NMX-J-284-ANCE-2006

NORMA

NORMA MEXICANA ANCE

PARA USO EXCLUSIVO DE MAGNELEC, S.A. DE C.V.

TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA - ESPECIFICACIONES

NMX-J-284-ANCE-2006

POWER TRANSFORMERS AND AUTOTRANSFORMERS SPECIFICATIONS

La presente norma fue emitida por la Asociación de Normalización y Certificación, A. C., "ANCE" y aprobada por el Comité de Normalización de la ANCE, "CONANCE", y por el Consejo Directivo de ANCE. La entrada en vigor de esta norma será 60 días naturales después de la publicación de su declaratoria de vigencia en el Diario Oficial de la Federación. Esta norma es de aplicación nacional.

CONANCE

Publicación de la Declaratoria de Vigencia en el Diario Oficial de la Federación: 26 de abril de 2006

Cancela a la: NMX-J-284-ANCE-1998


Derechos Reservados  Asociación de Normalización y Certificación, A. C. Av. Lázaro Cárdenas No. 869 Fracc. 3, Col. Nueva Industrial Vallejo C.P. 07700, Del. Gustavo A. Madero México D.F. MAYO 1999 / FEBRERO 2006 ______________________________________________________


NMX-J-284-ANCE-2006

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE ANCE “CONANCE”

PRESIDENTE VICEPRESIDENTE

SECRETARÍA TÉCNICA

VOCALIAS

DIRECCIÓN GENERAL DE NORMAS

CT 14 TRANSFORMADORES

CÁMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS ELÉCTRICAS CT 20 CONDUCTORES COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD LAPEM

CT 28 COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO

LUZ Y FUERZA DEL CENTRO

CT 32 FUSIBLES

Alta tensión Baja tensión Conectadores Accesorios para conductores eléctricos aislados de energía GT AM Alambre magneto GT CA Cintas aislantes SC 28A Coordinación de aislamiento GT 28B Técnicas de prueba en alta tensión SC 32A Alta tensión SC 32B Baja tensión

CT 61 SEGURIDAD EN APARATOS ELECTRODOMÉSTICOS Y SIMILARES

SC SC SC SC SC

61-A Enseres mayores 61-B Enseres menores 61-D Aire acondicionado 61-F Herramientas eléctricas portátiles PB Pilas y baterías

CT 64 INSTALACIONES ELÉCTRICAS

SC 1, SC 2, SC 3, SC 4, SC 5, SC 6, SC 7, SC 8, SC 9 y SC 10

CT CONTROL Y DISTRIBUCIÓN INDUSTRIAL (CDI)

COMISIÓN NACIONAL PARA EL AHORRO DE ENERGÍA

PROCURADURÍA FEDERAL DEL CONSUMIDOR

CT

PRODUCTOS Y ACCESORIOS PARA INSTALACIONES ELÉCTRICAS (PIE)

CÁMARA NACIONAL DE COMERCIO

CÁMARA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE TRANSFORMACIÓN CT FEDERACIÓN DE COLEGIOS DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DE LA REPÚBLICA MEXICANA

20A 20B 20D 20E

34A 34B 34C 34D

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS DEL RAMO DE INSTALACIONES PARA LA CONSTRUCCIÓN

SC SC SC SC

SC SC SC SC

UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

ASOCIACIÓN NACIONAL DE FABRICANTES DE APARATOS DOMÉSTICOS

SC 14A Transformadores de Distribución SC 14B Transformadores de Potencia GT´s GC, TI, PC, TS, LA, MP

CT 34 ILUMINACIÓN

INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS

CONFEDERACIÓN DE CÁMARAS NACIONALES DE COMERCIO, SERVICIOS Y TURISMO

SUBCOMITÉS

COMITÉS TÉCNICOS

GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN (GTD)

SC SC SC SC SC SC SC GT GT

Lámparas Portalámparas Balastros Luminarios

CDI-A CDI-B CDI-C CDI-D CDI-E CDI-F CDI-G CMT TMT

Reglas generales Arrancadores y contactores Centros de control de motores Envolventes para equipo eléctrico Desconectadores Interruptores automáticos Tableros de baja tensión Controladores de media tensión Tableros de media tensión

SC SC SC SC SC SC SC SC

PIE-A Cajas registro PIE-B Áreas peligrosas PIE-C Tubos de acero PIE-C1 Tubos metálicos PIE-C2 Tubo no metálicos PIE-C3 Accesorios para tubos PIE-D Soportes tipo charola para cables PIE-E Interruptores de circuito por falla a tierra SC PIE-F Receptáculos y clavijas SC PIE-G Máquinas rotatorias SC PIE-H Pararrayos SC PIE-I Ductos y canaletas SC PIE-J Extensiones SC PIE-K Artefactos eléctricos GT Métodos de prueba SC GTD-A Corta circuitos fusible SC GTD-B Sistemas de control de centrales generadoras SC GTD-C Aisladores SC GTD-D Apartarrayos SC GTD-E Capacitores SC GTD-F Cuchillas y Restauradores SC GTD-H Interruptores de potencia

GRUPOS DE TRABAJO

COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS ELECTRICISTAS

GT EMC GT MS GT EE

i

Compatibilidad electromagnética Máquinas para soldar Equipos electromédicos

NMX-J-284-ANCE-2006


PREFACIO La presente Norma Mexicana fue elaborada por el Subcomité de Transformadores de Potencia - SC 14 B, perteneciente al Comité Técnico de Transformadores - CT 14, del Comité de Normalización de la Asociación de Normalización y Certificación, A.C., con la participación de las instituciones y empresas siguientes:

-

ASOCIACIÓN NACIONAL DE FABRICANTES DE TRANSFORMADORES ELÉCTRICOS,

-

CÁMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS ELÉCTRICAS,

-

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD,

-

INDUSTRIAS IEM,

-

LUZ Y FUERZA DEL CENTRO,

-

PROLEC GE,

-

RED NACIONAL DE LABORATORIOS DE PRUEBA - RENALP,

-

VOLTRAN.

ii

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ÍNDICE DEL CONTENIDO Página 1

OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN.........................................................................1

2

REFERENCIAS...........................................................................................................1

3

DEFINICIONES ..........................................................................................................2

4

CLASIFICACIÓN EN FUNCIÓN DEL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO ...................................7 4.1 4.2 4.3 4.4

5

aislante, aislante, aislante, aislante,

enfriados por aire .............................................7 enfriado por aire y por líquido aislante forzado .....7 enfriados por agua ...........................................7 enfriados por aire y líquido aislante forzados .......7

Condiciones generales de servicio...................................................................7 Especificaciones térmicas ............................................................................ 10 Especificaciones eléctricas........................................................................... 11 Nivel de ruido audible.................................................................................. 17 Sistema de preservación del líquido aislante................................................... 17 Líquido aislante .......................................................................................... 18 Construcción del tanque .............................................................................. 19 Especificaciones para los accesorios ............................................................. 21 Equipos y accesorios opcionales ................................................................... 27

CARACTERÍSTICAS DE CORTOCIRCUITO .................................................................. 31 7.1 7.2 7.3 7.4

8

líquido líquido líquido líquido

CONSTRUCCIÓN..................................................................................................... 17 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5

7

en en en en

ESPECIFICACIONES...................................................................................................7 5.1 5.2 5.3 5.4

6

Sumergidos Sumergidos Sumergidos Sumergidos

Requisitos de cortocircuito........................................................................... 31 Componentes............................................................................................. 34 kVA base .................................................................................................. 34 Cálculo de la temperatura de los devanados durante un cortocircuito ................ 35

REQUISITOS DE PRUEBA ......................................................................................... 37 8.1 8.2 8.3 8.4

Generalidades ............................................................................................ 37 Pruebas de prototipo................................................................................... 37 Pruebas de rutina........................................................................................ 37 Pruebas opcionales ..................................................................................... 37

9

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 59

10

CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES ................................................. 59

APÉNDICE A

NORMAS DE CONSULTA ............................................................................ 60

APÉNDICE B

ADHERENCIA DEL ACABADO EN EL TANQUE ............................................... 60

iii

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TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA ESPECIFICACIONES POWER TRANSFORMERS AND AUTOTRANSFORMERS SPECIFICATIONS

1

OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN

Esta Norma Mexicana establece los requisitos eléctricos, mecánicos y de prueba de los transformadores de potencia. La presente norma mexicana se aplica a transformadores y autotransformadores sumergidos en líquido aislante, servicio intemperie e interior, autoenfriados y/o con enfriamiento forzado, monofásicos y trifásicos, mayores de 500 kVA. Esta norma no incluye: -

2

transformadores transformadores transformadores transformadores transformadores ZAG).

para convertidores estáticos, de prueba, para horno de arco, para tracción montados en equipo rodante, para conexión de neutro a tierra (estrella interconectada o ZIG-

REFERENCIAS

Para la correcta utilización de esta Norma Mexicana es necesario consultar y aplicar las Normas Oficiales Mexicanas y Normas Mexicanas siguientes o las que las sustituyan: NOM-008-SCFI-2002

Sistema general de unidades de medida.

NOM-063-SCFI-2001

Productos eléctricos - Conductores - Requisitos de seguridad.

NMX-J-109-1977

Transformadores de corriente.

NMX-J-116-ANCE-2005

Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación Especificaciones.

NMX-J-123-ANCE-2001

Aceites minerales aislantes para transformadores - Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.

NMX-J-150/1-ANCE-1998

Coordinación de aislamiento - Parte 1: Definiciones, principios y reglas.

NMX-J-153-1972

Clasificación de materiales aislantes.

NMX-J-169-ANCE-2004

Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia Métodos de prueba.


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NMX-J-234-ANCE-2001

Aisladores - Boquillas de porcelana de alta y baja tensión para equipo de distribución, servicio exterior e interior - Especificaciones.

MNX-J-438-ANCE-2003

Conductores - Cables con aislamiento de policloruro de vinilo, 75 ºC y 90 ºC para alambrado de tableros - Especificaciones.

MNX-J-534-ANCE-2001

Tubos (conduit) de acero tipo pesado para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios - Especificaciones y métodos de prueba.

3

DEFINICIONES

Para los propósitos de esta norma se aplican las definiciones siguientes: 3.1 transformador: dispositivo eléctrico, que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica de uno o más circuitos, a uno o más circuitos a la misma frecuencia y transformando usualmente los valores de tensión y corriente. 3.2

transformador de potencia: transformador que tiene una capacidad mayor de 500 kVA.

3.3 transformador sumergido en líquido aislante: transformador en devanados se encuentran sumergidos en líquido aislante.

el cual el núcleo y los

3.4 transformador prototipo: transformador de tipo particular que representa a todo un conjunto con características nominales iguales. Un transformador deja de ser prototipo si presenta características que se desvían del resto del conjunto que representa. 3.5 autotransformador: transformador en el que los dos devanados están interconectados eléctricamente. 3.6 capacidad nominal: aquella que suministra el transformador cuando circula en sus devanados la corriente nominal a tensión y frecuencia nominales en forma continua, sin exceder los límites de elevación de temperatura especificados. NOTAS 1 2

Ambos devanados de un transformador de dos devanados tienen la misma capacidad nominal que, por definición, es la capacidad nominal del transformador. Para transformadores de varios devanados debe establecerse el valor de la capacidad nominal de cada uno de ellos.

3.7 características nominales: valores numéricos asignados a las cantidades que definen la operación del transformador en las condiciones especificadas en esta norma.

