NORMA ARGENTINA
IRAM 2250* Segunda edición
2250 2005
2005-06-10
Transformadores de distribución Características y accesorios normalizados Distribution transformers Standard characteristics and accessories
* Corresponde a la revisión de la edición de Diciembre de 1977, junto con sus modificaciones Nº 1:1986; Nº 2:1989; Nº 3:1990; Nº 4:1992; Nº 5:1994 y Nº 6:1997, la que esta Segunda Edición anula y reemplaza.
Referencia Numérica: IRAM 2250:2005
IRAM 2005-06-10 No está permitida la reproducción de ninguna de las partes de esta publicación por cualquier medio, incluyendo fotocopiado y microfilmación, sin permiso escrito del IRAM.
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Prefacio El Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) es una asociación civil sin fines de lucro cuyas finalidades específicas, en su carácter de Organismo Argentino de Normalización, son establecer normas técnicas, sin limitaciones en los ámbitos que abarquen, además de propender al conocimiento y la aplicación de la normalización como base de la calidad, promoviendo las actividades de certificación de productos y de sistemas de la calidad en las empresas para brindar seguridad al consumidor. IRAM es el representante de la Argentina en la International Organization for Standardization (ISO), en la Comisión Panamericana de Normas Técnicas (COPANT) y en la Asociación MERCOSUR de Normalización (AMN). Esta norma IRAM es el fruto del consenso técnico entre los diversos sectores involucrados, los que a través de sus representantes han intervenido en los Organismos de Estudio de Normas correspondientes.
Corresponde a la revisión de la edición de Diciembre de 1977, junto con sus modificaciones Nº 1:1986; Nº 2:1989; Nº 3:1990; Nº 4:1992; Nº 5:1994 y Nº 6:1997, la que esta Segunda Edición anula y reemplaza.
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Índice Página
0 INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 5 1 OBJETO............................................................................................................ 5 2 DOCUMENTOS NORMATIVOS PARA CONSULTA ....................................... 5 3 CONDICIONES GENERALES.......................................................................... 7 4 INSPECCIÓN Y RECEPCIÓN........................................................................ 19 5 MÉTODOS DE ENSAYO................................................................................ 21 6 CERTIFICADO DE GARANTÍA ...................................................................... 22 Anexo A (Normativo) Verificación de los esquemas de recubrimiento superficial propuestos por el fabricante ......................................................... 46 Anexo B (Normativo) Datos técnicos característicos .......................................... 48 Anexo C (Normativo) Protocolo de ensayos de recepción .................................. 49 Anexo D (Informativo) Bibliografía....................................................................... 50 Anexo E (Informativo) Integrantes de los organismos de estudio ....................... 51
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Transformadores de distribución Características y accesorios normalizados 0 INTRODUCCIÓN Esta norma ha sido elaborada en forma global y por consiguiente no es aconsejable su utilización parcial, o su aplicación a transformadores de otras características fuera de las indicadas en el capítulo 1. Por esa razón y fundamentalmente con el objeto de conseguir la utilización de transformadores de distribución normalizados en todo el país, se recomienda a los fabricantes y usuarios atenerse exclusivamente a lo indicado en esta norma, sin supresiones, agregados o modificaciones. En particular esta norma fija los valores de las pérdidas, por lo que se recomienda a los fabricantes desarrollar, perfeccionar y ofrecer transformadores con los valores establecidos, y a los usuarios no introducir fórmulas de comparación económica de pérdidas que induzcan a modificarlo, desvirtuando los objetivos de la normalización.
1 OBJETO Establecer las características técnicas generales y tipificar los accesorios correspondientes a transformadores trifásicos de distribución en baño de aceite, con enfriamiento natural (ONAN), con tensión secundaria nominal de 400 V, tensión primaria nominal de 13,2 kV, o de 33 kV, y potencia nominal desde 25 kVA hasta 2 500 kVA, inclusive. No están incluidos en esta norma: − los transformadores para electrificación rural; − los transformadores de distribución sumergibles; − los transformadores de distribución integrados;
− los transformadores de distribución de llenado integral;
2 DOCUMENTOS NORMATIVOS PARA CONSULTA Los documentos normativos siguientes contienen disposiciones, las cuales, mediante su cita en el texto, se transforman en disposiciones válidas para la aplicación de la presente norma IRAM. Las ediciones indicadas son las vigentes en el momento de esta publicación. Todo documento es susceptible de ser revisado y las partes que realicen acuerdos basados en esta norma se deben esforzar para buscar la posibilidad de aplicar sus ediciones más recientes. Los organismos internacionales de normalización y el IRAM mantienen registros actualizados de sus normas. IRAM 121:1957 - Ensayo de revestimientos. Prueba de exposición a la niebla de sal. IRAM 1023:1969 - Pinturas, lacas y barnices. Método de ensayo de resistencia a la intemperie. IRAM 1107:1985 - Pinturas esmalte sintéticas. Brillantes. IRAM 1109-B5:1980 - Pinturas. Métodos de ensayo generales. Método de ensayo de doblado de películas. IRAM 1109-B6:1974 - Pinturas. Método de ensayo de la adhesividad. IRAM 1109-B14:1987 - Pinturas. Métodos de ensayo generales. Método de determinación de la resistencia al envejecimiento acelerado de películas de pintura con el aparato Weather-O Meter.
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IRAM 1109-B16:1967 - Pinturas. Métodos de ensayo generales. Método para determinar la resistencia a la abrasión mediante el aparato "Taber". IRAM 1182:1980 - Pintura antióxido de fondo, sintética, de secado al aire, colorada a base de cromato de cinc. IRAM 1198:1980 - Pinturas esmalte epoxídicas. IRAM 2002:2004 - Cobre recocido patrón para uso eléctrico. IRAM 2018:1995 - Transformadores de potencia. Ensayos de calentamiento. IRAM 2026:1998 - Materiales aislantes eléctricos. Aceites minerales aislantes nuevos para transformadores y equipamiento de maniobra. Requisitos. IRAM 2053-1:1985 - Identificación de los bornes y terminales eléctricos. Reglas generales para el marcado con notación alfanumérica.
IRAM 2211-1:1985 - Coordinación de la aislación. Definiciones, principios y reglas. IRAM 2325:1992 - Aislación eléctrica. Guía para la evaluación de su estado por mediciones de su resistencia. IRAM 2331:1989 - Alambres de cobre para bobinados esmaltados. Definiciones. Condiciones generales. Marcado, rotulado y embalaje. Inspección y recepción. Métodos de ensayo. IRAM 2332:1989 - Alambres de cobre para bobinados esmaltados con polivinil acetal. Clases térmicas 105 y 120. IRAM 2333:1989 - Alambres de cobre para bobinados esmaltados con poliuretano soldable, con capa cementable por calor o solvente. Clase térmica 130. IRAM 2334:1989 - Alambres de cobre para bobinados esmaltados con poliester-imida. Clase térmica 180.
IRAM 2099:1994 - Transformadores de potencia. Generalidades.
IRAM 2335-1:1989 - Alambres de cobre para bobinados esmaltados con poliuretano soldable. Clase térmica 105.
IRAM 2104:1996 - Transformadores de potencia. Métodos de medición de la relación de transformación y de fase.
IRAM 2335-2:1989 - Alambres de cobre para bobinados esmaltados con poliuretano soldable. Clase térmica 130.
IRAM 2105:1987 - Transformadores para transporte y distribución de energía eléctrica. Niveles de aislación y ensayos dieléctricos.
IRAM 2354:1989 - Aisladores pasantes para tensiones alternas mayores que 1 000 V.
IRAM 2106:1998 - Transformadores de potencia. Métodos de ensayo para la medición de las pérdidas, de la corriente en vacío y de las impedancias de cortocircuito. IRAM 2112:1995 - Transformadores de potencia. Comportamiento ante cortocircuitos externos. IRAM 2189:1981 - Lingotes de aluminio para la fabricación de conductores eléctricos. Composición química. IRAM 2193:1983 - Planchuelas desnudas de cobre recocido, de sección rectangular y cuadrada, para bobinados.
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IRAM 2386:1985 - Planchuelas de cobre de sección rectangular o cuadrada, aisladas con papel. Clases térmicas 90 °C y 105 °C. IRAM 2400:2003 - Aceites minerales aislantes eléctricos. Guía de supervisión y mantenimiento del aceite en equipos eléctricos en servicio. IRAM 2437:1995 - Transformadores y reactores. Determinación de los niveles de ruido. IRAM 2441:1984 - Borneras para conductores de cobre. IRAM 2444:1982 - Grados de protección mecánica proporcionada por las envolturas de equipos eléctricos.
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IRAM 2475:1997 - Transformadores de potencia. Guía para la realización de ensayos de estanquidad, hermeticidad y resistencia mecánica de la cuba, de los transformadores sumergidos en aceite. IRAM 5042:1998 - Bulones, tornillos y espárragos de acero inoxidable. Características mecánicas. IRAM 5063:2001 - Rosca para tubos donde la unión estanca bajo presión es realizada por la rosca. Parte 1: Dimensiones, tolerancias y designación.
