condiciones adiabáticas y son válidas solamente para corta duración, no excediendo de 10 s. Los coeficientes están basados en las siguientes propiedades del material:

Cobre

Aluminio

Calor específico a 100 ºC [J/kg ⋅ ºC]

398,4

928

Densidad a 100 ºC [kg/m3]

8 894

2 685

Resistividad a 100 ºC [ µΩ ⋅ m]

0,0224

0,0355

Fuente: Tabla de constantes físicas y químicas − Kay and Laby − 15ª edición, Longmans, 1986.

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4.2 Aptitud para soportar los efectos dinámicos de cortocircuito 4.2.1 Generalidades. Si el comprador lo solicita, la aptitud para soportar los efectos dinámicos de cortocircuito debe ser demostrada: – ya sea por ensayos; – ya sea por cálculos y consideraciones de diseño. La elección del método de demostración a utilizar debe ser objeto de acuerdo entre fabricante y comprador antes de emitir el pedido. Cuando se elige un ensayo de cortocircuito, debe considerarse como un ensayo especial, (véase el apartado 3.11.3 de la Norma CEI 60076-1) y debe especificarse antes de emitir el pedido. El ensayo debe ser realizado de acuerdo con los requisitos de los apartados 4.2.2 a 4.2.7. Algunas veces, los transformadores de gran potencia no pueden ser ensayados de acuerdo con esta norma debido, por ejemplo, a limitaciones del ensayo. En estos casos las condiciones de ensayo deben ser acordadas entre fabricante y comprador. Cuando se elige el cálculo y la consideración de diseño, se requiere la validación por comparación con un transformador similar ensayado previamente o por ensayos sobre modelos representativos. El anexo A da una guía para la identificación de un transformador similar.

4.2.2 Condición del transformador antes del ensayo de cortocircuito 4.2.2.1 A menos que otra cosa esté acordada, los ensayos deben ser realizados en un transformador nuevo, listo para entrar en servicio. Los accesorios de protección tales como relé de gases ("Buccholz") y válvula de sobrepresión, deben estar montados en el transformador durante el ensayo. NOTA

−

El montaje de los accesorios que no tienen influencia sobre el comportamiento durante el ensayo de cortocircuito ( por ejemplo, equipo de refrigeración desmontable) no es requerido.

4.2.2.2 Antes de los ensayos de cortocircuito, el transformador debe someterse a los ensayos individuales especificados en la Norma CEI 60076-1. No obstante, el ensayo de impulso tipo rayo no se solicita en esta situación. Si los arrollamientos están provistos de tomas, la reactancia y eventualmente la resistencia han de ser medidas también para las posiciónes de tomas a las cuales se realizarán los ensayos de cortocircuito. Todas las medidas de reactancias deben reproducirse con una diferencia inferior a

± 0,2%.

Un protocolo de ensayos conteniendo los resultados de los ensayos individuales debe estar disponible al comienzo de los ensayos de cortocircuito.

4.2.2.3 Al comienzo de los ensayos de cortocircuito, la temperatura media del arrollamiento debe estar, preferiblemente, entre 10 ºC y 40 ºC, (véase el apartado 10.1 de la Norma CEI 60076-1). Durante los ensayos la temperatura del arrollamiento puede aumentar por efecto de la circulación de la corriente de cortocircuito. Este aspecto debe tenerse en cuenta cuando se prepara el circuito de ensayo para transformadores de categoría I.

4.2.3 Valor de cresta de la corriente  î  para transformadores con dos arrollamientos. Los ensayos deben ser realizados con la corriente de asimetría máxima en lo que se refiere a la fase en ensayo.

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La amplitud î de la primera cresta de corriente asimétrica de ensayo se calcula como sigue: î = I × k  × 2

(6)

donde la corriente de cortocircuito simétrica  I se determina de acuerdo con el apartado 4.1.2. El factor k , tiene en cuenta el efecto inicial de la corriente de ensayo y eficaz de una onda sinusoidal.