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3.8

Conexiones

3.8.1 conexión delta: aquella en la que los devanados de un transformador trifásico o los de tres monofásicos asociados en un banco trifásico de la misma tensión, se conectan en serie para formar, un circuito cerrado simétrico. 3.8.2 conexión en delta abierta: aquella en la que los devanados de dos transformadores monofásicos asociados a un sistema trifásico de la misma tensión, se conectan en forma asimétrica en serie quedando un circuito abierto. 3.8.3 conexión estrella: conexión de devanados en la que un extremo de cada uno de los devanados de fase de un transformador polifásico, o de cada uno de los devanados de la misma tensión nominal de transformadores monofásicos asociados en un banco polifásico, se conecta a un punto común (el neutro) y el otro extremo a su terminal de línea apropiada. 3.9 corriente de excitación: corriente que circula a través de las terminales de un devanado del transformador cuando se le aplica tensión y frecuencia nominal, manteniéndose las terminales de los otros devanados en circuito abierto. Debe expresarse en por ciento con respecto a la corriente nominal del devanado bajo prueba. NOTAS 1 2

Para transformadores con varios devanados, este por ciento se refiere al devanado de mayor capacidad. Para transformadores polifásicos, las corrientes de excitación en las diferentes terminales pueden ser diferentes. Si los valores de estas corrientes no se dan separadas, la corriente de excitación es la media aritmética de estas corrientes.

3.10 corriente nominal: corriente que fluye a través de una terminal de un devanado, calculada, dividiendo la capacidad nominal del devanado entre la tensión nominal del mismo. 3.11 derivaciones: porción del devanado compuesta de una o más espiras, cuya finalidad es modificar la relación de tensiones y corrientes. 3.12 desplazamiento angular: ángulo entre el vector que representa la tensión de línea a neutro de una fase de alta tensión, y el vector que representa la tensión de línea a neutro, en la fase correspondiente en el lado de baja tensión. Se conviene que los fasores giran en sentido contrario al de las manecillas del reloj, véase la figura 4. 3.13 devanado: conjunto de espiras que forman un circuito eléctrico asociado con una de las tensiones asignadas al transformador. NOTAS 1 2

Para un transformador polifásico, el devanado es la combinación de los devanados de fase (véase 3.13.6). Para autotransformadores, la parte compartida por los circuitos primarios y secundarios, se le llama devanado común, la restante se le llama devanado serie.

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3.13.1 devanado auxiliar: devanado destinado a alimentar una carga pequeña comparada con la capacidad total del transformador. 3.13.2 devanado con aislamiento graduado: devanado en el cual el aislamiento a tierra está graduado en forma decreciente, desde la terminal de línea hasta la terminal del neutro. 3.13.3 devanado de aislamiento uniforme: devanado en el cual el aislamiento a tierra está diseñado para soportar en todos sus puntos, la tensión de prueba a frecuencia nominal correspondiente a su terminal de línea. 3.13.4 devanado primario: devanado por donde es alimentado el transformador. Para transformadores reductores es el de mayor tensión y para transformadores elevadores es el de menor tensión. 3.13.5 devanado secundario: devanado donde es conectada la carga. Para transformadores reductores es el de menor tensión y para transformadores elevadores es el de mayor tensión. 3.13.6

devanado de fase: conjunto de espiras que constituye una fase del sistema polifásico. NOTA - El término devanado de fase no debe utilizarse para identificar el conjunto de devanados de una fase cualquiera.

3.13.7 devanado terciario: devanado adicional de un transformador, el cual puede llevar sus terminales al exterior para conectarse a otro circuito, o bien permanecer interno para fines de operación en el sistema como devanado estabilizador. 3.13.8 devanado estabilizador: devanado suplementario conectado en delta, especialmente usado en un transformador conectado en estrella-estrella, para reducir la impedancia de secuencia cero del transformador. NOTAS 1 2

La reducción de esta impedancia puede ser necesaria, por ejemplo, para reducir la magnitud de la tensión de tercera armónica o para estabilizar las tensiones al neutro. Un devanado se considera como estabilizador, si sus terminales no son llevadas al exterior para conectarse a un circuito externo. Sin embargo, se pueden sacar una o dos puntas (adyacentes), destinadas para conexión a tierra; por ejemplo, en un transformador trifásico, si se sacan las tres terminales de la delta, éste debe considerarse como un devanado como se define en 3.13.4, 3.13.5 y 3.13.7 según sea el caso.

3.13.9 devanados abiertos: devanados de fase de un transformador polifásico que no están interconectados dentro del transformador. 3.14 diagrama vectorial: notación convencional que indica las conexiones respectivas de los devanados de alta, media y baja tensión y sus relativos desplazamientos de fase.


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3.15 elevación de temperatura de los devanados: diferencia entre la temperatura promedio de los devanados obtenida por el método de resistencia óhmica y la temperatura promedio del medio ambiente. 3.16

frecuencia nominal: frecuencia de operación para la cual está diseñado el transformador.

3.17 impedancia de secuencia cero: impedancia expresada en ohms por fase a frecuencia nominal, entre las terminales de línea de un devanado trifásico conectado en estrella, todas interconectadas, y su terminal de neutro. NOTA - El valor de la impedancia de secuencia cero depende no solamente de la conexión de los devanados mismos, sino también de la forma en que los otros devanados y sus términales estén conectados en cualquiera de los casos de la construcción del núcleo.

3.17.1 por ciento de impedancia: relación de tensiones expresada en por ciento entre la tensión de impedancia y la tensión nominal. 3.18 nivel de aislamiento: es la combinación de valores de tensión (a baja frecuencia e impulso) que caracteriza el aislamiento de cada uno de los devanados y sus partes asociadas, con respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos. 3.19

Pérdidas

3.19.1 pérdidas debidas a la carga: potencia activa que se consume cuando circula la corriente nominal a través de los devanados, a frecuencia nominal y se expresan en watts. 3.19.2 pérdidas en vacío: potencia activa que consume el transformador, cuando se le aplica tensión nominal a frecuencia nominal en las terminales de un devanado, estando los otros en circuito abierto, y se expresa en watts. 3.19.3 pérdidas del sistema de enfriamiento: consumo total del sistema de enfriamiento (bombas y/o ventiladores). 3.19.4 pérdidas totales: suma de las pérdidas en vacío, las pérdidas debidas a la carga y, cuando aplique, pérdidas del sistema de enfriamiento. NOTA - Para transformadores de varios devanados, las pérdidas totales se refieren a una condición específica de carga.

3.20

Pruebas a transformadores

Las definiciones correspondientes se indican en NMX-J-169-ANCE.

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3.21 relación de transformación: relación de tensiones (medida en vacío) de un devanado con respecto a otro devanado. 3.22

tensión de impedancia a corriente nominal a)

transformadores de dos devanados: tensión que debe aplicarse, a frecuencia nominal, a las terminales de un devanado de un transformador, para que a través de las mismas circule la corriente nominal cuando las terminales del otro devanado están en cortocircuito.

b)

transformadores de devanados múltiples: para una determinada combinación de dos devanados es la tensión que debe aplicarse, a frecuencia nominal, a las terminales de uno de los devanados, para que circule la corriente nominal correspondiente al devanado de menor capacidad, estando las terminales del otro devanado en cortocircuito y los demás devanados en circuito abierto. A fin de simplificar ciertos cálculos, puede ser conveniente recalcular las tensiones de impedancia de las distintas combinaciones a una misma base de potencia nominal.

3.23 tensión de las derivaciones: tensión en vacío entre las terminales del devanado para la derivación correspondiente, cuando se aplica tensión nominal en otro devanado. 3.24 tensión máxima del sistema: tensión eficaz más alta de línea que puede mantenerse en condiciones normales de operación, en cualquier momento y en cualquier punto del sistema. NOTA - La tensión en vacío de ciertas derivaciones puede exceder la tensión más alta del sistema.

3.25 tensión nominal: aquella a la que se refieren sus características de operación y funcionamiento. 3.26 sistema.

tensión nominal del sistema: tensión eficaz de línea a línea por la cual se designa

el

NOTA - Esta tensión no es necesariamente la misma que la tensión nominal del devanado del transformador conectado al sistema.

3.27 tensión nominal de un devanado: tensión que debe aplicarse, o inducirse en vacío, entre las terminales de un devanado del transformador. NOTAS 1 2

Las tensiones nominales de todos los devanados aparecen simultáneamente cuando la tensión aplicada en vacío a uno de ellos, tiene su valor nominal. Para los transformadores monofásicos de un banco trifásico, la tensión de un devanado destinado a conectarse en estrella, se indica por medio de una fracción en donde el numerador es la tensión entre fases y el denominador es 3 .

3.28 rigidez dieléctrica: propiedad de un dieléctrico de oponerse a una descarga, se mide por la intensidad del campo eléctrico.

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4

CLASIFICACIÓN EN FUNCIÓN DEL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO

La clasificación de transformadores de potencia se hace en función de los sistemas de disipación de calor. Los transformadores de potencia se clasifican como se indica en los incisos siguientes: 4.1

Sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire a) b) c)

4.2

4.3

por

aire

forzado

Sumergidos en líquido aislante, enfriado por aire y por líquido aislante forzado a)

Autoenfriado, enfriado por aire forzado y enfriado por aire y líquido aislante forzados (ONAN/ONAF/OFAF),

b)

Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire y líquido aislante forzados (ONAN/OFAF/OFAF).

Sumergidos en líquido aislante, enfriados por agua a) b) c)

4.4

Autoenfriado (ONAN), Autoenfriado y enfriado por aire forzado (ONAN/ONAF), Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento (ONAN/ONAF/ONAF).

Enfriado por agua forzada (ONWF), Enfriado por agua y líquido aislante forzados (OFWF), Enfriado por agua forzada y líquido aislante forzado y dirigido (ODWF).

Sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire y líquido aislante forzados a) b)

Enfriado por aire y líquido aislante forzados (OFAF), Enfriado por aire forzado y líquido aislante forzado y dirigido (ODAF).

5

ESPECIFICACIONES

5.1

Condiciones generales de servicio

5.1.1

Lugar de instalación

Los transformadores de potencia deben diseñarse para servicio intemperie o servicio interior de acuerdo con las necesidades del usuario.

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5.1.2

Temperatura del ambiente y del medio refrigerante

Los transformadores sujetos a esta norma, deben ser capaces de operar a su capacidad nominal, siempre que la temperatura del ambiente no exceda de 40 ºC y la temperatura promedio del ambiente durante cualquier periodo de 24 h, no exceda de 30 ºC. Para transformadores enfriados por agua, la temperatura del agua a la entrada del sistema de enfriamiento, no debe exceder de 30 ºC y su promedio no debe exceder de 25 ºC en un periodo de 24 h. Se recomienda que la temperatura promedio del ambiente, se calcule promediando las lecturas obtenidas durante 24 h, efectuando estas lecturas cada hora. Puede utilizarse el promedio de las temperaturas máxima y mínima durante el día; por lo general, el valor obtenido en esta forma es ligeramente mayor que el promedio real diario, pero no en más de 0,3 ºC. 5.1.3

Altitud de operación

Los transformadores destinados a operar a una altitud entre 0 m y 1 000 m deben diseñarse para operar a una altitud de 1 000 m. 5.1.4

Efecto de la altitud en la elevación de la temperatura

El aumento de la altitud produce disminución en la densidad del aire, lo cual a su vez incrementa la elevación de temperatura en los transformadores que dependen del aire para su disipación de calor. Por lo tanto, debe tomarse en cuenta lo anterior para la operación de los transformadores, en las formas que a continuación se indican: a)

Operación a capacidad nominal

Transformadores construidos para altitudes de 1 000 m, pueden operarse a capacidad nominal a mayores altitudes, siempre que la temperatura ambiente promedio máxima, no exceda de los valores indicados en la tabla 1. b)

Operación a capacidad reducida

Si la temperatura del medio ambiente promedio máxima excede de los valores indicados en la tabla 1, pero sin exceder la temperatura promedio indicada en 5.1.2, puede operarse a capacidad reducida en el porcentaje que se indica en la tabla 2, por cada 100 m en exceso de los 1 000 m de altitud. 5.1.5

Efecto de la altitud en la rigidez dieléctrica del aire

La rigidez dieléctrica de algunas partes del transformador, que dependen total o parcialmente del aire para su aislamiento, disminuye conforme la altitud aumenta. Para obtener la rigidez dieléctrica a una altitud que exceda 1 000 m para un nivel de aislamiento, la rigidez dieléctrica a 1 000 m de altitud, debe multiplicarse por el factor de corrección de la tabla 3.