IRAM 113025:1970 - Caucho vulcanizado. Método acelerado de determinación de la resistencia al agrietamiento superficial bajo tensión, en cámara de ozono. IRAM-DEF D 1054:1997 - Carta de colores para pinturas de acabado brillante, semimate y mate. IRAM-ISO 9001:2000 - Sistemas de gestión de la calidad. Requisitos. ISO 2028:1999 - Synthetic rubber latex. Preparation of dry polymer
IRAM 5134:1995 - Rosca métrica ISO de uso general. Plan general y medidas básicas.
ISO 11341:1994 - Paints and varnishes. Artificial weathering and exposure to artificial radiation. Exposure to filtered xenon-arc radiation.
IRAM 5305:1991 - Tornillos de cabeza hexagonal totalmente roscados. Rosca métrica ISO. Calidades fina y media.
ASTM B 233:1997 (2003) e1 - Standard Specification for Aluminum 1350 Drawing Stock for Electrical Purposes.
IRAM 62002:2004 - Conmutadores de tomas sin tensión para transformadores monoposte (rurales), de distribución y de subtransmisión.
ASTM B 324:2001 - Standard Specification for Aluminum Rectangular and Square Wire for Electrical Purposes.
IRAM 62530:2004 - Aisladores pasantes de hasta 1 000 V y de 250 A a 4 000 A, para transformadores sumergidos en líquidos aislantes.
ASTM D 2794:1993 (2004) - Test method for resistance of organic coatings on the effects of rapid deformation.
IRAM 113001:2002 - Compuestos vulcanizados de caucho. Sistema de clasificación. IRAM 113003:1989 - Elastómeros y plastómeros. Método de determinación de la dureza Shore A y Shore D.
3 CONDICIONES GENERALES 3.1 Clasificación
IRAM 113004:1970 - Caucho vulcanizado. Ensayo de tracción.
A los efectos de la aplicación de esta norma, los transformadores de distribución se clasifican según el criterio siguiente:
IRAM 113005:1970 - Caucho vulcanizado. Método de envejecimiento térmico acelerado.
3.1.1 Transformadores de distribución con tanque de expansión
IRAM 113008:1969 - Caucho y otros elastómeros. Método de envejecimiento a la intemperie.
Transformadores equipados con tanque de expansión en el que el aceite está en comunicación con el aire ambiente a través de un deshidratador. Los transformadores con tanque de expansión pueden ser de uno de los dos tipos siguientes:
IRAM 113012:1982 - Caucho vulcanizado. Método de determinación del cambio de propiedades físicas y de la materia soluble extraíble por inmersión en líquidos.
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3.1.1.1 Transformador Tipo I Transformador normal de uso general con su tanque de expansión ubicado en forma lateral, según se indica en la figura 1. La altura del tanque de expansión respecto a la cuba será tal que el nivel de aceite llegue a la parte superior de los aisladores de mayor tensión, aún a la temperatura mínima del lugar de instalación. 3.1.1.2 Transformador Tipo II Transformador de uso general previsto para sitios donde existen ciertas restricciones para su instalación. El tanque de expansión estará ubicado en el sentido longitudinal del lado de baja tensión, y para los transformadores de tensión primaria nominal de 13,2 kV, su altura respecto a la cuba no debe cumplir la exigencia fijada para el transformador tipo I. 3.1.2 Transformadores de distribución sin tanque de expansión
cuba rígida, absorbe la expansión del aceite por variación de la presión. 3.2 Condiciones normales de servicio Se aplican las condiciones normales de servicio previstas en IRAM 2099. 3.3 Tensiones nominales Las tensiones nominales serán las indicadas en la tabla 1. Tabla 1 - Tensiones nominales normales (Ur) Primaria
13 200 V 33 000 V
Secundaria entre fases
400 V
Secundaria entre fases y neutro
231 V
Transformadores en los que el sistema de conservación del aceite no incluye tanque de expansión y que están previstos sólo para una tensión primaria nominal de 13,2 kV. En particular, esta norma contempla el tipo siguiente:
3.4 Frecuencia
3.1.2.1 Transformador Tipo III
Las dimensiones máximas de los transformadores serán las establecidas en las tablas 2 y 3. Se considerarán como dimensiones del transformador a las del paralelepípedo dentro del cual puede incluirse el transformador completo.
Transformador hermético (de llenado parcial) generalmente destinado para su uso en interiores o en cámaras de dimensiones restringidas, en el que la cámara de gas ubicada por encima de la superficie libre del aceite, dentro de una
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La frecuencia nominal será de 50 Hz. 3.5 Dimensiones
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Tabla 2 - Dimensiones máximas para los transformadores de distribución con tensión primaria nominal de 13,2 kV Transformador
Tipo I
Con tanque de expansión
Tipo II
Sin tanque de expansión
Tipo III
Potencia Sr (kVA)
Largo (mm)
Ancho (mm)
Alto (mm)
Sr ≤ 315 500 630 800 1 000 1 250 1 600 2 000 2 500 Sr ≤ 500 630 800 1 000 1 250 1 600 2 000 2 500 Sr ≤ 315 500 630 800 1 000
1 650 1 700 1 900 2 100 2 300 2 350 2 400 2 500 2 800 1 650 1 650 1 650 1 650 2 100 2 200 2 300 2 600 1 400 1 500 1 550 1 600 1 650
1 100 1 100 1 200 1 400 1 550 1 800 2 200 2 550 2 600 1 100 1 100 1 100 1 100 1 500 1 900 2 250 2 300 1 050 1 100 1 100 1 100 1 100
1 800 1 900 2 000 2 100 2 300 2 400 2 500 2 600 2 700 1 750 1 950 1 950 2 100 2 200 2 300 2 400 2 500 1 600 1 650 1 750 1 950 2 100
Tabla 3 - Dimensiones máximas para los transformadores de distribución con tensión primaria nominal de 33 kV Transformador
Potencia Sr (kVA)
Con tanque de expansión Tipo I y Tipo II
Sr ≤ 315 500 630 800 1 000 1 250 1 600 2 000 2 500
Largo (mm) 1 850 2 000 2 150 2 200 2 350 2 500 2 700 2 900 3 100
Ancho (mm) 1 250 1 400 1 450 1 600 1 650 2 000 2 400 2 600 2 800
Alto (mm) 2 250 2 300 2 400 2 450 2 500 2 600 2 750 2 900 3 100
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nes primarias establecidas en la tabla 4, que corresponden al 2,5% y 5% por encima y por debajo de la tensión nominal.
3.6 Grupo de conexión El grupo de conexión será Dyn11.
3.9 Valores nominales de potencias, corrientes en vacío y pérdidas
3.7 Designación de bornes Los bornes del transformador se designarán según lo especificado en IRAM 2053-1, tal como se ilustra en la figura 1. 3.8 Conmutación La relación de transformación se podrá variar desde el exterior, únicamente cuando el transformador esté sin tensión. Para ello, se llevarán tomas del arrollamiento primario a un conmutador interno, el cual posibilitará la obtención de la tensión secundaria nominal bajo las tensio-
Los valores nominales de las potencias (Sr), las corrientes en vacío (Io), las pérdidas en vacío (Po) y las pérdidas debidas a la carga (PK), se establecen en las tablas 5 y 6. 3.10 Impedancia de cortocircuito Los valores de la impedancia de cortocircuito, referidos a 75 °C, serán los indicados en la tabla 7.
Tabla 4 - Regulación de la tensión primaria nominal Posición del conmutador
1
2
3
4
5
Para 13 200 V
13 860 V
13 530 V
13 200 V
12 870 V
12 540 V
Para 33 000 V
34 650 V
33 825 V
33 000 V
32 175 V
31 350 V
Tabla 5 - Potencias nominales, corrientes y pérdidas en vacío, y pérdidas debidas a la carga para transformadores con tensión primaria de 13,2 kV
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Potencia nominal Sr
Corriente en vacío I0
(kVA) 25 63 100 160 200 250 315 500 630 800 1 000 1 250 1 600 2 000 2 500
(% de Ir) 3,5 2,9 2,5 2,3 2,2 2,1 2,0 1,9 1,8 1,8 1,7 1,6 1,5 1,5 1,4
Transformadores con tanque de expansión Tipo I Tipo II P0 PK P0 PK (W) (W) (W) (W) 160 600 160 600 270 1 350 270 1 350 350 1 750 350 1 750 500 2 500 500 2 500 600 3 000 600 3 000 700 3 500 700 3 500 850 4 250 850 4 250 1 200 6 000 1 200 6 000 1 450 7 250 1 450 7 250 1 750 8 750 1 600 8 000 2 000 10 500 1 900 9 500 2 300 13 800 2 200 11 900 2 700 17 000 2 450 13 600 3 000 21 500 2 900 19 800 3 300 24 800 3 200 21 000
Transformadores sin tanque de expansión Tipo III P0 PK (W) (W) 160 600 270 1 350 350 1 750 500 2 500 600 3 000 700 3 500 850 4 250 1 200 6 000 1 450 7 250 1 600 8 000 1 900 9 500
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Tabla 6 - Potencias nominales, corrientes y pérdidas en vacío, y pérdidas debidas a la carga para transformadores con tensión primaria de 33 kV Potencia nominal (kVA) 25 63 100 160 200 250 315 500 630 800 1 000 1 250 1 600 2 000 2 500
I0 (% de Ir) 3,7 3,4 2,8 2,5 2,4 2,3 2,2 2,1 2,0 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,6
P0 (W) 190 320 420 600 700 850 950 1 250 1 500 1 800 2 200 2 500 2 900 3 200 3 600
PK (W) 650 1 500 1 900 2 800 3 250 4 000 4 800 6 400 7 600 9 800 11 700 14 200 17 800 22 000 26 000
Tabla 7 - Valores normales de la impedancia de cortocircuito Impedancia de cortocircuito (%) Sr ≤ 630 kVA
630 < Sr ≤ 1 250 kVA
Sr > 1 250 kVA
4
5
6
3.11 Corriente en vacío a 1,05 Ur La corriente en vacío, cuando la tensión primaria se incrementa en un 5% sobre la tensión nominal, no excederá de 2,2 veces la corriente en vacío establecida en 3.9 (tablas 5 y 6).