2 tiene en cuenta el valor de cresta a valor

El factor k  × 2 , o factor de cresta, depende de la relación X/R, donde  X 

es la suma de las reactancias de transformador y la red ( X t + X s), en ohmios;

 R

es la suma de las resistencias del transformador y la red ( Rt +  Rs), en ohmios, donde  Rt está a la temperatura de referencia; véase el apartado 10.1 de la Norma CEI 60076-1.

Cuando la impedancia de cortocircuito de la red está incluida en el cálculo de la corriente de cortocircuito, la relación  X/R de la red, si no está especificada, debe suponerse igual a la del transformador. La tabla 4 especifica el valor a utilizar, a efectos prácticos, del factor de cresta en función de la relación  X/R3).

Tabla 4 Valores del factor  k

2

×

 X/R

1

1,5

2

3

4

5

6

8

10

14

k  × 2

1,51

1,64

1,76

1,95

2,09

2,19

2,27

2,38

2,46

2,55

NOTA

NOTA

−

−

Para otros valores de X/R comprendidos entre 1 y 14, el factor k  ×

2 puede ser determinado por interpolación lineal.

Cuando Z s < 0,05 Z t, se puede utilizar para la toma principal xt y r t, en lugar de  X t y Rt (en ohmios), donde  xt

es la componente reactiva de  zt, en %;

r t

es la componente resistiva, a la temperatura de referencia, de zt, en %;

 zt

es la tensión de cortocircuito del transformador, a la temperatura de referencia, en %.

Si no se especifica de otro modo, en el caso de  X/R > 14, el factor k  × 2 , se considera igual a: 1,8 × 2 = 2,55 para los transformadores de categoría II. 1,9 × 2 = 2,69 para los transformadores de categoría III.

3) La tabla 4 está basada en la ecuación siguiente para el factor de cresta: k  ×

2

=

1

+

!e

donde e es la base del logaritmo natural; φ 

es el ángulo de fase que es igual a arctang ( X/R), en radianes.

− (φ + π  / 2 ) R / X 

& sen φ 

×

2

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4.2.4 Tolerancia sobre el valor asimétrico de cresta y simétrico eficaz de la corriente de ensayo de cortocircuito. La corriente asimétrica de la primera cresta î , véase el apartado 4.2.3, se transformará (si la duración del ensayo de cortocircuito es suficientemente larga) en corriente simétrica  I (véase el apartado 4.1.2). El valor de cresta de la corriente obtenida durante el ensayo no debe desviarse más del 5% de la especificada, ni la corriente simétrica más del 10%.

4.2.5 Procedimiento de ensayo de cortocircuito para transformadores con dos arrollamientos 4.2.5.1 Para obtener la corriente de ensayo prevista en el apartado 4.2.4, la tensión en vacío de la fuente puede ser más elevada que la tensión asignada del arrollamiento alimentado. La puesta en cortocircuito del arrollamiento puede bien seguir (cortocircuito post-establecido) o preceder (cortocircuito preestablecido) a la puesta en tensión del otro arrollamiento del transformador 4). Si se utiliza el cortocircuito post-establecido, la tensión no debe sobrepasar 1,15 veces la tensión asignada del arrollamiento, salvo acuerdo en sentido contrario entre fabricante y comprador. Si se utiliza el cortocircuito preestablecido para un transformador con arrollamientos concéntricos simples, la alimentación debe realizarse preferentemente en el arrollamiento más alejado del núcleo, el arrollamiento más cercano al núcleo ha de ser cortocircuitado para evitar la saturación del circuito magnético que podría solicitar una corriente magnetizante excesiva superpuesta a la corriente de cortocircuito durante los primeros ciclos. Si, para facilitar los ensayos, es preciso que la alimentación sea conectada al arrollamiento interior, deben tomarse precauciones especiales, por ejemplo, la premagnetización del núcleo para evitar la corriente magnetizante de conexión. Para transformadores con arrollamientos alternados o transformadores con arrollamientos doble-concéntricos, el método de cortocircuito preestablecido puede utilizarse solamente después de un acuerdo entre fabricante y comprador. Para evitar un sobrecalentamiento perjudicial, debe mantenerse un intervalo de tiempo apropiado entre aplicaciones sucesivas de la corriente de sobrecarga. Este intervalo debe ser definido por acuerdo entre fabricante y comprador. NOTA