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5.1.6

Operación arriba de la tensión nominal o debajo de la frecuencia nominal

Los transformadores deben ser capaces de: b) Operar continuamente arriba de la tensión nominal o debajo de la frecuencia nominal, al máximo valor de Kva nominal en cualquier derivación, sin exceder los límites de elevación de temperatura establecidos, siempre y cuando se tengan las condiciones siguientes: 1)

la tensión secundaria y la relación volt por hertz no excedan en 5 % de los valores nominales;

2)

el factor de potencia de la carga sea 80 % o mayor;

3)

la frecuencia sea al menos 95 % del valor nominal.

c) Operar continuamente sin carga, arriba de la tensión nominal o debajo de la frecuencia nominal en cualquier derivación, sin exceder los límites de elevación de temperatura establecidos, cuando la tensión o los volt por hertz no excedan en 10 % de los valores nominales. NOTA – Para el caso de transformadores multidevanados o autotransformadores, este punto se aplica únicamente a las condiciones de carga usadas como base para el diseño. Estas condiciones de carga involucran la coordinación de los Kva de entrada y salida, factores de potencia de la carga y combinación de tensiones de devanados. Diferencias en la carga y tensión de regulación de los devanados de salida, pueden impedir que todas las terminales de salida alcancen 105 % de tensión simultáneamente. En ningún caso los Kva de salida continuos, deben exceder sus capacidades nominales.

5.1.7

Condiciones especiales de servicio

Condiciones de servicio fuera de las indicadas en los párrafos anteriores, deben especificarse previamente al fabricante. Ejemplo de algunas de estas condiciones son las siguientes: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Vapores o atmósferas dañinas, exceso de polvo, polvo abrasivo, mezclas explosivas de polvos o gases, vapor de agua, ambiente salino, humedad excesiva. Vibraciones anormales, inclinación, golpes y sismos. Temperaturas ambientes menores de -5 ºC y mayores de 40 ºC. Condiciones de transporte o almacenaje especiales. Limitaciones de espacio. Sobrecorrientes repetitivas producidas por la carga, como en el caso de arranque de motores. Otras condiciones de operación, dificultades de mantenimiento, tensión desbalanceada o necesidades especiales de aislamiento. Contenido de corrientes armónicas producidas por cargas no lineales. Altitudes de operación superiores de 1 000 m.

Las condiciones especiales deben definirse por el usuario, de acuerdo con las necesidades específicas de aplicación, lo cual no excluye al fabricante del cumplimiento del resto de la presente norma.


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5.2

Especificaciones térmicas

5.2.1

Límite de elevación de temperatura para capacidades nominales

La elevación de la temperatura de un transformador a tensión y frecuencia nominales y a capacidad plena sobre la temperatura ambiente, no debe exceder los valores dados en la tabla 4. 5.2.1.1

Temperatura de referencia para evaluación de los parámetros eléctricos del transformador

Cuando la elevación de temperatura promedio de los devanados es de 55 ºC, la temperatura de referencia es de 75 ºC. Si la elevación es de 65 ºC, la temperatura de referencia es de 85 ºC. 5.2.1.2

Temperatura del líquido aislante

El transformador debe operar en el intervalo de variación de temperatura del líquido aislante de la parte superior de -5 ºC a 105 ºC. NOTA - La operación a estas temperaturas puede causar que el dispositivo de presión-vacío opere para aliviar la presión excesiva, ya sea positiva o negativa.

5.2.2

Operación con temperatura ambiente mayor que la normal

Si el transformador se destina para servicio donde la temperatura del medio ambiente excede alguno de los valores máximos del inciso 5.1.2, en no más de 10 ºC, la elevación de temperatura permisible para los devanados, partes metálicas y líquido aislante debe reducirse de la manera siguiente: -

5.2.3 1 000 m

en 5 ºC si el exceso de temperatura es igual o menor que 5 ºC, en 10 ºC si el exceso de temperatura es mayor que 5 ºC y menor o igual que 10 ºC.

Factores de corrección de temperatura del líquido aislante para altitudes mayores de

Para transformadores sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire, diseñados para operar a una altitud mayor de 1 000 m, pero probados en altitudes diferentes a lo solicitado, la elevación de temperatura del líquido aislante debe corregirse por los siguientes valores por cada 100 m, en exceso de 1 000 m, en donde opere el transformador: -

Transformadores sumergidos en líquido aislante, enfriados por aire natural 0,4 % Transformadores sumergidos en líquido aislante con circulación natural y 0,6 % forzada, enfriados con aire forzado

Estas reducciones en los límites de elevación de temperatura no son aplicables a transformadores enfriados con agua.


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5.3

Especificaciones eléctricas

5.3.1

Capacidades nominales preferentes

Las capacidades nominales preferentes en kVA, para transformadores de una y tres fases, autoenfriados y con pasos de enfriamiento, son las indicadas en la tabla 5. 5.3.2

Capacidad de las derivaciones y tensiones adicionales

Todas las derivaciones y tensiones adicionales deben ser a capacidad nominal, excepto cuando se especifique de manera diferente, en cuyo caso debe indicarse en la placa de datos. 5.3.3

Tensiones nominales preferentes

Las tensiones nominales preferentes entre fases para transformadores en vacío, son las indicadas en la tabla 6. 5.3.4

Frecuencia nominal

La frecuencia de operación debe ser 60 Hz.

5.3.5

Número y tensión de las derivaciones

Si no se especifica de otra manera, los transformadores deben estar provistos de derivaciones para operación con el transformador desenergizado. Deben usarse cuatro derivaciones de 2,5 % cada una, dos arriba y dos abajo de la tensión nominal del devanado de mayor tensión. La diferencia de las tensiones de las derivaciones extremas no debe exceder del 10 % de la tensión nominal a menos que se especifique de otra manera. 5.3.6

Designación de las tensiones nominales de los devanados

Las tensiones nominales de los devanados así como su representación esquemática, se indican en la figura 1 para transformadores monofásicos y en la figura 2 para transformadores trifásicos. 5.3.7

Niveles de aislamiento y valores para pruebas dieléctricas

Los transformadores deben diseñarse para proveer la coordinación entre niveles de aislamiento de baja frecuencia e impulso en las terminales de línea y niveles de aislamiento a baja frecuencia en las terminales del neutro. La identificación principal de un grupo de niveles coordinados es su tensión de aguante al impulso por rayo normalizado (NBAI).


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La tensión del sistema y el tipo de transformador pueden tener influencia en los niveles de aislamiento y en los procedimientos de prueba. Al respecto, los transformadores de potencia se dividen en dos diferentes clases: 1)

Transformadores de potencia clase I, incluyen los transformadores de potencia con devanados de alta tensión de 69 kV y menores.

2)

Transformadores de potencia clase II, incluyen los transformadores de potencia con devanados de alta tensión mayores de 69 kV.

En la tabla 7 se muestran los niveles de aislamiento coordinados para transformadores de potencia clase I. En la tabla 8 se muestran los niveles de aislamiento coordinados para transformadores de potencia clase II. En la tabla 9 se muestran los niveles mínimos de prueba de aislamiento de fase a fase para transformadores de potencia clase I. En la tabla 10 se muestran los niveles de aislamiento mínimo para las terminales del neutro. Para los métodos de pruebas, véase NMX-J-169-ANCE. 5.3.7.1

Terminales de línea del transformador

Debe asignarse a cada terminal de línea de los devanados del transformador, un valor de tensión de aguante al impulso por rayo normalizada (NBAI) de acuerdo con las tablas 7 u 8. El nivel de aislamiento debe asignarse independientemente de sí las pruebas son o no efectuadas. Los devanados para tensiones de sistema de 115 kV y mayores deben diseñarse para niveles de aislamiento al impulso por maniobra (NBAIM) asociado con su NBAI. Además los devanados de baja tensión deben diseñarse para soportar los esfuerzos resultantes de las pruebas de impulso por maniobra en el devanado de alta tensión, independientemente de que estas pruebas estén o no especificadas. Cuando así se requiera, deben especificarse niveles de aislamiento y pruebas de frente de onda. De otra manera, no se requiere que el aislamiento resista esta prueba. Debe especificarse si cada terminal de línea de los devanados en estrella es adecuada para operación con el neutro no puesto a tierra. Los devanados que no tengan terminales exteriores, deben soportar las tensiones resultantes de las diferentes pruebas que se apliquen a otras terminales. En caso de devanados conectados en estrella y con aislamiento graduado, el nivel de prueba del potencial aplicado de las terminales de línea debe ser igual al de la terminal de neutro. 5.3.7.2

Transformadores con derivaciones

Los transformadores pueden suministrarse con derivaciones para tensiones mayores que la tensión nominal, sin aumentar los niveles de aislamiento especificados en las tablas 7 ú 8, siempre y cuando estas derivaciones no excedan más de 10 % de la tensión nominal del sistema correspondiente.

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5.3.7.3

Terminales del neutro de un transformador

Cuando el devanado de los transformadores está diseñado únicamente para conexión estrella y el neutro sea sacado fuera del tanque, se le asignará un nivel de prueba de baja frecuencia. Este nivel de prueba de baja frecuencia puede ser menor que el asignado a la terminal de línea. El nivel de prueba de baja frecuencia asignado a terminales del neutro aterrizados sólidamente o a través de una impedancia, no debe ser menor que el especificado en la tabla 10, columna 2. El nivel de prueba de baja frecuencia asignado para otros casos, debe ser coordinado con las tensiones que pudieran ocurrir entre el neutro y tierra durante la operación normal, o durante condiciones de falla, sin que dicho nivel sea menor que los especificados en la tabla 10, columnas 2 y 3. Cuando se especifique, las terminales del neutro deben diseñarse para un NBAI específico, en lugar de un nivel de prueba de baja frecuencia. El nivel de aislamiento de una terminal del neutro de un devanado, puede ser diferente del nivel de aislamiento de la boquilla del neutro, en cuyo caso, las pruebas dieléctricas en el neutro deben ser determinadas por el de menor nivel de aislamiento. No deben asignarse niveles de aislamiento a terminales de neutro de los devanados, si éstas no se sacan del tanque a través de una boquilla. En tales casos, la terminal del neutro del devanado debe conectarse al tanque y éste debe estar sólidamente conectado a tierra. 5.3.7.4

Coordinación de niveles de aislamiento

Para la correcta aplicación de la coordinación de aislamiento, aplicar la NMX-J-150/1-ANCE. 5.3.7.5 Tensiones de prueba a baja frecuencia en las terminales de línea para transformadores de potencia clase I 5.3.7.5.1

Generalidades

Los requisitos de prueba a baja frecuencia para transformadores de potencia clase I deben establecerse utilizando pruebas de tensión aplicada y tensión inducida o combinaciones de ellas. 5.3.7.5.2

Requisitos a)

Debe desarrollarse una tensión a tierra (no necesariamente al neutro) en cada terminal de acuerdo con la tabla 7, columna 6. Para devanados sin aislamiento graduado, esta tensión debe mantenerse a través del devanado.

b)

Debe desarrollarse una tensión de fase a fase entre terminales de línea de cada devanado trifásico de acuerdo con la tabla 7, columna 6 ó la tabla 10, columna 2, según se aplique.

c)

Debe desarrollarse una tensión de dos veces la tensión nominal de vuelta a vuelta en cada devanado.