armado y lleno de aceite, al ser elevado con grúas o gatos, traccionado desde los cáncamos de traslación, o durante su transporte, de tal modo que no se produzcan deformaciones permanentes o se comprometa su estanquidad. Para todo ello se seguirán las expresas instrucciones del fabricante.
3.12 Tolerancias Para la evaluación de todas las características cuantificadas en los apartados 3.8, 3.9, 3.10 y 3.11, se aplican las tolerancias prescriptas en IRAM 2099. 3.13 Partes y accesorios
La cuba deberá soportar los ensayos de estanquidad, hermeticidad y resistencia mecánica que le correspondan, según IRAM 2475. Para los transformadores de potencia nominal mayor que 1 250 kVA, la cuba vendrá provista de cuatro apoyos para gatos y cáncamos de arrastre.
3.13.1 Cuba La cuba deberá resistir los esfuerzos que se produzcan en el transformador, completamente
En todos los casos, la cuba será de planta rectangular y su construcción responderá a las características siguientes:
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3.13.1.1 Se construirá en chapa de acero con espesores mínimos de 2 mm para cubas de paredes lisas y 1,6 mm para las del tipo aleteado. 3.13.1.2 La periferia del fondo y la brida superior serán reforzadas para soportar el peso del transformador completo. 3.13.2 Tubos y radiadores Los tubos y radiadores del sistema de enfriamiento tendrán una rigidez mecánica adecuada, para lo cual, cuando su número o disposición lo justifiquen, estarán mecánicamente vinculados entre sí y a la cuba. Se asegurará la permanente estanquidad de todos los accesorios de cierre y pasos al exterior, a fin de descartar pérdidas de aceite, lo que se verificará por medio del correspondiente ensayo de estanquidad. Cuando el sistema de enfriamiento consista de paneles radiantes, estos se construirán con chapa de 1,2 mm de espesor mínimo. Cuando el sistema de enfriamiento sea por cuba corrugada, los espesores mínimos de la chapa serán los indicados en el apartado 3.13.1.1. Para el sistema de enfriamiento por tubos lisos, el espesor mínimo de la pared de los tubos será de 1,25 mm. En todos los casos, el diseño del sistema de enfriamiento será tal que minimice las oclusiones de aire en su interior. 3.13.3 Limitador de la deformación de la junta En la pestaña de apoyo de la tapa se adoptará un sistema limitador que acote la deformación y evite el desplazamiento lateral de la junta de cierre. Una ejecución posible se ilustra en la figura 2. 3.13.4 Válvulas Para la evacuación del aceite se dispondrá en la parte inferior de la cuba, a ras del fondo y en la ubicación indicada en la figura 1, una válvula de bronce o de acero inoxidable, que asegure la estanquidad, con conexiones roscadas, con rosca Rc 1 x 11 (IRAM 5063).
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Para la extracción de muestras, el transformador tendrá una válvula de bronce o de acero inoxidable, que asegure la estanquidad, con rosca Rc 3/8 x 19 (IRAM 5063) y ubicada según se indica en la figura 1. El caño que conecta esta válvula estará prolongado en el interior de la cuba hasta 50 mm del fondo y de forma tal, que la boca de descarga quede a una altura no menor que 200 mm del nivel del piso sobre el que se apoyan las ruedas del transformador. Los transformadores de potencia nominal mayor que 1 250 kVA vendrán equipados con una válvula para permitir la circulación del aceite durante su tratamiento. Esta válvula será de bronce o de acero inoxidable, que asegure la estanquidad, con rosca Rc 1 x 11 (IRAM 5063) y ubicada sobre la tapa o la parte superior de la cuba, en posición diagonalmente opuesta a la válvula de evacuación (ver figura 1). Cualquiera sea la ubicación de esta válvula, el eje de su boca de salida deberá ser horizontal. Todas las válvulas serán provistas con tapones roscados que permitan su precintado. 3.13.5 Carro 3.13.5.1 Horquillas Las horquillas serán de acero laminado y responderán a lo indicado en las figuras 3, 4, 5 y 6. 3.13.5.2 Ruedas Las ruedas serán lisas, de acero laminado o forjado, o bien de fundición de hierro. Sus diámetros responderán a lo indicado en la tabla 8 y sus características constructivas serán las detalladas en las figuras 3, 4, 5 y 6. Las ruedas serán orientables en dos direcciones ortogonales coincidentes, respectivamente, con los ejes longitudinal y transversal del transformador. En ambas direcciones se conservará la misma trocha. 3.13.5.3 Trochas Las trochas nominales serán las indicadas en la tabla 8. Se define como trocha a la distancia entre los ejes geométricos de las ruedas lisas.
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Tabla 8 - Trochas y diámetro de las ruedas Potencia nominal Sr (kVA) Sr ≤ 200 250 ≤ Sr ≤ 500 630 ≤ Sr ≤ 1 000 1 250 ≤ Sr ≤ 2 000 Sr = 2 500
Trocha (mm) 600 ± 5 700 ± 5 800 ± 5 1 000 ± 5 1 200 ± 5
3.13.6 Conectores de tierra Cada conector consistirá en un bulón de 12 mm de diámetro y rosca M 12 x 1,75, con cabeza hexagonal, sus correspondientes arandelas y un buje firmemente soldado a la cuba y a la tapa (ver figura 7). Los bulones y los bujes serán de un latón que contenga aproximadamente 60% de cobre o bien, de acero inoxidable al cromo níquel del tipo 18/8. Las arandelas serán de latón. Se ubicarán, uno en la tapa, en la vecindad del borne de neutro, y el otro en la parte inferior de la cuba, aproximadamente en la misma vertical (ver figura 1). 3.13.7 Elementos de amarre para transporte Se dispondrán en la cuba elementos de amarre para el transporte, como, por ejemplo, el ilustrado en la figura 2. 3.13.8 Tapa La tapa no permitirá la acumulación de agua en ninguna de sus partes. Será solidaria con la parte activa, a fin de que sea elevada simultáneamente con ella. Tendrá resistencia suficiente como para que no sufra deformaciones permanentes al levantar el transformador completo o sin la cuba. Todo elemento de refuerzo que fuera necesario se ubicará en la parte interior y de modo tal que no impida el paso de gases hacia el tanque de expansión. La tapa será fácilmente desmontable de la parte activa. El espesor mínimo de la chapa de la tapa será de 4,70 mm. Los bulones de fijación de la tapa a la cuba tendrán un diámetro y una separación tal que ase-
Diámetro de las ruedas (mm) 100 150 150 200 200
guren una distribución uniforme de la presión a lo largo de la junta. No se admitirán deformaciones de la tapa que comprometan la estanquidad del transformador. Los bulones serán de acero inoxidable y responderán a IRAM 5042. La tapa tendrá una cavidad con vaina para termómetro ubicada en un lugar accesible, aún con el transformador bajo tensión (figura 1). Dicha vaina soldada a la tapa sobresaldrá de ella 20 mm y tendrá una profundidad interna libre de 150 mm sumergida en el aceite (figuras 8 y 9). La parte sobresaliente tendrá rosca Rc 3/4 x 19 (IRAM 5063) y un tapón sellador que podrá retirarse normalmente sin necesidad de herramientas especiales. Para garantizar la transmisión del calor, la vaina debe estar llena, hasta aproximadamente 30 mm debajo del borde, con el mismo aceite que contiene el transformador. La ubicación de los aisladores en la tapa, la denominación de los bornes y de los demás elementos, se indican en la figura 1. La identificación de los bornes se hará mediante marcas punzonadas o bien, mediante elementos metálicos en relieve soldados. Se ubicarán hacia el borde exterior de la tapa, para permitir su fácil lectura. Los caracteres identificatorios tendrán una altura mínima de 10 mm (ver figura 1). En los transformadores de potencia nominal menor o igual que 1 250 kVA, para el llenado y tratamiento del aceite, se colocará una tapa con rosca Rc 1 1/2 x 11 (IRAM 5063) (ver figura 10) ubicada en posición diagonalmente opuesta a la válvula de evacuación (ver figura 1).