Cuando se ensayan transformadores de categoría I, podría ser necesario considerar el cambio del factor  X/R, causado por el aumento de temperatura durante el ensayo y proporcionar con ello una compensación en el circuito de ensayo.

−

4.2.5.2 Para obtener el valor de cresta inicial de la corriente (véase el apartado 4.2.3) en el arrollamiento de la fase en ensayo, el instante de conexión debe ajustarse con un interruptor síncrono. Para verificar los valores de corrientes de ensayo î e I , deben realizarse siempre registros oscilográficos. Para obtener la asimetría máxima de corriente en uno de los arrollamientos de fase, la conexión debe producirse en el momento del paso por cero de la tensión aplicada a este arrollamiento. NOTA 1

−

Para los arrollamientos conectados en estrella, la asimetría máxima se obtiene conectando cuando la tensión de fase pasa por cero. El factor k  del valor de cresta î  puede ser determinado a partir de los oscilogramas de las corrientes de línea. Para los ensayos trifásicos sobre arrollamientos conectados en triángulo, esta condición se realiza conectando cuando la tensión entre fases pasa por cero. Uno de los métodos de determinación del factor k  consiste en conectar durante los ensayos de ajuste previos cuando la tensión entre fases pasa por su máximo. En este caso se encuentra el factor k , a partir de los oscilogramas de las corrientes de línea. Otro método para determinar las corrientes de fase de un arrollamiento conectado en triángulo consiste en acoplar, de modo adecuado, los arrollamientos secundarios de los transformadores de corriente que miden las corrientes de línea. Se puede hacer de tal modo que el oscilógrafo registre las corrientes de fase.

NOTA 2

−

Para los transformadores con conexión estrella-zigzag de la categoría I y con regulación a flujo constante que tengan un valor  x t/ r t ≤ 3 (véase el apartado 4.2.3), las tres fases son conectadas simultáneamente sin utilizar interruptor síncrono. Para los otros transformadores con conexión estrella-zigzag, las modalidades de c onexión deben ser objeto de un acuerdo entre fabricante y comprador.

4) Otro procedimiento de ensayo consiste en aplicar simultáneamente dos tensiones en oposición de fase a los dos arrollamientos bajo ensayo. Los dos arrollamientos pueden ser alimentados bien por la misma fuente o por dos fuentes, separadas pero sincronizadas. Este método es ventajoso para evitar cualquier saturación del núcleo y reducir la potencia necesaria de la alimentación.

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4.2.5.3 La frecuencia de la fuente de alimentación del ensayo debe ser, en principio, la frecuencia asignada del transformador. Sin embargo, después de un acuerdo entre fabricante y comprador está permitido ensayar transformadores de 60 Hz con una alimentación a 50 Hz y transformadores de 50 Hz con alimentación de 60 Hz, con la condición de que se obtengan las corrientes de ensayo como se especifica en los apartados 4.2.3 y 4.2.4. Este procedimiento requiere que la tensión de alimentación de ensayo sea convenientemente ajustada con relación a la tensión asignada del transformador.