NMX-J-284-ANCE-2006 14/60


5.3.7.5.3

Excepciones a)

Sujeto a la limitación de que la prueba de tensión a tierra, tiene que realizarse como se específica en 5.3.7.5.2 (a) en las terminales de línea del devanado con la menor relación entre la tensión de prueba y las mínimas vueltas, los niveles de prueba pueden reducirse de tal manera, que ninguno de los tres niveles de prueba requeridos en 5.3.7.5.2 deban excederse para cumplir los requisitos de los otros dos, esto es, ningún devanado necesita ser probado arriba de su nivel específico, con el fin de cubrir los requisitos de prueba de otro devanado.

b)

Para devanados en delta, la tensión a tierra desarrollada en cada terminal debe estar de acuerdo con la tabla 7, columna 6, para el NBAI especificado; por otro lado, se puede reducir la tensión dentro del devanado a un 87 % de la tensión desarrollada en las terminales.

5.3.7.6 Tensiones de prueba a baja frecuencia en las terminales de línea para transformadores de potencia clase II 5.3.7.6.1

Prueba de tensión inducida con medición de descargas parciales

Con el transformador conectado y excitado en la forma como va ha estar en servicio, se le debe realizar una prueba de tensión inducida como se indica en la figura 3. Los valores de descargas parciales no deben exceder 500 pC en la prueba de una hora al 150 % de la tensión nominal (columna 5, tabla 8). 5.3.7.6.2

Prueba de tensión aplicada

Las terminales de línea de los devanados en delta y todas las terminales de los devanados en estrella en sistemas no aterrizados, deben recibir una prueba de tensión aplicada durante un minuto en los niveles indicados en la tabla 8, columna 7. 5.3.7.7 Tensión de prueba a baja frecuencia en las terminales del neutro para todos los transformadores Cada terminal de neutro debe recibir una prueba de tensión aplicada de acuerdo con su nivel de aislamiento asignado a baja frecuencia (tabla 10). 5.3.7.8

Pruebas de impulso

5.3.7.8.1

Pruebas de impulso por descargas atmosféricas

Para transformadores clase I la prueba es de prototipo y para transformadores clase II la prueba es de rutina. La prueba de impulso por descarga atmosférica debe incluir: una onda reducida, 2 ondas cortadas y una onda completa. Las pruebas de impulso por descarga atmosférica sólo deben hacerse en devanados que tengan terminales fuera del tanque. 5.3.7.8.2

Pruebas de impulso por maniobra

Para transformadores de 230 kV y mayores, deben realizarse las pruebas de impulso por maniobra y para transformadores con tensiones menores sólo cuando el cliente lo estipula. El aislamiento de otros devanados debe ser capaz de soportar las tensiones resultantes de la aplicación del nivel de impulso por maniobra requerido en las terminales de alta tensión, aunque tales tensiones pueden exceder en otros devanados el NBAIM designado por la tabla 8.


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Cuando se aplique el impulso por maniobra en las terminales de alta tensión y resulte que en otro devanado la tensión es menor que el requisito de NBAIM de la tabla 8, para dicho devanado, no es necesario realizar una prueba adicional para demostrar la resistencia del aislamiento. NOTA - Las pruebas de impulso por maniobra en las terminales de línea de alta tensión, pueden provocar que otras terminales de línea alcancen niveles mayores o menores, dependiendo de los niveles relativos al NBAIM, de las relaciones de vueltas entre devanados y de las conexiones de prueba. Independientemente de este hecho, la tensión en las terminales de alta tensión debe controlarse y aplicarse la prueba de impulso por maniobra en las terminales de alta tensión, al nivel especificado en la tabla 8.

5.3.8

Pérdidas y su tolerancia

Los valores de pérdidas debidas a la carga, en vacío y, cuando aplique, del sistema de enfriamiento deben acordarse entre el usuario y el fabricante. Las pérdidas obtenidas por prueba de uno o varios transformadores de un lote dado, no deben exceder los porcentajes indicados en la tabla 11, a menos que se indiquen otros valores. El error del equipo de medición de pérdidas debe ser de ± 3 % como máximo. 5.3.9

Impedancias y su tolerancia

La impedancia debe ser medida en todas las capacidades especificadas, en las conexiones de tensiones nominales. Si no se especifica de otra manera, la impedancia debe ser de acuerdo con la tabla 12. La tolerancia de la impedancia debe ser como sigue:

5.3.10

a)

La impedancia de un transformador de dos devanados, debe tener una tolerancia de ± 7,5 % del valor especificado.

b)

La impedancia de un transformador de tres o más devanados, debe tener una tolerancia de ± 10 % del valor especificado.

c)

La tolerancia de la impedancia de un autotransformador debe ser del ± 10 % del valor especificado.

Variación de la tensión de impedancia en las derivaciones

La variación en por ciento de la tensión de impedancia en cualquier derivación, con respecto a la de la derivación de tensión nominal, no debe ser mayor que los valores de tensión de la derivación expresada como porcentaje del valor de tensión nominal. NOTA - Lo anterior no es aplicable para transformadores con cambiador de derivaciones bajo carga.

5.3.11

Relación de transformación y su tolerancia

La relación de transformación está basada en la relación de vueltas de los devanados. La relación de las tensiones está sujeta al efecto de la regulación a diferentes cargas y factores de potencia.

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La tolerancia para la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser ± 0,5 % de las tensiones indicadas en la placa de datos para todas las derivaciones. Si la tensión por vuelta excede de 0,5 % de la tensión nominal del devanado, las tensiones de las derivaciones deben corresponder a la tensión de la vuelta más próxima. 5.3.12

Regulación y su tolerancia

La regulación de un transformador se expresa en porcentaje de la tensión nominal del secundario. La regulación debe ser determinada para la tensión, kVA y frecuencia nominales por medio de cálculos basados en la impedancia y pérdidas debidas a la carga medidas. Los cálculos de regulación deben basarse en una temperatura de referencia igual a la elevación de temperatura promedio nominal de los devanados más 20 ºC. 5.3.13

Polaridad, desplazamiento angular, secuencia de fases y designación de terminales

5.3.13.1

Polaridad para transformadores monofásicos

Todos los transformadores monofásicos deben ser de polaridad substractiva. 5.3.13.2

Desplazamiento angular en transformadores trifásicos

El desplazamiento angular entre las tensiones de fase de alta y baja tensión en un transformador trifásico con conexiones delta-delta o estrella-estrella, debe ser de 0º como se muestra en los diagramas (a) y (b) de la figura 4. El desplazamiento angular entre las tensiones de fase de alta y baja tensión en un transformador trifásico con conexiones delta-estrella o estrella-delta debe ser 30º con la baja tensión atrasada con respecto a la alta tensión, como se muestra en los diagramas (c) y (d) de la figura 4. NOTA - El desplazamiento angular de un transformador polifásico, es el ángulo expresado en grados entre el vector que representa la tensión de línea a neutro o neutro virtual de alta tensión y el vector de la tensión de fase correspondiente en el lado de baja tensión.

5.3.13.3

Secuencia de fases

La secuencia de fases debe ser en orden 1, 2, 3 y en el sentido de giro contrario a las manecillas del reloj. 5.3.13.4

Designación de terminales

Los devanados de un transformador deben distinguirse uno del otro como sigue: Para los transformadores de dos devanados, el de alta tensión se designa con la letra H y el de menor tensión con la letra X. Para los transformadores de más de dos devanados, se designa con las letras H, X, Y y Z.

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La secuencia de esta designación se determina como sigue: El devanado de tensión más alta se designa con la letra H y los demás devanados con las letras X, Y y Z, en orden decreciente de las tensiones. En el caso de que dos o más devanados tengan la misma tensión pero diferente capacidad, se asignan las letras en orden decreciente según la capacidad. Las terminales del transformador deben identificarse con una letra mayúscula y un número. Ejemplo H1, H2, H3, X1, X2, X3. La terminal de neutro en transformadores trifásicos debe identificarse con la letra propia del devanado y el número cero. Por ejemplo: H0, X0. Una terminal de neutro que sea común a dos o más devanados de transformadores, debe ser identificada con la combinación de las letras de los devanados y con el número cero. Por ejemplo: H0X0. Si un transformador monofásico tiene un devanado con dos terminales y una de ellas está directamente a tierra, ésta debe designarse con la letra correspondiente y el número 2.

5.4

Nivel de ruido audible

El nivel de ruido audible de los transformadores, medido según la NMX-J-169-ANCE, no debe exceder los valores indicados en la tabla 13. Para transformadores con cambiador bajo carga tipo reactivo además de las mediciones conforme al método indicado en NMX-J-169-ANCE, debe realizarse una medición del nivel de ruido en la posición impar de menor tensión, para observar el efecto de la energización del reactor preventivo.

6

CONSTRUCCIÓN

6.1

Sistema de preservación del líquido aislante

El transformador debe ser diseñado para cumplir con alguno de los sistemas de preservación del líquido aislante que a continuación se describen: -

sistema de tanque sellado, sistema con gas inerte, sistema con tanque de expansión.

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6.1.1

Sistema de tanque sellado

Es aquel en donde el interior del tanque se sella aislándolo de la atmósfera de tal forma que el volumen del gas más el del líquido aislante, permanecen constante en el intervalo de variación de temperatura del transformador en operación (consulte 5.2.1.2). NOTA - De tal manera que la presión no exceda 69 kPa ó –55 kPa.

Para los transformadores de 2 500 kVA o más y con NBAI de 200 kV o más; el tanque debe proveerse con un dispositivo de alivio de presión-vacío, ajustado para operar a las máximas presiones de operación (positivas y negativas), que se indican en la placa de datos. 6.1.2

Sistema con gas inerte

Es aquel en el cual el interior del tanque se sella con respecto a la atmósfera, en el intervalo de variación de temperatura de operación (consulte 5.2.1.2), por medio de un sistema de presión positiva mantenida con gas inerte desde una fuente separada y un sistema de válvula reductora de presión. El sistema debe mantener la presión positiva en el interior del tanque de tal manera, que ésta no sea menor de 7 kPa, ni mayor de 56 kPa. 6.1.3

Sistema con tanque de expansión

Es aquel en el cual el líquido aislante contenido en el tanque del transformador esta sellado con respecto a la atmósfera a través de un tanque de expansión; la variación volumétrica del liquido en el tanque principal es absorbida por el tanque de expansión; conectado al tanque principal y parcialmente lleno de líquido aislante; el volumen del tanque de expansión debe ser tal que mantenga el nivel de líquido aislante satisfactorio para el intervalo de variación de temperatura del transformador en operación (consulte 5.2.1.2). El tanque de expansión puede estar aislado de la atmósfera, por medio de los dispositivos siguientes: a) b) c) 6.1.4

6.2

respiración a través de un desecador, sellado con gas inerte como se indica en 6.1.2, aislado de la atmósfera mediante una bolsa de neopreno o un diafragma.

Aplicación de los sistemas de preservación del líquido aislante a)

Para transformadores menores de 10 MVA (ONAN) y tensiones menores de 115 kV, se recomienda usar el sistema de tanque sellado.

b)

Para transformadores de 10 MVA o mayores y tensiones de 115 kV o mayores, se recomienda usar el sistema con tanque de expansión.

Líquido aislante

El líquido aislante debe cumplir con lo siguiente: -

no tóxico, contenido de bifenilos policlorados (BPC): menor de 2 mg/kg (2 p.p.m.), lo cual se considera como libre de este contaminante.