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Se adoptarán las medidas necesarias para evitar el excesivo calentamiento localizado de la tapa originado por la corriente que circula por los terminales de baja tensión. 3.13.9 Elementos de izado Los transformadores estarán provistos de cáncamos ubicados en la tapa que permitirán su desencubado. En los transformadores de potencia nominal menor o igual que 1 250 kVA, estos cáncamos servirán también para levantar el transformador completo con su carga de aceite. En los transformadores de potencia nominal mayor que 1 250 kVA, para levantar el transformador completo con su carga de aceite, se podrán utilizar cáncamos o ganchos ubicados en la cuba. En este caso, se indicará en forma indeleble, en un lugar próximo a los cáncamos o ganchos, el uso correspondiente (solamente para desencubado, cáncamos de izado, etc.). Tanto los cáncamos como los ganchos tendrán agujeros o cavidades, respectivamente, de un diámetro mínimo de 40 mm. La disposición de los cáncamos y ganchos será tal que permita que las eslingas, formando un ángulo mínimo de 60° con respecto al plano de la tapa, no toquen los aisladores pasantes o los accesorios. Asimismo, estarán dispuestos de manera que se pueda desencubar o elevar el transformador completo manteniéndolo nivelado. Cualquiera sea la ubicación de los cáncamos, sobre la tapa o bien sobre la cuba, la construcción del transformador será tal que no se produzcan deformaciones permanentes, ni se vea comprometida su estanquidad ni su hermeticidad ante las maniobras normales de izado. 3.13.10 Tanque de expansión Para los transformadores cuya potencia nominal sea igual o mayor que 315 kVA, el tanque de expansión será desmontable. Para ello, la cañería de comunicación entre el tanque de expansión y la cuba tendrá bridas de unión con junta.
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Para el llenado y reposición del aceite tendrá en el centro de la parte superior, una tapa con rosca Rc 1 1/2 x 11 (IRAM 5063) (ver figura 10) Para su drenaje vendrá provisto, en cada extremo de la parte inferior, con un tapón con rosca Rc 1/2 x 14 (IRAM 5063) (ver figura 1). El único caño de comunicación del tanque de expansión con la cuba tendrá un diámetro interior de 25 mm. Este caño se introducirá 30 mm en el tanque a fin de evitar que los residuos y el agua decantada pasen a la cuba. Su capacidad no será menor que el 8% del volumen total de aceite del transformador, debiéndose cumplir además la condición de que no quede ni lleno ni vacío cuando se alcanzan, respectivamente, la temperatura máxima o la mínima a que puede llegar el aceite, para una temperatura del medio ambiente de 40 °C y de − 5 °C. 3.13.11 Deshidratador Todo transformador con tanque de expansión llevará un secador de aire que contendrá gel de sílice como agente deshidratante. El gel de sílice tendrá color azul en estado activo, virando al rosa al hidratarse, sirviendo así como indicador de su saturación. La capacidad del secador de aire será como mínimo de 600 cm3 para transformadores de potencia nominal menor o igual que 1 250 kVA. Para los transformadores de potencia nominal mayor que 1 250 kVA el secador de aire tendrá una capacidad mínima de 1 000 cm³. El recipiente que contiene el gel de sílice será transparente o con visor, incoloro, resistente a los agentes atmosféricos y protegido contra golpes accidentales. La reposición del gel de sílice podrá ejecutarse con facilidad, sin empleo de herramientas especiales. El deshidratador incorporará un sello hidráulico para impedir que el gel de sílice esté en contacto directo con la atmósfera, debiendo ser visible el nivel del aceite sellador.
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El deshidratador estará ubicado de forma tal que no exceda las dimensiones máximas del transformador. Será de fácil observación desde diferentes ángulos y de fácil acceso, aún con el transformador en servicio. El caño para la conexión entre el deshidratador y el tanque de expansión tendrá rosca R 3/4 x 19 (IRAM 5063), efectuándose la toma de acuerdo a la figura 1. Además, podrá tener otro u otros puntos de fijación al tanque de expansión. 3.13.12 Niveles Se dispondrá de dos niveles para visualizar el contenido de aceite del tanque de expansión, o bien de la cuba de los transformadores herméticos. Los niveles serán de lectura directa con visor de cristal templado o policarbonato resistente a la luz solar, con un espesor mínimo de 3 mm. El visor se apoyará sobre un fondo de color blanco. Tendrán un marco metálico con juntas de caucho sintético, fácilmente desmontable para su limpieza. Cada visor permitirá apreciar el nivel en las condiciones extremas indicadas en 3.13.10 y tendrá marcas indelebles que indiquen el nivel máximo, el nivel a 20 °C y el nivel mínimo del aceite. Estas marcas estarán grabadas en alto o bajorrelieve, sobre el marco del visor. Ambos niveles estarán ubicados de forma que permitan su visualización desde dos lados perpendiculares del transformador. Para los transformadores de tipo I, uno de los niveles deberá ser visible desde el lado de los bornes de baja tensión. Para los de tipo II, uno de los niveles deberá ser visible desde el lado de los bornes de alta tensión. Como alternativa a los dos niveles se podrá utilizar un único nivel, siempre y cuando su diseño y color de fondo sea tal que permita su fácil visualización desde dos lados perpendiculares del transformador. Este será de una única pieza, evitando la posibilidad de pérdidas, y apoyará sobre el lateral del tanque de expansión. A pedido del comprador, se podrá proveer el transformador con un indicador de nivel magnético. Estos indicadores de nivel tendrán un
cuadrante de 100 mm de diámetro como mínimo, con un contacto de alarma por nivel mínimo de aceite. En este indicador de cuadrante se marcarán los niveles máximo y mínimo correspondientes a las condiciones extremas de funcionamiento y el nivel a 20 °C. 3.13.13 Dispositivos de alivio de sobrepresiones A pedido, el transformador se proveerá con una chimenea de alivio. Estará ubicada sobre la tapa y tendrá un diámetro nominal mínimo de 75 mm. Podrá atravesar el tanque de expansión, con el que se comunicará mediante un orificio de 5 mm de diámetro, localizado en la parte superior del tanque. El extremo superior de la chimenea excederá en altura al tanque de expansión, su boca estará orientada hacia abajo y tendrá como elemento de cierre una lámina metálica debidamente protegida que deberá romperse a 30 kPa. También a pedido, en lugar de la chimenea de alivio, se podrá proveer una válvula de sobrepresión, cuya apertura se producirá a una sobrepresión de 30 kPa, y que se ubicará en la tapa. 3.13.14 Relé Buchholz Los transformadores llevarán relé Buchholz solamente en los casos en que se lo solicite expresamente. El relé será de dos flotantes con contactos de alarma y de desconexión. Se montará nivelado, en la posición indicada en la figura 11. La cañería de conexión entre la tapa de la cuba del transformador y el relé Buchholz tendrá una pendiente ascendente hacia el relé Buchholz de 2° aproximadamente. 3.13.15 Termómetro de cuadrante Sólo cuando se lo solicite expresamente, los transformadores tendrán instalados, en un lugar fácilmente observable, un termómetro de cuadrante para la medición de la temperatura del aceite, con contactos de alarma y de desconexión. Las agujas de alarma y de desconexión serán de arrastre. Dispondrá de una tercera aguja que indique la temperatura máxima alcanzada.
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3.13.16 Aisladores pasantes Los aisladores pasantes de media tensión serán de porcelana y para uso a la intemperie. Su color será gris cielo o, en su defecto, castaño. Para la tensión de 13,2 kV se utilizará el tipo A, según la figura 12, y para la tensión de 33 kV se utilizará el tipo B, según la figura 13. Estos aisladores deben responder a IRAM 2354. Los aisladores pasantes de baja tensión responderán a IRAM 62530 y serán de porcelana, para intemperie. Los de fase serán de color gris cielo o en su defecto, de color castaño y el neutro será de color blanco. La distancia en aire entre las partes metálicas bajo tensión, correspondientes a bornes de fases distintas y entre ellas y masa, será como mínimo de 200 mm para la tensión de 13,2 kV, y de 300 mm para la tensión de 33 kV. Para las partes metálicas de los bornes de baja tensión, las distancias mínimas en aire serán de 90 mm entre los bornes y de 60 mm entre los bornes y masa. Para los transformadores cuya potencia nominal es menor o igual que 100 kVA, se admitirán 70 mm y 50 mm, respectivamente. Estas distancias no se aplicarán necesariamente entre los bornes y sus accesorios y estructuras de fijación, las cuales estarán determinadas por las características de los aisladores y los otros elementos detallados en las figuras y condiciones de esta norma. Los aisladores pasantes de media tensión (13,2 kV ó 33 kV) estarán fijados a la tapa mediante piezas fundidas, estampadas o laminadas, de acero o bronce o aluminio. Serán indeformables en las condiciones normales de trabajo, y se podrán reemplazar sin desencubar el transformador. Para los aisladores pasantes de 13,2 kV se dispondrán tres piezas como mínimo, y cuatro para los de 33 kV. Se sujetarán mediante espárragos de acero inoxidable soldados a la tapa, de rosca métrica M 12 x 1,75 y tuercas de acero inoxidable. Entre dichas piezas, en caso de ser de acero, y la porcelana, deberán intercalarse chapas de cobre recocido de 1 mm de espesor mínimo (ver figuras 16 y 17).