4.2.5.4 Para los transformadores trifásicos, se debe utilizar una fuente de alimentación trifásica de modo que los requisitos del apartado 4.2.4 puedan ser respetados. Si este no es el caso, se puede utilizar una fuente monofásica como se indica a continuación. Para los arrollamientos conectados en triángulo, la fuente monofásica se conecta entre dos vértices del triángulo y la tensión durante el ensayo es la misma que la que tendría entre fases en un ensayo trifásico. Para los arrollamientos conectados en estrella, la fuente monofásica se conecta entre un borne de línea y los otros dos unidos entre sí. La tensión monofásica de ensayo debe ser igual a 3  / 2 veces la tensión que tendría entre fases en un ensayo trifásico. Ejemplos de dos esquemas de ensayo posibles en monofásico que simulan un ensayo trifásico se representan en las figuras 1 y 2.

Componentes  Z s

Impedancia del sistema de ensayo

S 

Interruptor síncrono para un cortocircuito post-establecido o una barra de conexión rígida para un cortocircuito preestablecido

Fig. 1 − Transformador conectado en estrella/triángulo

Componentes  Z s

Impedancia del sistema de ensayo

S 

Interruptor síncrono para un cortocircuito post-establecido o una barra de conexión rígida para un cortocircuito preestablecido

Fig. 2 − Autotransformador estrella/estrella

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NOTA 1

−

Los ensayos con una fuente monofásica se aplican, principalmente, a los transformadores de categoría II y III y, raramente, presentan un interés para los transformadores de la categoría I.

NOTA 2

−

Para los arrollamientos conectados en estrella y con aislamiento no uniforme conviene asegurarse de que el aislamiento del neutro es suficiente para un ensayo en monofásico.

NOTA 3

−

Si, para arrollamientos conectados en estrella, no se dispone de una potencia suficiente para hacer el ensayo en monofásico descrito más arriba, y si el neutro está disponible, el fabricante y el comprador pueden acordar la realización de un ensayo monofásico con alimentación entre un borne de línea y el neutro a condición de que el neutro sea capaz de soportar la correspondiente corriente. Con este esquema de ensayo, puede ser útil conectar entre sí los bornes de fases no sometidas a ensayo, en orden a controlar mejor su tensión, supuesto que esto sea factible y que el montaje es correcto.

4.2.5.5 En ausencia de especificación particular, el número de ensayos para los transformadores monofásicos o trifásicos es determinado como sigue, no incluyendo los ensayos preliminares de ajuste ejecutados a menos del 70% de la corriente especificada y hechos para asegurar el correcto funcionamiento del ensayo en lo que concierne al instante de conexión, el ajuste de la corriente, el amortiguamiento y la duración. Para los transformadores monofásicos de categorías I y II, el número de ensayos debe ser de tres. Salvo especificación en contra, para los transformadores monofásicos con tomas, cada uno de los tres ensayos se realiza sobre una posición diferente del cambiador de tomas, por ejemplo, un ensayo sobre la posición correspondiente a la relación de transformación más elevada, un ensayo sobre la toma principal y un ensayo en la posición correspondiente a la relación de transformación más baja. Para los transformadores trifásicos de categorías I y II el número total de ensayos debe ser de nueve, a razón de tres sobre cada fase. Salvo especificación en contra los nueve ensayos sobre un transformador trifásico con tomas son realizados en posiciones diferentes del cambiador de tomas: por ejemplo, tres ensayos sobre la posición correspondiente a la relación de transformación más elevada sobre una de las fases extremas, tres ensayos sobre la toma principal en la fase central y tres ensayos en la posición correspondiente a la relación de transformación más baja sobre la otra fase extrema. Para los transformadores de categoría III, el fabricante y el comprador deberán acordar cada vez el número de ensayos, su duración y las posiciones del cambiador de tomas. Sin embargo, en orden a simular tanto como sea posible los efectos de una repetición de cortocircuito en servicio, para permitir un mejor control del comportamiento del transformador en ensayo y permitir una interpretación correcta de las eventuales variaciones de la impedancia de cortocircuito, se recomienda que el número de ensayos sea como sigue: – para los transformadores monofásicos: tres; – para los transformadores trifásicos: nueve. En lo que concierne a la posición del cambiador de tomas y la secuencia de ensayos, se recomienda el mismo procedimiento que para los transformadores de categorías I y II. La duración de cada ensayo debe ser de: – 0,5 s para los transformadores de categoría I; – 0,25 s para los transformadores de categorías II y III; con tolerancia de ± 10%.