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Si el líquido aislante es aceite mineral, debe cumplir con los requisitos indicados en la NMX-J-123. Para otros líquidos aislantes, deben acordarse las características y métodos de prueba entre fabricante y usuario

6.3

Construcción del tanque

El tanque del transformador debe estar diseñado de tal manera que cuando esté totalmente ensamblado, soporte sin deformación permanente, una presión 25 % mayor que la presión máxima de operación que resulte del tipo de sistema de preservación del líquido aislante utilizado. Adicionalmente, el transformador totalmente ensamblado debe someterse a la prueba de hermeticidad a una presión (medida en la parte superior) de 69 kPa, con una duración de 6 h, de acuerdo con la NMXJ-169-ANCE. Si la capacidad del transformador es de 5 MVA o mayor, o el NBAI es de 350 kV o mayor, el tanque principal, la cubierta, los radiadores, el tanque de expansión y los accesorios, deben ser capaces de resistir, sin sufrir daños o deformaciones permanentes, los esfuerzos producidos al aplicar un valor de presión negativa (vacío) de 102 kPa, al nivel del mar. Para capacidades de 5 MVA o mayores, o NBAI de 350 kV o mayores, el tanque debe ser provisto con válvulas de bloqueo tipo mariposa, superiores e inferiores para los radiadores, las cuales deben indicar la posición de abierto o cerrado y estar bridadas al tanque. Todas las superficies donde se coloquen empaques, deben estar lisas y planas, tener la suficiente rigidez mecánica para asegurar una compresión adecuada de los empaques y deben proveerse de retenes para evitar sobrecompresión de los mismos. En todas las aberturas que requieran bridas; éstas deben ser soldadas al tanque. 6.3.1

Cubierta

La cubierta principal debe diseñarse de tal manera, que evite la acumulación de agua en su superficie. Preferentemente debe unirse al tanque soldada; cuando se especifique suministrarla atornillada, la tornillería debe ser galvanizada por inmersión en caliente o de acero inoxidable. Los transformadores de 2 500 kVA o mayores, o NBAI de 200 kV o mayor, deben proveerse con un dispositivo aliviador de presión en la cubierta del tanque. 6.3.2

Registros

Deben proveerse los registros de mano o de hombre necesarios ya sea en la cubierta o en las paredes del tanque que ofrezcan un fácil acceso al interior del transformador que permitan la revisión de conexiones a boquillas y al cambiador de derivaciones y el reemplazo de los transformadores de corriente o de las boquillas del transformador sin tener que remover la cubierta del tanque. 6.3.2.1

Registros de mano

Los registros de mano circulares deben tener un diámetro mínimo de 250 mm.

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Los registros de mano rectangulares deben tener un ancho mínimo de 200 mm y cumplir con un área mínima de 60 000 mm². 6.3.2.2

Registros de hombre

Los registros de hombre circulares deben tener un diámetro mínimo de 450 mm. Los registros de hombre rectangulares deben tener como mínimo 400 mm de ancho por 600 mm de largo. 6.3.3

Base

La base del transformador debe construirse con un bastidor de acero estructural y proveerse con cuatro barrenos en los extremos del bastidor para su anclaje. La estructura debe localizarse de tal modo que la vertical del centro de gravedad del transformador (preparado para embarque), se situé dentro de la sección interna de la base, cuando esta sufra una inclinación de hasta 15º con respecto a la horizontal, con o sin líquido aislante dentro del transformador. 6.3.3.1

Provisiones para deslizamiento

La base debe permitir el deslizamiento del transformador por medio de rodillos, en dirección de sus líneas de centros de los segmentos 1, 2, 3 y 4 (figura 5), para lo cual los bordes de los extremos de la base deben estar redondeados o tener un ángulo de 45° aproximadamente. Deben colocarse aditamentos en la base o adyacentes a ella, para jalar el transformador en dirección paralela a las líneas de centros de los segmentos 1 y 3 ó 2 y 4 de la figura 5. 6.3.4

Provisiones para levantamiento, palanqueo y apoyo para gatos mecánicos

6.3.4.1

Factor de seguridad

Las provisiones para levantamiento, palanqueo y apoyo para gatos mecánicos, deben diseñarse con un factor de seguridad de 5 como mínimo. NOTA - EL factor de seguridad es la razón del esfuerzo último del material con respecto al esfuerzo de trabajo. El esfuerzo de trabajo es el esfuerzo máximo combinado para la carga estática de los componentes bajo maniobra.

6.3.4.2

Provisiones para levantamiento

La cubierta debe tener aditamentos que puedan usarse para el levantamiento de la misma. El conjunto núcleo-bobinas debe contar con los aditamentos adecuados para el levantamiento del mismo fuera del tanque. Deben proveerse los aditamentos para el levantamiento del transformador completo, por medio de un mínimo de 4 cadenas o tirantes verticales. Las superficies de contacto de estos aditamentos, deben encontrarse libres de bordes afilados y cada uno de ellos debe tener un barreno con un diámetro mínimo de 20 mm, para fines de sujeción del transformador por medio de tirantes.

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6.3.4.3

Provisiones para palanqueo

Los aditamentos para palanqueo deben ir colocados cerca de los extremos donde se juntan los segmentos, véase figura 5. 6.3.4.4

Aditamentos para apoyo de gatos mecánicos

Para transformadores de 10 MVA y mayores, o cuando la base del transformador esté equipada con ruedas, se deben proveer las superficies de apoyo adecuadas para permitir la instalación de gatos mecánicos para maniobras o para el cambio de la orientación de las ruedas. 6.3.5

Limpieza y acabado del tanque y de accesorios del tanque

Las superficies interiores del tanque, deben limpiarse con abrasivos a presión hasta el grado comercial, aplicándole después un recubrimiento de color claro y compatible con el líquido aislante. Los accesorios del tanque y la superficie del tanque expuestas a la intemperie, deben limpiarse con abrasivos a presión hasta el grado de metal casi blanco y aplicarles un recubrimiento que los proteja contra la corrosión, el cual debe cumplir con una adherencia mínima según lo establecido en el apéndice B de esta norma. El color del acabado final del recubrimiento preferentemente debe ser gris.

6.4

Especificaciones para los accesorios

6.4.1

Boquillas y terminales

Los transformadores deben estar equipados con boquillas cuyo nivel de aislamiento y capacidad de corriente debe ser igual o mayor al de los devanados a los que se conecten. El nivel de aislamiento de la boquilla del neutro, para los devanados conectados en estrella debe estar de acuerdo con lo indicado en 5.3.7.3. Las distancias entre boquillas y boquillas a tierra de los transformadores deben cumplir con la tabla 14. 6.4.1.1

Características eléctricas y mecánicas de las boquillas

Todos los extremos de los devanados que sean llevados al exterior, a través de boquillas, para el caso de transformadores con devanado terciario las terminales deben llevarse al exterior solo si el cliente lo indica en sus especificaciones, si no es así, el fabricante proporcionara una salida a través de una boquilla, para fines de pruebas. Las boquillas desde 1,2 kV hasta 46 kV deben cumplir como mínimo lo especificado en la NMX-J-234ANCE. Las boquillas de 69 kV y mayores deben cumplir con lo siguiente: a)

Características generales, características eléctricas y dimensiones, indicadas en la norma del apéndice A.4. Los requisitos de descargas parciales indicados en la norma del apéndice A.7 deben cumplirse. Las boquillas de 400 kV y mayores, deben cumplir con lo indicado en la norma del apéndice A.7.


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b)

Cuando el usuario especifique ambientes con contaminación elevada, las boquillas deben ser del tipo niebla.

c)

Cuando se requieran de porcelana, las piezas que componen cada boquilla, deben ser como máximo: -

6.4.1.2

una pieza para boquillas hasta 161 kV, dos piezas para mayores de 161 kV y hasta 230 kV, tres piezas para mayores de 230 kV.

d)

Las piezas de porcelana deben estar cementadas y vidriadas en conjunto y cumplir con la prueba de cantiliver indicada en el apéndice A.4.

e)

Deben tener un depósito sellado con indicador de nivel de líquido aislante, además deben contar con provisión para el llenado.

f)

Deben ser del tipo condensador y contar con una derivación capacitiva para la medición de descargas parciales.

g)

El perno de las boquillas expuesto al exterior, debe suministrarse con su superficie de contacto plateada.

h)

Todas las boquillas deben ser de color uniforme.

Localización de las boquillas

Las boquillas pueden montarse en la cubierta o en la pared del tanque y localizarse como se muestra en la figura 5. Cuando el usuario especifique se le surtan bridas para el acoplamiento a bus de fase aislada, el fabricante debe suministrar una brida por cada boquilla, ya sea del lado de alta o de baja tensión. 6.4.1.3

Terminales

Cuando el usuario lo especifique, las boquillas deben suministrarse con terminales (conectadores) para recibir los cables o barras de interconexión (exteriores). Las características de los conectadores o de los cables o barras de interconexión, deben indicarse por el usuario. En caso de conexión entre materiales diferentes, cobre y aluminio, los conectadores deben ser bimetálicos. 6.4.2

Cambiador de derivaciones

El transformador debe suministrarse con un cambiador de derivaciones de operación externa y para ser operado sólo cuando el transformador esté desenergizado. El mecanismo del cambiador puede ser tipo volante o tipo manivela, contar con un aditamento para poder ser asegurado con candado y que permita ver la posición del cambiador sin necesidad de quitar el candado. El volante de operación debe girar en el sentido de las manecillas del reloj, de la tensión mayor a la menor; cada posición debe estar marcada con letras o números arábigos progresivos. La letra "A" o el número arábigo 1, debe designarse a la tensión mayor.

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El cambiador de derivaciones debe proveerse con topes en las posiciones extremas y cada posición debe corresponder a una tensión de operación. 6.4.3

Conexión a tierra

6.4.3.1

Placa para conexión a tierra

Consiste de una placa de acero cobrizado, latón o acero inoxidable, con dimensiones de 60 mm x 90 mm, con dos barrenos cuyos centros estén espaciados horizontalmente 44 mm, con cuerda normal para tornillos M12 x 1,75 mm. La longitud mínima de la rosca debe ser de 13,0 mm y el espesor mínimo de la capa de cobre, cuando se use, debe ser de 0,5 mm. Las cuerdas deben estar protegidas contra la corrosión, en tal forma, que no afecten la conexión eléctrica. Las placas de conexión a tierra deben ser 2; una placa debe colocarse hacia el extremo izquierdo del segmento 1 y la otra diagonalmente opuesta en el segmento 3, como se ve en la figura 5, y colocadas de tal modo que no interfieran con los medios de palanqueo. Deben soldarse en la base o en la pared del tanque próximo a la base. Si la base es desmontable, las placas de conexión a tierra deben localizarse en la pared del tanque. El área de la sección transversal del conductor para la conexión a tierra, debe ser de 67,43 mm² a 107,2 mm², a menos que se especifique otra área. 6.4.3.2

Placa para el conectador a tierra

Debe constar de una placa de acero cobrizado, latón o acero inoxidable de 60 mm x 90 mm con un espesor de 4,8 mm como dimensiones mínimas, con dos barrenos cuyos centros estén espaciados horizontalmente 44 mm, los cuales deben tener un diámetro de 14 mm. Deben suministrarse dos tornillos M12 x 1,75 mm (por cada placa de conexión a tierra) de acero cobrizado, latón o acero inoxidable y con una longitud de 25 mm con rosca corrida. 6.4.4

Indicador de nivel de líquido aislante

Debe montarse un indicador magnético de nivel de líquido aislante, con la carátula vertical, en el costado del tanque o en el tanque de expansión según sea el caso, la cual debe ser legible para una persona parada al nivel de la base. El diámetro de la carátula debe ser: a)

de 80 mm a 115 mm, cuando el nivel del líquido aislante a 25 ºC, se encuentre a 2 450 mm de altura o menos desde el nivel de piso,

b)

de 150mm ± 15 mm, cuando el nivel del líquido aislante a 25 ºC se encuentre a más de 2 450 mm de altura desde el nivel de piso.

Las marcas del cuadrante deben mostrar el nivel a 25 ºC y los niveles máximo y mínimo. El indicador debe tener una carátula oscura, con las marcas y aguja de color claro, la leyenda "nivel de líquido" debe estar en la carátula.