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En los transformadores herméticos la cola de los aisladores pasantes de media tensión deberá quedar sumergida en el aceite, aún bajo las condiciones de servicio más desfavorables. Los pernos de los aisladores pasantes de media tensión tendrán un diámetro de 12 mm y rosca métrica M12 x 1,75. Sus dimensiones y formas deberán ajustarse a las figuras 14 y 15. Serán de bronce o latón, con un contenido mínimo de cobre del 60% y con una conductividad mínima del 28,8% de la del cobre recocido patrón. A pedido, se equiparán con conectores de conexión del tipo I de la figura 19. El capuchón de cierre será de latón 60/40 (Cu/Zn), de acuerdo con las figuras 14 y 15. El tipo de cierre de los aisladores pasantes de media tensión será realizado de acuerdo con dichas figuras y las tuercas serán de bronce con rosca según IRAM 5134. La conexión de los arrollamientos de media tensión con los respectivos pernos pasantes, se efectuará con cable flexible de cobre y unión por soldadura. A pedido, los aisladores pasantes de media tensión estarán provistos con explosores de cuernos, de dos etapas, de acero cincado, cuyas medidas y separación estarán de acuerdo con lo indicado en las figuras 16 y 17. El primer nivel se usa cuando el transformador no está protegido por descargadores y el segundo nivel cuando los posea. Los pernos de los aisladores pasantes de baja tensión (400 V) serán de cobre electrolítico duro, con una conductividad no menor del 98% del cobre recocido patrón, y tendrán las dimensiones indicadas en la tabla 10. La disposición de la parte inferior permitirá, para los transformadores con tanque de expansión, el libre ingreso del aceite al interior del aislador pasante. A pedido, se equiparán con conectores de bronce o latón, con un contenido mínimo de cobre del 60% y con una conductividad mínima del 28,8% de la del cobre recocido patrón, de acuerdo con la figura 19 y la tabla 11.
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Las uniones de los arrollamientos de baja tensión a los extremos interiores de los pernos se harán mediante una conexión sin soldadura.
Se utilizarán arandelas elásticas de presión, solapadas, dentadas o muelles. No se utilizarán las del tipo Grower.
La disposición y sellado del terminal de baja tensión se hará de acuerdo con la figura 18. Las tuercas serán de bronce con rosca según IRAM 5134.
3.13.19 Juntas
3.13.17 Arrollamientos El comprador indicará el material del conductor de los arrollamientos, los que cumplirán, según corresponda, con lo indicado en los párrafos siguientes. Los alambres y las planchuelas de cobre electrolítico responderán a las normas siguientes: − Alambres:
IRAM 2002; IRAM 2331; IRAM 2332; IRAM 2333; IRAM 2334 e IRAM 2335
− Planchuelas:IRAM 2002; IRAM 2193 e IRAM 2386.
Las juntas serán construidas con elastómeros resistentes al medio aislante y refrigerante, y resultarán aptas para el servicio continuo a temperaturas de hasta 105 °C. Se recomienda el compuesto de caucho acrilonitrilo butadieno (NBR), IRAM 113001, designado como 2 CH 7 105 B 14 E0 15. Los ensayos del compuesto se realizarán aplicando las normas siguientes: IRAM 113001, IRAM 113003, IRAM 113004, IRAM 113005, IRAM 113008, IRAM 113012 e IRAM 113025. La temperatura del ensayo será de 125 °C y el cambio de volumen máximo que sufrirá el material será del 20% (según IRAM 113001). El aceite mineral aislante para los ensayos de las juntas debe responder a IRAM 2026 clase IA. 3.13.20 Puesta a masa del núcleo
Los conductores de aluminio responderán a las normas siguientes: IRAM 2189, ASTM B 233 y ASTM B 324. En todos los casos los arrollamientos serán de aislación uniforme. Cuando las aislaciones sean en papel, estas deberán ser de dos capas como mínimo. Cuando los arrollamientos estén constituidos por conductores de diámetro menor que 1,5 mm, no se permitirán conexiones rígidas entre los extremos y sus derivaciones, así como tampoco en los terminales de los aisladores, bornes, conmutador, etc. Las partes de cobre desnudas, en contacto directo con el aceite, deberán ser estañadas, barnizadas o pintadas con pintura epoxi. 3.13.18 Seguro de tuercas En el interior del transformador serán aseguradas todas las tuercas colocadas en los elementos de fijación y soporte del núcleo, como también las del conmutador.
El núcleo tendrá una unión galvánica entre un punto de su paquete de chapas y uno de los prensayugos, mediante un puente de cobre de 35 mm² de sección como mínimo. 3.13.21 Conmutador La construcción y el ensayo del conmutador estarán de acuerdo con lo indicado en IRAM 62002. El fabricante del transformador deberá elegir un conmutador con los valores apropiados de tensión nominal, de corriente nominal y de aislación interna. El elemento de accionamiento tendrá una ubicación cómoda para el acceso de la mano del operador. En la proximidad del elemento de accionamiento se colocará una placa metálica con la leyenda: OPERAR SIN TENSIÓN, escrita con caracteres en mayúscula y de 8 mm de altura mínima.
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Los puntos de conmutación deben quedar de forma tal, que desde una sola posición del observador, del lado de baja tensión, puedan individualizarse con facilidad. La posición 1 corresponderá al mayor número de espiras activas y la posición 5 corresponderá al menor número de espiras activas. Las conexiones de derivación de los arrollamientos al conmutador, deben ser realizadas con métodos de probada eficacia. 3.13.22 Recubrimiento y terminación superficial Las superficies externas del transformador tendrán un recubrimiento superficial apropiado para soportar la acción de los agentes atmosféricos y climáticos que se presenten en el servicio normal, durante su utilización a la intemperie (ver apartado 3.2). El color de la terminación superficial del exterior del transformador deberá ser gris (código 09-1-020 de IRAM-DEF D 1054). El interior de la cuba y de la tapa del transformador, así como también los prensayugos, deberán tener un tratamiento adecuado y estarán pintados de color blanco 11-1-010 ú 11-1-020, según la designación IRAM-DEF D 1054. Las características de este tratamiento superficial serán tales que no resulte atacado por el aceite ni modifique sus propiedades.
chapa de acero o de fundición de aluminio. Poseerá en la parte frontal una tapa que permita el fácil acceso a la bornera. Vendrá provista de prensacables, ubicados en la parte inferior de la caja, para el paso de todos los conductores que sean necesarios. El sistema que se utilice para llevar los cables desde los accesorios a la caja de interconexión, evitará la acumulación del agua y el excesivo calentamiento de los cables. La caja de interconexión eléctrica estará montada en un lugar accesible sobre el transformador. Para el tipo l estará montado en el lateral correspondiente al tanque de expansión y para el tipo ll estará en un lugar accesible con el transformador en servicio. Las borneras serán del tipo componible para conductores de 1,5 mm2 a 6 mm2 de sección nominal y que cumplan con IRAM 2441. Estarán montadas sobre riel según IRAM 2441, independientemente de la corriente nominal del equipo, y serán extraíbles sin necesidad de desarmar toda la tira de bornes. No podrá conectarse más de un conductor por borne. Dentro de la caja se fijará, en el interior de la tapa, un plano eléctrico funcional protegido por un sistema que asegure su integridad con el transcurso del tiempo.
Los acabados superficiales del exterior del transformador, así como también el del interior de la cuba y de la tapa, serán tales que no se noten, a simple vista, rugosidades, huecos, rayaduras o cualquier otra imperfección superficial atribuible al pintado.
Los conductores serán flexibles, de una sección de 1,5 mm2 como mínimo, e identificados con numeradores legibles e indelebles en correspondencia con el esquema eléctrico funcional.
3.13.23 Caja de interconexión eléctrica
Todos los bulones, tuercas y arandelas de acero, ubicados en el exterior del transformador, serán de acero inoxidable.
Cuando a pedido del comprador, se haya solicitado la provisión del transformador con relé Buchholz (3.13.14) y/o con termómetro de cuadrante (3.13.15) y/o con nivel magnético (3.13.12), se deberá proveer también una caja con bornera de interconexión eléctrica para estos accesorios. Será apta para intemperie, con un grado de protección IP 543 (IRAM 2444), construida con
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3.13.24 Bulonería de acero exterior
3.14 Aceite aislante El transformador será provisto con la carga completa de aceite. El aceite aislante cumplirá con IRAM 2026. Será de clase IA, salvo que el pedido de oferta particular establezca otra clase diferente.