4.2.6 Procedimiento de ensayo de cortocircuito para transformadores con más de dos arrollamientos y autotransformadores. Varias condiciones de falta pueden ser consideradas para transformadores con más de dos arrollamientos y autotransformadores, (véase el apartado 3.2.3). En general, tales situaciones son más complejas que aquellas que conciernen a los cortocircuitos trifásicos que pueden ser considerados como la situación de referencia para los transformadores con dos arrollamientos, (véase el apartado 3.2.2.5). A veces son necesarios esquemas de ensayo especiales para reproducir ciertas condiciones de falta mediante ensayo. La elección de los medios de ensayo, como regla, debe ser hecha sobre la base del análisis de los resultados del cálculo de las fuerzas electrodinámicas que pueden aparecer en todos los casos de falta posibles.

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El esquema de ensayo, los valores de corriente, la secuencia y el número de ensayos son siempre sometidos a un acuerdo entre fabricante y comprador. Está recomendado que la tolerancia relativa a los valores de corriente definidos por acuerdo y la duración de los ensayos sean coherentes con lo requerido para los transformadores con dos arrollamientos y que la secuencia de los ensayos sea elegida de acuerdo con el incremento esperado de las fuerzas electrodimámicas.

4.2.7 Detección de faltas y evaluación de los resultados de ensayo 4.2.7.1 Antes del ensayo de cortocircuito, se deben efectuar los ensayos y medidas de acuerdo con el apartado 4.2.2 e inspeccionar el relé de detección de emisión de gases ("Buccholz") (si lo hubiere). Estos ensayos y medidas están destinados a servir de referencia para la detección de faltas. 4.2.7.2 Durante cada ensayo (y comprendidos los ensayos preliminares), se deben registrar con el oscilógrafo: −

las tensiones aplicadas;

−

las corrientes, (véase el apartado 4.2.5.2).

Además, se debe proceder a un examen visual del exterior del transformador ensayado y grabado continuamente mediante cámara de vídeo. NOTA 1 − Medios suplementarios de detección pueden ser utilizados para obtener informaciones y mejorar la evaluación del ensayo, tales como registrar la corriente entre la cuba (aislada) y la tierra, registrar el ruido y las vibraciones, registrar las variaciones de presión del aceite en diferentes lugares en el interior de la cuba durante el paso de la corriente de cortocircuito, etc. NOTA 2 − Pueden producirse desconexiones aleatorias de los relés de detección de gases activados durante el ensayo debidas a las vibraciones. Esta circunstancia no es significativa de la aptitud del transformador para soportar el cortocircuito a menos que sea encontrado gas combustible en el relé. NOTA 3 − Pueden aparecer descargas eléctricas temporales entre la cuba y la tierra en el momento de puesta bajo tensión.

4.2.7.3 Después de cada ensayo deben ser verificados los oscilogramas tomados durante los ensayos, debe ser inspeccionado el relé de detección de gas activado y debe ser medida la reactancia de cortocircuito. Para los transformadores trifásicos la reactancia medida debe ser evaluada sobre la base de una fase, sea por una medida directa de la reactancia de fase-neutro en el caso de un arrollamiento en estrella o deducida de una configuración en triángulo por un método apropiado. NOTA 1 − Pueden ser usados medios adicionales de evaluación para juzgar el resultado del ensayo, tales como medidas de resistencia del arrollamiento, técnicas de ensayo de impulso a baja tensión (por comparación entre los oscilogramas obtenidos en el estado inicial y otros después del ensayo), análisis del espectro de respuesta de frecuencia, análisis de función de transferencia, medidas de corriente de vacío y comparación de resultados de análisis de gases disueltos antes y después del ensayo. NOTA 2 − Cualquier diferencia entre los resultados de medidas realizadas antes y después del ensayo puede utilizarse como un criterio para determinar posibles faltas. Es particularmente importante observar, durante sucesivos ensayos, posibles cambios en la reactancia de cortocircuito medida después de cada ensayo, los cuales pueden ser progresivos o tender a estabilizarse. NOTA 3 − En orden a detectar faltas entre espiras es recomendable realizar las medidas de reactancia de cortocircuito, tanto desde el lado de alta tensión como del de baja tensión.