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Para transformadores con sistema de preservación diferente al de tanque de expansión debe indicarse por medio de una marca en el interior del tanque, el nivel del líquido aislante a 25 ºC, e indicar en la placa de datos, la distancia entre el nivel del líquido aislante y el punto más alto de la superficie de la brida del registro de mano o de hombre. Debe indicarse en la placa de datos, la variación del nivel del líquido aislante por cada 10 ºC de variación en la temperatura del mismo. 6.4.5

Indicador de temperatura del líquido aislante

Debe montarse un termómetro tipo carátula en un costado del tanque. Para los transformadores que tienen una altura de 2 500 mm o menos sobre el nivel del piso el indicador de temperatura debe montarse directamente en un termopozo sumergido en el líquido aislante, arriba del conjunto núcleo-bobinas, para indicar la temperatura del líquido en la parte superior. Para los transformadores que tienen una altura mayor de 2 500 mm, puede utilizarse un indicador de temperatura del tipo capilar, colocando el bulbo en un termopozo (NMX-J-116-ANCE), arriba del conjunto núcleo-bobinas, y el instrumento a una altura no mayor de 2 500 mm. Otra opción es utilizar un termómetro en la parte superior con la carátula montada con un ángulo de 30º de la vertical. El termómetro debe tener un cuadrante de carátula obscura, con las marcas y aguja indicadora de color claro y otra aguja ajustable de color rojo naranja para indicar los máximos. Las marcas del cuadrante deben cubrir los límites de 0 ºC a 120 ºC y el diámetro de la carátula debe ser 115 mm como mínimo. La leyenda "temperatura del líquido" debe estar en la carátula. 6.4.6

Indicador de temperatura del devanado

Para capacidades de 5 MVA o mayores debe utilizarse un indicador de temperatura del devanado, este debe montarse en un costado del tanque. Para los transformadores que tienen una altura de 2 500 mm o menos sobre el nivel del piso el indicador de temperatura del devanado debe montarse directamente en una imagen térmica sumergida en el líquido aislante, arriba del conjunto núcleo-bobinas, para indicar la temperatura del devanado. Para los transformadores que tienen una altura mayor de 2 500 mm, puede utilizarse un indicador de temperatura del devanado del tipo capilar, colocando el bulbo en una imagen térmica, arriba del conjunto núcleo-bobinas, y el instrumento a una altura no mayor de 2 500 mm. Otra opción es utilizar el indicador de temperatura del devanado en la parte superior con la carátula montada con un ángulo de 30º de la vertical. Las marcas del cuadrante deben cubrir los límites de 0 ºC a 180 ºC. La leyenda de "temperatura del devanado" debe estar en la carátula. El indicador debe estar provisto de contactos de alarma y calibrados a la temperatura requerida. 6.4.7

Indicador de presión y vacío

Los transformadores mayores de 2 500 kVA, o NBAI mayor a 200 kV, con sistema de preservación de líquido aislante tipo tanque sellado, deben ser suministrados con un indicador de presión y vacío. El diámetro de la carátula (bisel interior) debe ser de 90 mm ± 5 mm. El indicador debe tener una carátula obscura, con marcas y agujas de color claro. El intervalo de medición del indicador de presión y vacío, debe estar entre +102 kPa y -102 kPa.

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6.4.8

Dispositivo aliviador de presión

Los transformadores de hasta 2 500 kVA o un NBAI de hasta 200 kV, con sistema de tanque sellado y/o gas inerte, deben suministrarse con un dispositivo de alivio de presión, sobre la pared del tanque y arriba del nivel máximo del líquido aislante, con las características siguientes: a) b)

apertura a una presión positiva de 69 kPa ± 13,8 kPa, el gasto de aire debe ser como mínimo de 2 m3 / min ± 2% a una presión del aire de 102 kPa y a una temperatura del aire de 21 ºC.

Los transformadores con capacidad mayor a 2 500 kVA o NBAI mayor de 200 kV, deben estar provistos de un dispositivo de alivio de sobrepresión en la cubierta del tanque, de operación automática y con las características siguientes: a) b)

apertura a una presión positiva de 69 kPa ± 13,8 kPa, el gasto de aire debe ser como mínimo de 275 m3 / min ± 2% a una presión del aire de 102 kPa y a una temperatura del aire de 21 ºC.

Los transformadores con capacidad de 2 500 kVA y mayores, deben estar provistos de un dispositivo de alivio de presión y vacío, ajustado para operar a la máxima presión (positiva y negativa) de operación, indicada en la placa de datos. 6.4.9

Válvula de drenaje, muestreo, filtro prensa

Los transformadores deben tener una válvula inferior para drenaje y filtro prensa, tipo globo, que sirva para drenar el líquido aislante hasta una altura de 25 mm o menos, localizada en el segmento 1 ó 4 de la pared del tanque (figura 5). Sobre la válvula de drenaje y como parte integrante o combinación de ella, entre el asiento de ésta y el tapón, debe ir localizada una válvula de muestreo de 9,5 mm (véase figura 7). La válvula de muestreo debe estar provista de cuerda y equipada con tapa o tapón. El tapón de la válvula de drenaje debe ser del mismo material que la válvula. Para los transformadores de hasta 2 500 kVA el diámetro de la válvula del drenaje debe ser de 25 mm y para los transformadores mayores de 2 500 kVA, el diámetro debe ser de 51 mm y su cuerda debe ser de acuerdo con el apéndice A.1 y debe tener un tapón en el extremo libre. Los transformadores de hasta 2 500 kVA deben tener una conexión superior para filtro prensa, que debe consistir en una conexión hembra roscada de 25 mm con tapón macho, localizada arriba del máximo nivel del líquido aislante, localizada en el segmento 1 ó 4 de la figura 5. Los transformadores con capacidades mayores de 2 500 kVA deben tener una válvula superior para filtro prensa, tipo globo, localizada abajo de la marca del nivel del líquido aislante a 25 ºC, en el segmento 1 ó 4 de la figura 5. El diámetro de la válvula superior debe ser de 51 mm con cuerda, según el apéndice A.1 y con tapón en el extremo libre.

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6.4.10

Placa de datos

El fabricante debe fijar en cada transformador una placa de acero inoxidable, que se localice preferentemente en el segmento 1 ó 4, de la figura 5, cerca de la línea de centros y a nivel de la vista del observador. Las dimensiones mínimas de la placa de datos deben ser de 150 mm x 200 mm. Se recomienda usar el arreglo mostrado en la figura 6. La fijación de la placa de datos al portaplaca debe hacerse mediante remaches. 6.4.10.1

Información de la placa de datos

En la placa de datos deben indicarse como mínimo los datos de la tabla 15 y los símbolos a utilizar deben ser los indicados en la NOM-008-SCFI. Todos los datos deben estar grabados en el idioma español. 6.4.10.2

Información adicional de la placa de datos

En adición a lo indicado en la tabla 15, la información siguiente también debe incluirse cuando sea aplicable: a) b) c)

d) e) f) g) h) 6.4.10.3

La indicación de si cuenta con provisión para futuro enfriamiento forzado. La indicación de dispositivos de potencial y transformadores de corriente. La polaridad y localización de transformadores de corriente, debe mostrarse si se usan para medición, protección o compensación de caída de tensión en la línea. Si los transformadores de corriente se usan solamente para el equipo de medición de temperatura en los devanados no es necesario mostrar la polaridad. La indicación de la distancia (en mm) entre el nivel del líquido aislante a 25 ºC y la superficie superior de la brida más alta del registro de hombre. La presión máxima de operación del sistema de preservación de líquido aislante positiva y negativa, en kPa. La indicación de que el tanque esta diseñado para soportar un vacío de -102 kPa. La información de la variación del nivel del líquido aislante (en mm) por cada 10 ºC de cambio en la temperatura del líquido aislante (aplica para sistema de tanque sellado y gas inerte). A solicitud del usuario, el tipo de material de los conductores de los devanados.

Designación de las tensiones de los devanados en la placa de datos

Debe hacerse de acuerdo con las figuras 1 y 2. 6.4.11

Identificación de terminales

La identificación de las terminales debe ser como se define en 5.3.13.4 de esta norma. 6.4.12

Dato estarcido de la capacidad

Debe indicarse en el tanque del transformador, cerca de la placa de datos, el dato estarcido de la(s) capacidad(es) nominal(es), con letras y números, no menores de 65 mm de altura y pintados con un color que contraste con el del transformador.

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6.4.13

Relevador de acumulación de gases y flujo repentino (trafoscopio o Buchholz)

Cuando se especifique tanque de expansión, debe incluirse un relevador de acumulación de gases y flujo repentino, conectado por medio de bridas en el tubo que conecta el tanque principal y el tanque de expansión intercalando dos válvulas en los extremos del relevador. Todos los registros en la cubierta del tanque, las torretas de boquillas con bridas y tubería de acero, deben conectarse al tubo del relevador de acumulación de gases y de flujo repentino, para evitar la acumulación de burbujas y gases.

6.5

Equipos y accesorios opcionales

6.5.1

Tableros de terminales para cambio de conexión

Se recomienda especificar solamente uno de los siguientes: a) b) 6.5.2

tablero de terminales para el cambio de conexión: serie / paralelo, tablero de terminales para el cambio de conexión: estrella / delta.

Garganta y cámara de aire

El usuario debe indicar la ubicación de las gargantas y/o cámaras, en caso contrario, el fabricante las ubicará según su criterio. 6.5.3

Relevador de sobrepresión súbita

Cuando así se especifique, debe montarse un relevador de sobrepresión súbita para la indicación de fallas del transformador. 6.5.4

Contactos de alarma para indicadores a)

Los contactos de alarma del indicador de nivel del líquido aislante, no deben ser ajustables y deben colocarse para cerrar en el mínimo nivel de operación segura.

b)

Los contactos de alarma del indicador de temperatura del líquido aislante, deben ser ajustables a un intervalo de 65 ºC a 110 ºC.

c)

Los contactos de alarma del indicador de temperatura del devanado, deben ser ajustables a un intervalo de 85 ºC a 125 ºC. NOTA 1 2

Los contactos de alarma sin conexión a tierra, deben ser adecuados para interrumpir tensiones máximas de 250 V. Se entiende por contacto de alarma, al microinterruptor con un contacto NA y uno NC.

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6.5.5

Transformadores de corriente tipo boquilla

A menos que otra cosa se especifique, los transformadores de corriente deben ser tipo boquilla de relación y precisión acordada entre el fabricante y el usuario. Los transformadores de corriente deben cumplir con la NMX-J-109. Todas las terminales de los secundarios de los transformadores de corriente, deben colocarse en una caja localizada sobre un costado del transformador, cerca de la cubierta del tanque y alambrarse hasta las tablillas terminales localizadas en el gabinete de control. Los conductores de los transformadores de corrientes deben ser flexibles, sin empalmes con aislamiento tipo MTW, antiflama para 105 ºC, de acuerdo con NMX-J-438-ANCE. Las terminales deben ser de tipo zapata (ojo, anillo) de tamaño adecuado al calibre del conductor. Cuando se instalen transformadores de corriente, en el gabinete de control deben proveerse tablillas cortocircuitables, para poner en cortocircuito los secundarios de los transformadores de corriente, para seguridad del usuario y el equipo. Se deben proveer tablillas apropiadas para cortocircuitar los secundarios de los transformadores de corriente en el gabinete de control, no se aceptan interruptores de palanca. Los transformadores de 10 MVA o mayores, deben contar con una provisión en la base de la boquilla que permita sacar los transformadores de corriente tipo boquilla del interior del tanque sin necesidad de quitar la cubierta. La polaridad de los transformadores de corriente debe marcarse en los dibujos del diagrama de alambrado. 6.5.6

Ventiladores, bombas y su control

6.5.6.1 El equipo para el control automático de los ventiladores y bombas (si aplica) para transformadores con enfriamiento forzado, operado por temperatura de los devanados o por temperatura del líquido (en la parte superior), debe consistir de: a)

un dispositivo de control operado térmicamente, que responda a la temperatura del líquido aislante (en la parte superior) o de los devanados del transformador;

b)

un interruptor operado manualmente, conectado en paralelo con los contactos de control automático e incluido en el gabinete mencionado en 6.5.7. El selector para control (manual o automático) debe montarse en el mismo gabinete.