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3.15 Resistencia de aislación mínima a 20 °C Estos valores se obtienen aplicando la metodología y las correcciones de IRAM 2325, y serán los indicados en la tabla 9. Tabla 9 – Valores mínimos de la resistencia de aislación referidos a 20 °C
AT / masa-BT
Resistencia de aislación (MΩ) 1 000
BT / masa-AT
1 000
Medición entre
3.16 Identificación del transformador 3.16.1 Placa de características Será de latón o de acero inoxidable, de 195 mm × 195 mm × 1 mm de espesor mínimo, con leyendas en caracteres grabados y sujeta con tornillos o remaches. Se consignará en ella la información indicada en IRAM 2099 (ver figura 20). Se dispondrá de cuatro portaplacas, uno en cada costado (ver figura 1). 3.16.2 Número de fabricación Se grabará el número de fabricación del transformador con caracteres de 10 mm de altura, tanto sobre la tapa, en la proximidad de la toma de tierra, como en el prensayugo superior.
4 INSPECCIÓN Y RECEPCIÓN 4.1 Inspecciones durante la fabricación 4.1.1 Por convenio previo, el comprador podrá realizar inspecciones de los materiales y de los trabajos realizados durante la fabricación de los transformadores. A pedido del comprador, el proveedor informará el plan previsto de fabricación antes de su inicio. 4.1.2 En el transcurso de estas inspecciones el comprador hará las observaciones que corresponda, de acuerdo con los requisitos de esta
norma, las que serán documentadas en actas que deberán ser firmadas por ambas partes. 4.2 Directivas generales para los ensayos Se aplican las condiciones generales indicadas en el apartado 10.1 de IRAM 2099. Los ensayos especificados en esta norma se realizarán sobre transformadores totalmente terminados y listos para su despacho. Estos ensayos podrán ser presenciados por los representantes que expresamente haya designado el comprador a estos efectos. Para su realización, el proveedor, por su cuenta y cargo, pondrá a disposición de dichos representantes el personal y los medios necesarios. Todos los aparatos de medición utilizados para los ensayos deben ser de exactitud conocida y recalibrados regularmente, con trazabilidad vigente y certificada a patrones nacionales o internacionales, conforme con lo prescripto en el apartado 4.11 de IRAM-ISO 9001. Cuando, durante los ensayos de recepción, surgiera una duda razonable, el comprador podrá requerir la repetición, por su cuenta y cargo, y bajo su responsabilidad, de los ensayos que originaron la duda, con elementos, aparatos e instrumentos de su propiedad o bien, en laboratorios independientes. A los efectos de esta norma se aplicarán las definiciones siguientes: partida: Conjunto de transformadores de distribución de iguales características y de la misma fábrica, que corresponden a un pedido. remesa: Porción de partida entregada de una vez. 4.3 Ensayos de rutina Se realizarán sobre todas las unidades de cada remesa, en el orden siguiente: 4.3.1 Inspección visual, según el apartado 5.4. 4.3.2 Medición de la resistencia de aislación, según IRAM 2325.
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4.3.3 Ensayo dieléctrico con tensión aplicada (según IRAM 2105 e IRAM 2211). Para el arrollamiento de baja tensión se utilizará una tensión de ensayo de 3 kV eficaces. 4.3.4 Ensayo dieléctrico con tensión inducida (según IRAM 2105). 4.3.5 Medición de la resistencia eléctrica de los arrollamientos (según IRAM 2018). 4.3.6 Medición de la relación de transformación y verificación del grupo de conexión (según IRAM 2104). 4.3.7 Ensayo para determinar las pérdidas en vacío y la corriente en vacío a Ur y a 1,05 Ur (según IRAM 2106). 4.3.8 Ensayo para determinar las pérdidas debidas a la carga y la impedancia de cortocircuito (según IRAM 2106).
4.4.3 Ensayo del aceite aislante Se realizarán los ensayos de rigidez dieléctrica, índice de neutralización y aditivos antioxidantes, según IRAM 2026. Los resultados estarán dentro de los límites establecidos en la tabla 4 de IRAM 2400. Para el resto de los ensayos indicados en IRAM 2026 se aceptarán los protocolos de ensayos del fabricante del aceite, correspondientes a las partidas empleadas para llenar los transformadores. Los valores de las características medidas estarán dentro de los límites establecidos en IRAM 2026. 4.4.4 Funcionamiento de las válvulas Se comprobará el correcto funcionamiento de todas las válvulas, verificando que no se presente ninguna pérdida de aceite. 4.5 Ensayos de la partida
4.3.9 Ensayo de operación del conmutador sin tensión (según 5.2). 4.3.10 Ensayo de estanquidad en frío (según IRAM 2475, habiendo retirado todos los tapones de las válvulas). 4.3.11 Ensayo de los circuitos auxiliares. Si corresponde, se ensayarán según 5.3.
4.5.1 Generalidades Para partidas de 10 unidades o más se realizará sobre una unidad, a excepción del ensayo de impulso especificado en 4.5.3, los ensayos siguientes en el orden indicado, no aceptándose protocolos de ensayos anteriores.
4.4 Ensayos de remesa
Para partidas menores se realizarán estos ensayos cuando exista convenio al respecto.
4.4.1 Generalidades
4.5.2 Ensayo de calentamiento
Para remesas de 5 unidades o más se realizará sobre una unidad los ensayos siguientes en el orden indicado, no aceptándose protocolos de ensayos anteriores.
Se realizará según IRAM 2018, sobre la unidad de la partida que haya presentado las mayores pérdidas totales durante los ensayos de rutina de una de las remesas.
Para remesas menores se realizarán estos ensayos cuando exista convenio al respecto.
4.5.3 Ensayo dieléctrico con tensión de impulso
4.4.2 Control del recubrimiento y de la terminación superficial del exterior del transformador. Se realizará conforme a lo indicado en el apartado 5.1.
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Se realizará según IRAM 2211 (tabla 1 lista 2) e IRAM 2105, sobre la cantidad de unidades que resulta de aplicar la fórmula 3 N , siendo N ≥ 10 el número de transformadores correspondientes a cada partida. En caso de que resulte un número fraccionario, se tomará el número entero más próximo.
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Si uno de los especímenes no cumple el ensayo, se hará un segundo muestreo de doble cantidad que el primero. Si de la suma de ambos muestreos dos o más especímenes no cumplieran con el ensayo (como así también si en el primer muestreo falla más de un espécimen) se adoptará, por convenio previo, una de las dos opciones siguientes: a)
se procederá al ensayo de la totalidad de la partida, con separación y rechazo de los especímenes fallados, o bien;
b)
se rechazará la partida.
4.5.4 Ensayo de nivel de ruido Se realizará según IRAM 2437. 4.5.5 Ensayo de hermeticidad y estanquidad en caliente Se verificará según IRAM 2475, después de haber removido todos los tapones de las válvulas. 4.6 Ensayo especial a pedido Verificación del comportamiento del transformador ante cortocircuitos externos en bornes, según IRAM 2112.
5 MÉTODOS DE ENSAYO 5.1 Control de los recubrimientos y terminaciones superficiales El control de los recubrimientos y terminaciones superficiales se realiza mediante las verificaciones siguientes: 5.1.1 Inspección visual. Mediante una inspección visual se comprobará que el color corresponda al especificado y que el acabado superficial satisfaga los requisitos del apartado 3.13.22. 5.1.2 Espesor. Mediante un medidor apropiado se verifica el espesor del recubrimiento superficial, el que deberá estar comprendido dentro de los límites correspondientes al esquema de recubrimiento superficial aprobado.