4.2.7.4 Después de completar los ensayos, las partes exteriores del transformador y el relé de detección de emisión de gases ("Buccholz") (si lo hubiere), deben ser inspeccionados. Los resultados de las medidas de reactancia de cortocircuito y los oscilogramas tomados durante las diferentes etapas de los ensayos deben ser examinados a fin de indicar posibles anomalías durante los ensayos, especialmente cualquier indicación de cambio en la reactancia de cortocircuito. NOTA 1 − Al final de los ensayos, si los arrollamientos están provistos de tomas, la reactancia ha de ser medida para todas las posiciones en las que los ensayos de cortocircuito han sido realizados. NOTA 2 − Generalmente, la variación de la reactancia de cortocircuito debería mostrar una tendencia a la disminución en el curso de los ensayos. Puede haber también un cierto cambio de reactancia con el tiempo después de los ensayos. Esto es porque, si hay una variación alta de reactancia que excede los límites requeridos, basado en las medidas realizadas inmediatamente después del ensayo, puede ser prudente repetir las medidas después de un intervalo en orden a comprobar si la variación se mantiene. Este último valor de reactancia debe ser aceptado como valor final cuando se determina el cumplimiento con los requisitos de la norma.

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Se siguen diferentes procedimientos en esta etapa para transformadores de categorías I, II y III. Estos procedimientos y los límites de reactancias están dados en los siguientes puntos a) y b). a) Transformadores de categoría I y II A menos que esté acordado de otro modo, la parte activa será extraída de la cuba para inspección del núcleo y arrollamientos y comparada con su estado antes del ensayo, con el fin de poner en evidencia posibles faltas aparentes, tales como, cambios en la posición de salidas, desplazamientos, etc., que a pesar de ensayos individuales satisfactorios, pueden alterar la seguridad del funcionamiento del transformador. Todos los ensayos individuales, incluyendo ensayos dieléctricos al 100% de los valores de ensayo requeridos, deben ser repetidos. Si está especificado un ensayo de impulso tipo rayo, debe realizarse en esta etapa. No obstante, para transformadores de categoría I, la repetición de los ensayos individuales con la excepción de los ensayos dieléctricos puede ser omitida. Al objeto de considerar que el transformador ha soportado el ensayo de cortocircuito, deben ser satisfechas las siguientes condiciones: 1) los resultados de los ensayos de cortocircuito y las medidas y comprobaciones realizadas durante los ensayos no revelan condición alguna de falta; 2) los ensayos dieléctricos y otros ensayos individuales, cuando se realicen, han sido repetidos con éxito y el ensayo de impulso tipo rayo, si está especificado, ha sido superado; 3) la inspección en el desencubado no revela falta alguno como, desplazamientos, decalaje de chapas, deformación de arrollamientos, conexiones o estructuras de soporte, tan significante que podrían poner en peligro la seguridad de funcionamiento del transformador; 4) no son encontradas trazas de descargas eléctricas internas; 5) los valores de reactancia de cortocircuito, en ohmios, evaluados para cada fase al final de los ensayos, no difieren de los valores de origen en más de: −

2% para transformadores con bobinas circulares concéntricas 5) y bobinas no circulares alternadas. No obstante, para transformadores con impedancia de cortocircuito del 3% o mayor que tienen arrollamientos de baja tensión en banda metálica y con potencia asignada hasta 10 000 kVA, son aceptables valores más altos, no excediendo el 4%. Si la impedancia de cortocircuito es inferior al 3% el anterior límite del 4% está sujeto a acuerdo entre fabricante y comprador;

−

7,5% para transformadores, con bobinas concéntricas no circulares que tienen una impedancia de cortocircuito del 3% o mayor. El valor de 7,5% puede ser reducido por acuerdo entre fabricante y comprador, pero no por debajo del 4%.