6.5.6.2 Los motores de los ventiladores y de las bombas pueden ser monofásicos o trifásicos, totalmente cerrados no ventilados, protegidos individualmente contra cortocircuito y sobrecargas, con factor de servicio 1,15 de acuerdo con el apéndice A.8. 6.5.6.3 Para transformadores tipo ONAN, en los que se especifique enfriamiento futuro forzado controlado por la temperatura del líquido aislante (en su parte superior) o por la temperatura de los devanados, debe incluirse el equipo de control automático indicado en 6.5.7.1 y sólo considerar el espacio para montar los ventiladores en los radiadores así como el alambrado.

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6.5.7

Gabinete de control

Debe proporcionarse un gabinete de control a prueba de goteo para las terminales de los circuitos de alarma (6.5.4), de los secundarios de los transformadores de corriente (6.5.5) y de los accesorios del equipo de control de ventiladores y bombas (6.5.6), localizado de tal manera que su parte más alta no exceda de 2 m y su parte más baja se localice a no menos de 0,30 m del piso, en cualquier costado del transformador. Para evitar la condensación debe utilizarse una resistencia calefactora controlada por un termostato y para evitar la entrada de humedad deben evitarse las acometidas por la parte superior del gabinete. 6.5.7.1

Alambrados de control y fuerza

El alambrado de control de los diversos accesorios y de la caja de conexiones del transformador, debe cumplir con los requisitos siguientes: -

el alambrado de llegada debe estar a un mismo lado de la tablilla terminal. Cualquier conexión común requerida por el proveedor debe hacerse en este mismo lado, dejando libre el otro lado para el alambrado del usuario;

-

el arreglo del alambrado debe ser tal, que los accesorios e instrumentos puedan ser removidos sin causar problemas en el alambrado;

-

la ruta del alambrado debe ordenarse a través de un tubo conduit y no obstaculizar la apertura de puertas, cubiertas, acceso a terminales, accesorios e instrumentos o el alambrado en el campo;

-

el alambrado debe agruparse en paquetes y asegurarse con cinchos no metálicos;

-

todo el alambrado debe soportar las pruebas indicadas en NMX-J-169-ANCE.

Los conductores y accesorios que se utilicen en el alambrado deben cumplir con los requisitos siguientes: a)

conductores -

cuando se instale en tubo (conduit) debe utilizarse cable tipo flexible para 600 V y 90 ºC;

-

cuando se instale expuesto debe utilizarse cable flexible de uso rudo, 600 V, 90 ºC, tipo SO para uso en interiores y tipo SOW para servicio en exterior, de acuerdo con la NOM-063-SCFI; los cables que pasen por puertas abatibles deben ser del tipo flexible, adecuado para esta aplicación; el área de la sección transversal de los conductores utilizados, debe ser la adecuada para cada aplicación pero en ningún caso menor que 2,082 mm2 (14 AWG) (19 hilos); no debe efectuarse ningún empalme del cable en el gabinete o en las tuberías metálicas (conduit); cada cable debe identificarse con un número y/o letra indeleble en sus extremos.

-


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b)

tubos metálicos (conduit) los tubos utilizados para alojar los cables deben ser de fierro galvanizado o aluminio, de pared gruesa y cumplir con MNX-J-534-ANCE-2001; el diámetro mínimo de los tubos metálicos debe ser 25,4 mm; deben ser roscados los tubos metálicos que entren a cubiertas y cajas de terminales;

c)

terminales -

6.5.7.2

las terminales de los conductores deben ser tipo ojo o anillo y sujetarse a las tablillas terminales por medio de tornillos; no deben emplearse zapatas abiertas, ni tipo espada. No se permite tablillas de compresión del cable; no deben utilizarse más de dos terminales de alambrado interno por tornillo; las terminales deben agruparse en secciones independientes, correspondientes a circuitos de fuerza, control, medición y señalización.

Placa informativa del alambrado de control y fuerza

Debe colocarse una placa metálica de acero inoxidable en el interior de la puerta de gabinete de control, que indique en forma grabada, el diagrama de alambrado del circuito de control y fuerza. 6.5.8

Ruedas

Cuando se requieran ruedas, estas deben ser bidireccionales y de acuerdo con la masa del transformador. 6.5.9

Soporte para apartarrayos

Cuando se especifiquen, debe cumplirse con lo siguiente: a) b) c)

6.5.10

una placa para conexión a tierra de los apartarrayos, en el tanque y cercano a cada soporte; los soportes deben ser adecuados para soportar la masa de los apartarrayos con un factor de seguridad de 2; la separación entre soportes debe garantizar las distancias dieléctricas entre partes energizadas de los apartarrayos y de tierra.

Válvulas de acceso para vacío

Los transformadores de 10 MVA o mayores, pueden contar en la cubierta del tanque principal, entre el segmento 1 y 4, con una válvula de 152 mm de diámetro tipo mariposa para acoplar equipo de vacío y una válvula de 25 mm tipo aguja de acero inoxidable para la medición del vacío y opuesta a la válvula de 152 mm. Para transformadores entre 5 MVA y 10 MVA, es suficiente una brida de 152 mm de diámetro.

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6.5.11

Cambiador de derivaciones para operación con carga

El cambiador de derivaciones para operación con carga puede ser del tipo reactivo o resistivo, instalado en el devanado de alta o baja tensión, colocado en el tanque principal o en un tanque separado. El usuario debe definir el número de derivaciones arriba y abajo de la posición nominal, así como el intervalo de regulación en por ciento. Todas las derivaciones deben ser a capacidad plena, a menos que el usuario especifique otra cosa. En los transformadores con cambiador de derivaciones bajo carga que tengan componentes que involucren arqueos directos en el líquido, los componentes deben localizarse en un compartimiento sellado de tal manera que se prevenga la posible transferencia de líquido a cualquier otro compartimiento o al tanque principal. 6.5.12

Dispositivos electrónicos para monitoreo

Cuando el usuario lo solicite, el transformador puede equiparse con detectores de temperatura de líquido y devanados, o indicadores de nivel de líquido. Los elementos deben montarse en termopozos o bridas apropiados y deben entregar señales de 4 mA a 20 mA, 0 mA a 1 mA ó 0 V a 10 V.

7

CARACTERÍSTICAS DE CORTOCIRCUITO

7.1

Requisitos de cortocircuito

7.1.1

Generalidades

Los transformadores sumergidos en líquido aislante, deben diseñarse y construirse para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos, producidos por cortocircuitos externos. Los cortocircuitos externos deben incluir fallas trifásicas, de una fase a tierra, doble fase a tierra y entre fases en cualquier grupo de terminales. En transformadores con más de dos devanados, debe considerarse el suministro de corriente para recibir una potencia de falla del sistema a través de no más de dos grupos de terminales y sólo en terminales de un valor mayor de 35 % de la terminal del devanado de más alta capacidad. Los requisitos, para otras condiciones de falla, deben establecerse explicitamente en las especificaciones del usuario. Cuando se especifiquen pruebas de cortocircuito, éstas deben realizarse como se describe en la NMX-J169-ANCE.

7.1.2

Categorías de transformadores

Se reconocen cuatro categorías según la capacidad nominal (véase tabla 16).


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7.1.3

Duración de la corriente de cortocircuito

7.1.3.1

Generalidades

Para transformadores de las categorías II, III y IV, la duración de la corriente de cortocircuito se limita a 2 s, a menos que se especifique de otra manera por el usuario. Cuando se utilicen transformadores en circuitos con dispositivos de recierre, los transformadores deben ser capaces de soportar los cortocircuitos sucesivos resultantes, sin enfriarse a la temperatura de operación normal entre la repetición sucesiva de los cortocircuitos, siempre que la duración acumulada de los cortocircuitos no exceda de 2 s. NOTA - Para corrientes comprendidas entre la nominal y la máxima de cortocircuito, la duración permitida debe ser consultada con el fabricante.

Los cálculos para demostrar el cumplimiento de los requisitos térmicos de cortocircuito deben hacerse de acuerdo con el inciso 7.4 de esta norma. 7.1.3.2

Duración de las pruebas de cortocircuito

Cuando se lleven a cabo pruebas de cortocircuito, la duración de cada prueba debe ser 0,25 s, excepto aquella que satisfaga las necesidades de la corriente simétrica de cortocircuito, la cual debe ser hecha con una duración mayor en transformadores comprendidos en las categorías II y III. La duración de la prueba más larga, en cada caso, debe ser como sigue: Categoría II Categoría III

t= 1,0 s t= 0,5 s

En aplicaciones especiales donde son comunes largos tiempos de falla en servicio, deben establecerse pruebas especiales de larga duración en las especificaciones del usuario. Cuando se lleven a cabo pruebas consecutivas sin permitir un tiempo para enfriamiento de los devanados, debe vigilarse la temperatura y evitar que se sobrepasen los límites de temperatura para los transformadores bajo condiciones de cortocircuito, las cuales son especificadas en 7.3.5. 7.1.4

Magnitud de la corriente de cortocircuito

7.1.4.1

Categoría II

La corriente simétrica de cortocircuito debe calcularse utilizando solamente la impedancia del transformador. 7.1.4.2

Categorías III y IV

La corriente simétrica de cortocircuito debe calcularse utilizando la impedancia del transformador más la impedancia del sistema, según sea especificada por el usuario. Cuando no se especifique la impedancia del sistema, deben utilizarse valores del inciso 7.1.5.3 (características del sistema). 7.1.4.3

Devanados estabilizadores

Los devanados estabilizadores utilizados en transformadores trifásicos (devanados en delta sin terminales externas) deben ser capaces de soportar la corriente resultante de cualquiera de las fallas del sistema especificadas en 7.1.1, tomando en cuenta la forma de conectar el transformador a la red de tierras. El usuario debe proporcionar la capacidad, tensión e impedancia del devanado estabilizador.

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7.1.5

Cálculos de corriente de cortocircuito

La corriente simétrica de cortocircuito, en amperes eficaces, se calcula como sigue:

I cc =

Z

T

Ib + Z

S

en donde : Ib ZT ZS

es la corriente base para la derivación seleccionada, en amperes eficaces; es la impedancia del transformador para la derivación seleccionada, en por unidad a la misma potencia aparente base usada para Ib; es la impedancia del sistema o de aparatos permanentemente conectados, en por unidad a la misma potencia base usada para Ib.

La corriente simétrica de cortocircuito ( I ), en múltiplos de la corriente base se obtiene con la ecuación siguiente: I I = cc Ib 7.1.5.2

Corriente asimétrica

La cresta de la corriente asimétrica del primer ciclo, que el transformador debe soportar, debe determinarse como sigue:

Icc asim = k Icc en donde:

[ (

)

k = 1 + e −(φ + π / 2)r / x sen φ

]( 2 )

Para valores de k véase tabla 17. e Ø x/r

7.1.5.3

es la base de los logaritmos naturales es tan –1 (x/r), en radianes. es la relación de reactancia a resistencia, ambas efectivas en corriente alterna y en ohms. Es la impedancia total que limita la corriente de falla para la conexión del transformador cuando ocurre el cortocircuito. Cuando la impedancia del sistema está incluida en el cálculo de la corriente de falla, la relación x/r de la impedancia externa se considera igual a la del transformador, si no se especifica otra cosa.

Características del sistema

En las categorías III y IV, para cada juego de terminales del transformador, deben especificarse las características del sistema (capacidad de falla del sistema y la relación X0/X1). Para terminales conectadas a máquinas rotatorias, debe especificarse la impedancia del equipo conectado. En concordancia con los valores especificados de capacidad de falla del sistema y la impedancia de las máquinas rotatorias, los valores pueden seleccionarse para cada fuente de las tablas 19 y 20. Cuando no se especifique una relación X0/X1, debe usarse un valor de 2,0. 7.1.5.4

Limitaciones de corriente

Cuando los devanados principales, por sí solos, no tuvieran la resistencia mecánica requerida, puede limitarse la corriente de falla por medio de impedancias internas adicionales a los devanados principales.