5.1.3 Adherencia del recubrimiento. Se comprueba la adherencia del recubrimiento superficial según IRAM 1109, Método B6, debiéndose obtener un valor igual a 10. 5.1.4 Esquemas de recubrimiento superficial aprobados 5.1.4.1 A los efectos de esta norma, se consideran esquemas de recubrimiento superficial aprobados los siguientes: − para el exterior de la cuba: Las superficies exteriores de la cuba y de la tapa serán desoxidadas mediante alguna de las dos alternativas siguientes: a) granallado, b) desengrasado y posterior fosfatizado. El fosfatizante será a base de fosfato de cinc, hierro o manganeso. Dentro de las tres horas de efectuado cualquiera de los tratamientos anteriores se pintarán dichas superficies con antióxido de fondo según IRAM 1182, con un espesor de 40 µm (+20/-10) µm de película seca y se terminará con pintura esmalte sintética, del color especificado en 3.13.22, y que cumpla con IRAM 1107, de modo de obtener un espesor total, incluido el antióxido, de 110 µm (+50/-10) µm. − para el interior de la cuba: Las superficies interiores de la cuba y de la tapa serán desoxidadas mediante alguna de las dos alternativas siguientes: a) granallado, b) desengrasado y posterior fosfatizado. El fosfatizante será a base de fosfato de cinc, hierro o manganeso. Dentro de las tres horas de efectuado cualquiera de los tratamientos anteriores se pintarán dichas superficies con un esmalte epoxídico (IRAM 1198) del color especificado
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en 3.13.22, hasta totalizar un espesor mínimo de 40 µm (+20/-10) µm de película seca. 5.1.4.2 Todo esquema de recubrimiento superficial distinto del anterior, que proponga el fabricante, deberá ser aprobado siguiendo el procedimiento indicado en el anexo A. 5.2 Conmutador de tomas sin tensión El conmutador debe ser probado ejecutando veinte maniobras completas de conmutación sobre el campo de regulación. Al término de dicha prueba no debe advertirse ninguna traza de pérdida de aceite atribuible al conmutador. A los efectos de poner en evidencia cualquier pérdida, se espolvoreará talco u otro método de detección (por ejemplo: papel absorbente color madera) en la zona del conmutador. 5.3 Circuitos auxiliares En caso de que corresponda, todos los circuitos auxiliares se someterán durante un minuto a una tensión alterna de ensayo de 2 500 V, 50 Hz, aplicada entre la masa y todas las partes conductoras normalmente bajo tensión conectadas entre sí. Se verificarán los circuitos de acuerdo a los planos y se comprobará el funcionamiento de las protecciones. 5.4 Inspección visual Se verifican las dimensiones, la disposición de los accesorios, las marcaciones y la identificación, que deberán responder a lo especificado en esta norma y en los planos presentados por el fabricante con sus respectivas tolerancias.
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6 CERTIFICADO DE GARANTÍA Los transformadores conformes con esta norma deberán proveerse con un certificado de garantía que cubra al transformador completo y a sus accesorios por un período mínimo de veinticuatro meses, contados a partir de la fecha de finalización de los ensayos de recepción. Si durante el período de garantía el transformador tuviera que ser retirado del servicio por fallas imputables al fabricante, todo el tiempo que permanezca indisponible no se computará a los efectos del plazo de garantía. Durante el período de validez de la garantía, el fabricante deberá reemplazar los materiales o partes defectuosas. Durante el período de garantía todo reclamo pertinente se comunicará al fabricante en forma fehaciente. A partir de la fecha de esta comunicación, se dejará de computar, dentro del plazo de garantía, el tiempo que se demore en resolver el reclamo. Durante el período de garantía, toda pieza de reposición y las reparaciones realizadas estarán cubiertas por una garantía mínima de veinticuatro meses contados a partir de la fecha de la reposición o reparación. Cuando se produzcan sistemáticamente fallas repetitivas en distintos transformadores de una misma partida, que sean imputables a vicios ocultos, el fabricante procederá a corregir los defectos en todas las unidades que integran la partida a su exclusiva cuenta y cargo. El usuario podrá inspeccionar los trabajos de reparación y presenciar los ensayos que sean necesarios.
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Figura 1 – Transformador con tanque de expansión (transformador tipo I)
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Figura 2 – Cierre de tapa y amarre para el transporte
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Medidas en milímetros
Figura 3 - Carro para transformadores de potencia ≤ 200 kVA
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Medidas en milímetros
Figura 4 - Carro para transformadores de potencia ≥ 250 kVA y ≤ 500 kVA
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Medidas en milímetros
Figura 5 - Carro para transformadores de potencia ≥ 630 kVA y ≤ 1 000 kVA
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Medidas en milímetros
Figura 6 - Carro para transformadores de potencia ≥ 1 250 kVA y ≤ 2 500 kVA
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Medidas en milímetros
Figura 7 - Conector de tierra
29
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Medidas en milímetros
Figura 8 - Vaina para transformador sin tanque de expansión
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Figura 9 - Vaina para transformador con tanque de expansión
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Figura 10 - Tapa
Figura 11 - Ubicación del relé Buchholz
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Medidas en milímetros
Figura 12 - Aislador pasante Tipo A
32
IR AM 225 0 :2005
Medidas en milímetros
Figura 13 - Aislador pasante Tipo B
33
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Figura 14 - Vista del borne del aislador pasante Tipo A
34
IR AM 225 0 :2005 Medidas en milímetros
Detalle de la figura 14 35
IR AM 225 0 :2005
Figura 15 – Vista del borne del aislador pasante Tipo B
36
IR AM 225 0 :2005 Medidas en milímetros
Detalle de la figura 15 37
IR AM 225 0 :2005
Medidas en milímetros
Nivel
Dimensiones (mm) ds
si
a
di
d
1°
14
14
10
9,8
6
2°
20
20
10
17,3
6
Figura 16 - Explosores de cuernos de dos etapas para 13,2 kV y elementos de fijación del aislador pasante a la tapa
38
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Medidas en milímetros
Nivel 1° 2°
Medidas (mm) ds
si
34,3 34,3 55
55
a
di
d
18
29,2
8
18
52
8
Figura 17 - Explosores de cuernos de dos etapas para 33 kV y elementos de fijación del aislador pasante a la tapa
39
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Figura 18 - Bornes de baja tensión
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Medidas en milímetros
Detalle de la figura 18
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Tabla 10 - Dimensiones de los elementos del borne de baja tensión Medidas en milímetros 1) Tuerca hexagonal de latón Tipo Rosca A B
I M 12 X 1,75 10 19
II M 20 X 2,5 19 27
III M 30 X 3,5 25 52
IV M 42 X 4,5 30 60
V M 48 X 3 40 70
VI M 55 X 3 40 80
V M 48 X 3 70 31 7,5 8
VI M 55 X 3 80 31 8 8
V 80 49 67 30 5
VI 80 56 76 30 5
V 80 67 100 49 8
VI 100 76 120 56 9
IV 18 42 59
V 20 48 67
VI 22 55 76
IV 42 80 4
V 48 100 4
VI 55 120 4
IV 70 96 4
V 86 125 4
VI 100 145 4
IV M 42 X 4,5 42 120
V M 48 X 3 48 140
VI M 55 X 3 55 140
2) Tuerca cilíndrica de latón Tipo Rosca D1 C D D2
I M 12 X 1,75 25 10 5 3
II M 20 X 2,5 35 19 6 5
III M 30 X 3,5 50 25 7 6
IV M 42 X 4,5 60 30 8 8
3) Prensajunta superior de latón Tipo D3 D4 D5 E F
I 28 13 22 20 1,5
II 40 21 32 22 2
III 56 31 45 24 3
IV 70 43 59 26 3
4) Prensajunta inferior de latón Tipo D8 D9 D10 D11 H
I 28 22 32 13 4
II 40 32 45 21 5
III 56 45 63 31 6
IV 70 59 80 43 7
5) Anillo tórico de caucho Tipo G D6 D7
I 11 12 22
II 13 20 32
III 16 30 45 6) Junta de caucho
Tipo D12 D13 I
I 12 32 4
II 20 45 4
III 30 63 4
7) y 8) Juntas de caucho Tipo D14 = D16 D15 = D17 J=K
I 30 50 4
II 45 64 4
III 60 85 4 9) Perno de cobre
Tipo Rosca D L
42
I M 12 X 1,75 12 45
II M 20 X 2,5 20 75
III M 30 X 3,5 30 100
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Medidas en milímetros
Figura 19 - Conectores para el aislador pasante de baja tensión
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Tabla 11 - Valores normalizados de las corrientes nominales de los conectores para baja tensión de la figura 19 Corriente I (A)
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Tipo I
Tipo II
Tipo III
Tipo IV
I ≤ 250
250 < I ≤ 630
630 < I ≤ 1 000
1 000 < I ≤ 2 000
Tipo V
Tipo VI
2 000 < I ≤ 3 150 3 150 < I ≤ 4 000
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Medidas en milímetros
Figura 20 - Placa de características
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Anexo A (Normativo)
Verificación de los esquemas de recubrimiento superficial propuestos por el fabricante A.1 Generalidades En este anexo se definen los ensayos a realizar para verificar los esquemas de recubrimiento superficial distintos a los descriptos en 5.1.4, que pueda proponer el fabricante en su oferta, para proteger las superficies ferrosas del transformador. Estos esquemas de recubrimiento deberán ser definidos por el fabricante atendiendo a los requisitos establecidos en el apartado 3.13.22. A.2 Definición del esquema de recubrimiento superficial El fabricante definirá el esquema de recubrimiento que va a emplear para la fabricación de todos los transformadores pertenecientes a la provisión. Esta definición deberá incluir: a)
la descripción detallada de los tratamientos, procesos y pasos para efectuar el recubrimiento superficial;
b)
la identificación y características de los materiales a emplear para este proceso;
c)
los espesores garantizados de los recubrimientos superficiales con sus respectivas tolerancias.