NOTA 1 − Para transformadores con bobinas concéntricas no circulares que tienen una impedancia de cortocircuito inferior al 3%, la variación máxima de la reactancia no puede especificarse de un modo general. El conocimiento práctico de ciertos tipos de construcción puede conducir a aceptar para tales transformadores una variación igual a (22,5 -5  Z t)%, siendo Z t la impedancia de cortocircuito en %. NOTA 2 − Los transformadores que se sitúan en la parte más alta de la categoría II y que tienen una tensión más elevada para el material U m que no excede 52 kV demandan una atención particular y pueden requerir un ajuste del límite de variación de reactancia anterior.

Si no se alcanza alguna de las condiciones anteriores, el transformador debe ser desmontado, tanto como sea necesario, para establecer la causa de la desviación.

5) Las bobinas circulares incluyen todas las bobinas arrolladas sobre una forma cilíndrica, incluso por ejemplo, los bobinados de banda metálica cuyas barras de salida podrían producir una pequeña desviación de la forma cilíndrica.

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b) Transformadores de categoría III La parte activa debe ser extraída de la cuba para inspección visual del núcleo y arrollamientos y comparada con su estado antes del ensayo, al objeto de poner en evidencia posibles faltas aparentes, tales como, cambios en la posición de salidas, desplazamientos, etc., que a pesar de ensayos individuales satisfactorios, podrían comprometer la seguridad del funcionamiento del transformador. Todos los ensayos individuales, incluyendo los ensayos dieléctricos al 100% del valor requerido, deben ser repetidos. Si está especificado un ensayo de impulso tipo rayo, debe ser realizado en esta etapa. Al objeto de considerar que el transformador ha superado el ensayo de cortocircuito, las siguientes condiciones deben ser satisfechas: 1) los resultados de los ensayos de cortocircuito y las medidas y verificaciones efectuadas durante los ensayos, no revelan condición alguna de falta; 2) los ensayos individuales han sido repetidos con éxito y el ensayo de impulso tipo rayo, si está especificado, realizado con éxito; 3) la inspección en el desencubado no revela falta alguno como, desplazamientos de calaje de chapas, deformación de arrollamientos, conexiones o estructuras de soporte, tan significantes que puedan poner en peligro la seguridad de funcionamiento del transformador; 4) no son encontradas trazas de descargas eléctricas internas; 5) los valores de reactancia de cortocircuito, en ohmios, evaluados para cada fase al final de los ensayos, no difieren de los valores de origen en más del 1%. Si la variación de la reactancia está comprendida entre 1% y 2%, la aceptación está sujeta a un acuerdo entre fabricante y comprador. En este caso, puede ser requerido un examen más detallado, incluyendo un desmontaje de la parte activa, si fuese necesario, para establecer la causa de la variación. No obstante, antes del desmontaje se sugiere que sean utilizados medios de diagnóstico adicionales (véase la nota 1 del apartado 4.2.7.3). NOTA −

En relación con el impacto económico del coste de un transformador de categoría III y la implicación del coste de algunos controles visuales incluyendo las partes internas del transformador, está recomendado que sean tomadas una serie de fotografías de la posición de las salidas de los arrollamientos, tomas, alineacion de calas y la configuración de los componentes aislantes finales antes y después de los ensayos. En este contexto, puede ser útil una verificación de la compresión axial de los arrollamientos. Por necesidad, se deja al mutuo acuerdo entre las partes, aceptar la existencia de pequeños desplazamientos y cambios, procurando que la fiabilidad de servicio del transformador no se vea afectada.