A.3 Aprobación del esquema de protección superficial Un esquema de recubrimiento superficial resultará aprobado cuando un conjunto de tres probetas, preparadas por el fabricante del transformador, siguiendo estrictamente el esquema definido según el apartado A.2 anterior, supere exitosamente los ensayos correspondientes detallados en A.4. La aprobación de un esquema de recubrimiento superficial es una aprobación de tipo. Por lo tanto, estos ensayos no deberían repetirse en la medida que no se modifique alguno de los aspectos que definen al esquema. NOTA: El comprador puede reservarse el derecho de repetir estos ensayos, por su cuenta y cargo, sobre las probetas que, por convenio previo, puedan hacerse tratar con el mismo esquema de recubrimiento que se esté empleando durante el proceso de fabricación de los transformadores.
A.4 Ensayos del esquema de recubrimiento superficial Los ensayos se realizarán sobre probetas de 100 mm x 200 mm con un espesor de 1 mm, realizadas en chapa de acero de características similares a la de la chapa empleada para construir las paredes de la cuba del transformador y sobre las cuales se practicó el esquema de recubrimiento superficial definido por el fabricante. En la tabla A1 se indica qué ensayos, de los detallados en la tabla A2, corresponde aplicar según se trate de la verificación del esquema de recubrimiento superficial del interior de la cuba y de la tapa, y de los prensayugos, o bien, del esquema correspondiente al exterior del transformador.
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Se considera que el esquema es satisfactorio si ninguna de las probetas presenta fallas durante los ensayos correspondientes. Tabla A1 - Ensayos aplicables Para el recubrimiento superficial de:
el interior de la cuba, de la tapa y los prensayugos
el exterior del transformador
Ensayos aplicables de la tabla A2 III - VI – VII I - II - IV - V - VI – VII
Tabla A2 - Ensayos del esquema de recubrimiento superficial Ensayo I – Impacto
Método
Parámetros de ensayo
Requisitos para aprobar el ensayo
ASTM D 2794 Para espesores de paneles de El recubrimiento no deberá mostrar ningún 1 mm ± 0,2 mm con una energía agrietado del tipo d (IRAM 1023) o signos de 28 daN.cm. de falta de adherencia (ensayado según VI).
II – Resistencia IRAM 1109 a la abrasión Método B16
Carga de 1,0 daN.
El mínimo número de ciclos para gastar el recubrimiento hasta llegar al metal base será de 3000. El abrasivo a utilizar será la piedra CS10 de TABER u otra equivalente.
III – Resistencia al aceite
Durante 168 h a 90 °C de temperatura en el aceite (IRAM 2026).
El recubrimiento, después de las 168 h, no perderá adhesividad (ensayo VI) ni elasticidad (ensayo VII), ni tampoco se verificará ampollado o cambio de color. A su vez, el aceite, después de las 168 h, deberá satisfacer los requisitos de IRAM 2400 (según su tabla 4).
ISO 2028
IV – Resisten- IRAM 1109 350 h de ensayo cia al envejeMétodo B14 o cimiento acele- ISO 11341 rado V – Resistencia IRAM 121 a la niebla salina
VI – Adherencia
IRAM 1109 Método B6
VII – Elasticidad
IRAM 1109 Método B5
El recubrimiento no mostrará cambio de color, tizado, ampollado, pérdida de elasticidad (ensayo VII) ni de adherencia (ensayo VI).
500 h de ensayo con rayado.
El recubrimiento no mostrará corrosión a los costados del rayado a más de 2 mm. Los paneles se colocarán con un Las probetas en general no mostrarán sigángulo entre 15º y 30º, con res- nos de corrosión o manchas de óxido, pecto a la vertical. ni pérdida de adherencia (ensayo VI). —
No se deberá desprender ninguna de las cuadrículas.
Diámetro de la varilla de dobla- Mirando con lupa de diez aumentos en la do = 20,7 x espesor de la chapa zona doblada no se observará cuarteado, agrietado, descascarado u otra falla. de la muestra (en milímetros). NOTA: El espesor de la chapa de la muestra, debe estar comprendido entre 0,5 mm y 0,8 mm.
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Anexo B (Normativo)
Datos técnicos característicos Los datos técnicos característicos a indicar por el fabricante en su oferta serán los siguientes:
Designación
Dato característico
Fabricante Clasificación según 3.1
(∗)
Norma IRAM 2250
(∗)
Medio aislante y refrigerante (marca y denominación)
(∗)
Potencia nominal
(∗)
Tensión primaria nominal
(∗)
Masas aproximadas, en kilogramos: a) núcleo b) arrollamiento de baja y media tensión c) núcleo con arrollamientos d) cuba y accesorios e) medio aislante y refrigerante f) transformador completo Dimensiones aproximadas, en milímetros: a) alto b) largo c) ancho Material de los arrollamientos:
(∗)
Accesorios a pedido: a) Chimenea de alivio o válvula de sobrepresión b) Relé Buchholz c) Termómetro de cuadrante d) Indicador de nivel magnético e) Explosores de cuernos f) Conectores para los bornes de baja tensión g) Conectores para los bornes de media tensión
(∗)
(∗)
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Dato que debe garantizar el fabricante.
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Anexo C (Normativo)
Protocolo de ensayos de recepción En el protocolo de ensayos de recepción constarán, como mínimo, los datos que se indican a continuación: a)
Control de la vigencia de los certificados de verificación del instrumental empleado en el ensayo.
b)
Datos de la placa de características.
c)
Resistencia óhmica de los arrollamientos primario y secundario en la toma principal y su referencia a 75 °C.
d)
Relación de transformación en todas las tomas y verificación del grupo de conexión.
e)
Pérdidas en vacío.
f)
Corriente en vacío al 100% y al 105% de la tensión nominal.
g)
Pérdidas debidas a la carga referidas a 75 °C.
h)
Impedancia de cortocircuito referida a 75 °C.
i)
Resistencia de aislación y temperatura de ensayo.
j)
Resultados de los ensayos dieléctricos realizados.
k)
Resultado del ensayo de estanquidad en frío.
l)
Control de los recubrimientos y terminaciones superficiales.
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Anexo D (Informativo)
Bibliografía En el estudio de este documento se tuvieron en cuenta los antecedentes siguientes: IRAM - INSTITUTO ARGENTINO DE NORMALIZACIÓN IRAM 2099:1994 - Transformadores de potencia. Generalidades. IRAM 2250:1977 - Transformadores de distribución. Tipificación de características y accesorios. IRAM 2476:2001 - Transformadores de subtransmisión. Tipificación de características y accesorios. Información suministrada por los Miembros del Subcomité y propia del IRAM.
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Anexo E (Informativo) El estudio de esta norma ha estado a cargo de los organismos respectivos, integrados en la forma siguiente:
Subcomité de Transformadores de potencia Integrante
Representa a:
Ing. Ing. Tco. Ing. Ing. Tco.
Ricardo AIMARETTI Juan C. ARCIONI Héctor S. BLANCATO Fernando CAMPUS J. Deño DUDYK Marcelo A. FERREIROA
Ing. Ing. Ing. Sr. Ing. Ing. Ing. Ing. Ing. Ing. Ing. Ing. Ing. Ing. Sr. Ing. Ing.
Domagoj GALINOVIC D. A. GONZÁLEZ J. B. GUZMÁN Eduardo J. KLOSTER Ricardo KUSZMANN Gustavo A. LUJÁN Oscar R. MARTÍN Juan C. MINGRONE Francisco J. MONTI Alejandro OGHIEVSKI A. RABOLINI Carlos A. REGAZZONI Ismael L. REY Luis O. SCHUJMAN Ángel D. STRAGLIATI Armando BIANCHI Osvaldo D. PETRONI
TADEO CZERWENY S.A. ASOCIACIÓN ELECTROTÉCNICA ARGENTINA E.P.E.-SANTA FE TUBOS TRANS ELECTRIC S.A. SECHEEP OCEBA - ORGANISMO DE CONTROL DE LA ENERGÍA DE LA PCIA. BS. AS. TRANSENER S.A. TUBOS TRANS ELECTRIC S.A. LAB. ALTA TENSIÓN – U.N.C. FOHAMA ELECTROMECÁNICA S.R.L. ENELER S.R.L. FAC. CS. EXTAS. FIS. Y NAT. - U.N.C. EPE – SANTA FE ADEERA TUBOS TRANS ELECTRIC S.A. INVITADO ESPECIALISTA ESTABLECIMIENTOS MIRÓN S.A. ENELER S.R.L. TADEO CZERWENY S.A. FAC. CIENCIAS EXTAS. E INGENIERÍA – U.N.R. TRANSFORMADORES VASILE Y CÍA. IRAM IRAM
Comité General de Normas (C.G.N.) Integrante Ing. Ing. Ing. Dr. Ing.
Juan C. ARCIONI Samuel MARDYKS Norberto O’NEILL Mario PECORELLI Raúl DELLA PORTA
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ICS 29.180 * CNA 6120
* Corresponde a la Clasificación Nacional de Abastecimiento asignada por el Servicio Nacional de Catalogación del Ministerio de Defensa.