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ANEXO A (Informativo) GUÍA PARA LA IDENTIFICACIÓN DE UN TRANSFORMADOR SIMILAR

Transformadores similares a un transformador de referencia pueden ser identificados por comparación utilizando la siguiente lista no exclusiva de parámetros críticos: −

mismo tipo de operación, por ejemplo, transformador de generación, distribución, interconexión, que el transformador de referencia;

−

mismo concepto de diseño, por ejemplo, tipo seco, en baño de aceite, tipo columnas con bobinados concéntricos, alternados, tipo acorazado, arrollamientos cilíndricos o no, que el transformador de referencia;

−

misma disposición de arrollamientos principales y misma estructura geométrica, que el transformador de referencia;

−

mismo tipo de conductores, por ejemplo, aluminio, aleación de aluminio, cobre recocido o cobre duro, banda, hilo, pletina, transpuesto y “encapsulado” si se utiliza, que el transformador de referencia;

−

mismo tipo de arrollamientos principales, por ejemplo, hélice, discos, capas, galleta el transformador de referencia;

−

potencia absorbida en cortocircuito (potencia asignada/impedancia de cortocircuito por unidad) entre 30% y 130% de la del transformador de referencia;

−

fuerzas axiales y fatiga relativa del arrollamiento a cortocircuito (relación de fatiga real a la presión crítica) no excediendo el 110% de la del transformador de referencia;

−

mismo proceso de fabricación, que el transformador de referencia;

−

misma disposición de soportes y estructuras de fijación, que el transformador de referencia.

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ANEXO B (Normativo) MÉTODO DE CÁLCULO PARA LA DEMOSTRACIÓN DE LA APTITUD PARA SOPORTAR LOS EFECTOS DINÁMICOS DE CORTOCIRCUITO

Está en estudio un método de cálculo normalizado.

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ANEXO ZA (Normativo) OTRAS NORMAS INTERNACIONALES CITADAS EN ESTA NORMA CON LAS REFERENCIAS DE LAS NORMAS EUROPEAS CORRESPONDIENTES

Esta norma europea incorpora disposiciones de otras normas por su referencia, con o sin fecha. Estas referencias normativas se citan en los lugares apropiados del texto de la norma y se relacionan a continuación. Las revisiones o modificaciones posteriores de cualquiera de las normas referenciadas con fecha, sólo se aplican a esta norma europea cuando se incorporan mediante revisión o modificación. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición de esa norma (incluyendo sus modificaciones). NOTA – Cuando una norma internacional haya sido modificada por modificaciones comunes CENELEC, indicado por (mod), se aplica la EN/HD correspondiente.

Norma Fecha Internacional

Título

CEI 60076-1 (mod)

1993 Transformadores de potencia. Parte 1: Generalidades

CEI 60076-8

1997

Transformadores de potencia. Parte 8: Guía de aplicación

CEI 60726 (mod)

1982

Transformadores de potencia tipo seco

Fecha

Norma UNE correspondiente1)

EN 60076-1

1997

UNE-EN 60076-1:1998

+ A11

1997

UNE-EN 60076-1/A11:2000

EN/HD

UNE 207005:2002 HD 464 S12)

1988 UNE 20178:1986 UNE 20178/1C:1989

+ A2

1991

UNE 20178/2M:1994

+ A3

1992

UNE 20178/3M:1996

+ A4

1995

UNE 20178/4M:1996

1) Esta columna se ha introducido en el anexo original de la norma europea, únicamente con carácter informativo a nivel nacional. 2) El Documento de Armonización HD 464 S1 incluye la Modificación 1:1986 a la Norma CEI 60726.

Dirección C Génova, 6 28004 MADRID-España

Teléfono 91 432 60 00

Fax 91 310 40 32