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El uso de impedancias externas debe acordarse entre fabricante y usuario. 7.1.5.5

Requisitos especiales a ser considerados para las condiciones de aplicación

Los aspectos siguientes influyen en la capacidad de aguante mecánico de los transformadores y requieren de consideraciones especiales que deben ser explícitamente definidas en las especificaciones del transformador. Estos aspectos están relacionados con la magnitud de la corriente de falla, la duración o la frecuencia de ocurrencia:

7.2

1)

los transformadores con impedancia extremadamente baja (por ejemplo <4 %), los cuales dependen de la impedancia de los aparatos conectados directamente para limitar la corriente de falla;

2)

los transformadores susceptibles a sobrecorrientes excesivas, producidas por la conexión del generador al sistema en una condición fuera de sincronia;

3)

terminales de transformador conectadas a máquinas rotatorias (tales como motores o condensadores sincrónos) que pueden actuar como generador y alimentar corriente al transformador bajo condiciones de falla del sistema;

4)

tensión de operación mayor que la nominal mantenida en la o las terminales no falladas durante condiciones de falla;

5)

alcanzar frecuentemente sobrecorrientes ocasionadas por el método de operación o la aplicación particular (por ejemplo transformadores de horno, transformadores de arranque, aplicaciones usando interruptores a tierra para protección con relevadores, transformadores para sistemas de tracción);

6)

transformadores auxiliares de estación o transformadores directamente conectados a un generador, que pueden estar sujetos a fallas de duración prolongada como resultado de los largos tiempos de apertura del interruptor de campo del sistema de excitación de los generadores.

Componentes

Las componentes de los transformadores tales como guías, boquillas, cambiadores de derivación bajo carga, cambiadores de derivación de operación desenergizada, transformadores de corriente y otros, que lleven la corriente de carga en forma continua, deben cumplir con todos los requisitos de 7.1.3 y 7.1.4. Sin embargo, si no está explícitamente especificado, a los cambiadores bajo carga no se les puede exigir cambiar derivaciones satisfactoriamente bajo condiciones de cortocircuito.

7.3

kVA base

7.3.1

kVA base de un devanado

Para obtener la capacidad base equivalente en kVA en un transformador sin capacidad autoenfriada, debe aplicarse el factor de multiplicación de la tabla 20 a los kVA máximos de la placa de datos.

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7.3.2

Corriente base de los devanados sin conexión de autotransformador

Para transformadores con dos o más devanados sin conexiones de autotransformador, la corriente base de los devanados se obtiene dividiendo los kVA base del devanado entre los kV nominales del devanado por fase. 7.3.3

Corriente base de los devanados con conexiones de autotransformador

Para transformadores con dos o más devanados, incluyendo una o más conexiones de autotransformador, la corriente base y los kVA base del devanado serie o común, se determinan como se indica a continuación: a)

la corriente base del devanado serie es igual a los kVA base por fase en la terminal del devanado serie (H), divididos entre la tensión de la mínima derivación de capacidad plena en la terminal del devanado serie (H) en kV línea a neutro;

b)

la corriente base del devanado común es igual a la corriente de línea en la terminal del devanado común (X), menos la corriente de línea en la terminal del devanado serie (H), bajo condiciones de carga, resultando una diferencia fasorial máxima. Todas las condiciones de carga simultáneas indicadas en la placa de datos deben considerarse con objeto de obtener el valor máximo;

c)

las corrientes base son calculadas tomando en cuenta la capacidad autoenfriada o la equivalente usando los factores de multiplicación de la tabla 20. NOTA - Las definiciones de corriente base se aplican solo para devanados diseñados para conectarse a carga.

7.3.4

Límites de temperatura de transformadores para condiciones de cortocircuito

La temperatura del conductor en los devanados de transformadores bajo las condiciones de cortocircuito establecidas en 7.1.1 a 7.1.4 y calculadas por los métodos descritos en 7.4, no deben exceder de 250 ºC para conductores de cobre, ó 200 ºC para conductores de aluminio (EC). Para aleaciones de aluminio se permite una temperatura máxima de 250 ºC (la aleación de aluminio debe tener propiedades de resistencia al destemple a 250 ºC equivalentes al aluminio EC a 200 ºC o para aplicaciones de aluminio EC, donde las características del material totalmente recocido o destemplado satisface los requisitos mecánicos). Estos límites de temperatura fueron fijados considerando los factores siguientes: a) b) c)

7.4

generación de gas a partir del líquido aislante o del aislamiento sólido; recocido del conductor; envejecimiento del aislamiento.

Cálculo de la temperatura de los devanados durante un cortocircuito

La temperatura final del devanado (Tf) al concluir un cortocircuito de duración “t”, debe calcularse en base a todo el calor almacenado en el material del conductor y de su aislamiento asociado, conforme a la formula siguiente:

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Tf =(Tk + Ts) m (1+ E + 0,6m)+Ts Todas las temperaturas están en grados Celsius y donde: m =

W st C (Tk + T s )

Estas ecuaciones son fórmulas aproximadas y su uso debe restringirse a valores de m = 0,6 o menores. Para valores de m superiores a 0,6 deben usarse las fórmulas para mayor exactitud siguientes:

Tf = (Tk + TS ) e2m + E (e2m − 1) − 1 + TS   en donde: Tk Ts

e E

es una constante que para el cobre es 234,5 ºC y para el aluminio de grado EC es 225 ºC; es la temperatura inicial, la cual es igual a: 1) temperatura ambiente de 30 ºC, más la elevación promedio de temperatura del devanado, más la tolerancia del punto más caliente recomendado por el fabricante; o bien, 2) temperatura ambiente de 30 ºC, más el límite de elevación del punto más caliente especificado del devanado para el tipo de transformador apropiado; es la base de los logaritmos naturales; son las pérdidas por corrientes parásitas en por unidad, basadas en las pérdidas por resistencia Ws a la temperatura inicial, y se calcula con la formula siguiente:

 T + Tr   E = E r  k  Tk + Ts 

2

en donde: Er Tr WS

son las pérdidas por corrientes parásitas en por unidad, a la temperatura de referencia; es la temperatura de referencia, la cual es igual a 20 ºC de temperatura ambiente más la elevación promedio del devanado; son las pérdidas por resistencia ohmica del devanado debidas a la corriente del cortocircuito, y calculadas a la temperatura de referencia en watts por kg de material del conductor;

Ws =

Wr N 2 M

 Tk + Ts     Tk + Tr 

en donde: Wr N M C

son las pérdidas por resistencia ohmica del devanado, debidas a la corriente nominal, y calculadas a la temperatura de referencia en watts; es la magnitud del cortocircuito simétrico, en “número de veces” la corriente nominal; es la masa del conductor en kilogramos; es la capacitancia térmica promedio por cada kg del conductor y su aislamiento por vuelta asociado, en watt-segundo sobre grados Celsius-kilogramo. Este valor debe determinarse por iteración de cualquiera de las ecuaciones empíricas siguientes:

C= [174 + 0,0225 (Ts + Tf) +110 Ai/Ac] ×2,2

para cobre;

C= [405 + 0,1 (Ts + Tf) + 360 Ai/Ac]×2,2

para aluminio.

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en donde: Ai Ai At Ac

es la sección transversal del aislamiento por vuelta; = At – Ac; es la sección transversal del conductor incluyendo la sección del aislamiento; es la sección transversal del conductor desnudo.

8

REQUISITOS DE PRUEBA

8.1

Generalidades

A menos que se especifique otra cosa, todas las pruebas deben realizarse de acuerdo con NMX-J-169ANCE.

8.2

Pruebas de prototipo

Las pruebas de prototipo deben realizarse de acuerdo con los requisitos de la tabla 21.

8.3

Pruebas de rutina

Las pruebas de rutina deben realizarse de acuerdo con los requisitos de la tabla 21

8.4

Pruebas opcionales

Cuando se especifique, las pruebas opcionales deben realizarse de acuerdo con los requisitos de la tabla 21. TABLA 1.- Temperatura ambiente promedio máxima permisible del aire refrigerante, para operación a capacidad nominal de transformadores sumergidos en líquido aislante Temperatura °C Tipo de enfriamiento 1 000 Auto-enfriados Enfriado con aire forzado Enfriados con aire y aislante forzados

Altitud m 2 000 3 000

4 000

30 30

28 26

25 23

23 20

30

26

23

20

líquido


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TABLA 2.- Factores de corrección de la capacidad nominal para altitudes mayores de 1 000 m para transformadores sumergidos en líquido aislante Tipo de enfriamiento Auto-enfriados Enfriados por agua Enfriado con aire forzado Enfriado con aire y líquido aislante forzados Enfriado con agua y líquido aislante forzados

Factor de corrección por cada 100 m (%) 0,4 0,0 0,5 0,5 0,0

TABLA 3.- Factor de corrección de rigidez dieléctrica para altitudes mayores de 1 000 m Altitud m 1 000 1 200 1 500 1 800 2 100 2 400 2 700 3 000 3 600 4 200 4 500 *

Factor de corrección 1,00 0,98 0,95 0,92 0,89 0,86 0,83 0,80 0,75 0,70 0,67

NOTA - La altitud de 4 500 m es considerada la máxima para los transformadores a la que se refiere esta norma.

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TABLA 4.- Límites de elevación de temperatura promedio sobre la temperatura ambiente para transformadores a capacidad nominal

Sección

Designación de la parte Clasificación térmica transformador. (1)

1

2

del Elevación de temperatura promedio Elevación de temperatura del devanado punto más caliente devanado °C °C

Sumergidos en líquido aislante elevación de 55 ºC

55

65

Sumergidos en líquido aislante elevación de 65 º°C

65

80

del del

Las partes metálicas en contacto con el aislamiento, no deben alcanzar una temperatura que exceda aquella permitida para el punto más caliente de los devanados.

3 Las partes metálicas no cubiertas por la sección 2, no deben exceder en 20 °C la temperatura del punto más caliente indicado en la sección 1.

4

Cuando los transformadores estén construidos con alguno de los sistemas de preservación de líquido aislante, que se indica en el 6.1 (tanque sellado, tanque de expansión o sistema de gas inerte), la elevación de temperatura del líquido aislante no debe exceder de 55 °C ó 65 °C según se garantice, cuando se mida cerca de la parte superior del tanque principal.

NOTAS 1

Los transformadores para una elevación de temperatura especificada, pueden tener un sistema de aislamiento con cualquier combinación de clase de materiales (105, 120), siempre que cada material usado esté localizado en aquellos lugares del transformador donde la temperatura no exceda el límite para esa clase de material (consulte la NMX-J-153).

2

Los transformadores que tengan una capacidad básica en kVA a 55 ºC y que también sean apropiados para operar con una elevación de temperatura de 65 ºC (80 ºC de elevación de temperatura en el punto más caliente), deben tener una capacidad adicional en kVA a 65 ºC, asignada por el fabricante y mostrada en la placa de datos. Las características de funcionamiento deben estar basadas en la capacidad para una elevación de 55 ºC.

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TABLA 5.- Capacidades nominales preferentes para transformadores autoenfriados y con pasos forzados de enfriamiento

Autoenfriado

Monofásicos kVA Enfriamiento forzado Segundo Primer paso paso

833 000 250 667 500

1 1 1 3

958 250 437 917 125

-

3 333 5 000 6 667 8 000 10 000

4 6 8 10 13

167 250 333 000 333

16 667

12 16 18 20

16 22 23 26

667 222 000 667

20 27 33 33

1 1 1 2

500 667 500 000

25 000 45 000 55 000 -

75 000 -

833 777 000 333

Autoenfriado

862 150 725 300 125

-

3 000 3 750 5 000 7 500 10 000

3 750 4 687 6 250 9 375 12 500

-

12 000 15 000 18 000 20 000

16 000 20 000 24 000 25 000

20 000 25 000 30 000 30 000

24 30 36 37

32 40 45 50

40 50 60 62

1 1 2 2

750 000 500 000 500

Trifásicos kVA Enfriamiento forzado Segundo Primer paso paso 1 1 2 3

33 333 60 000 -

41 666 75 000 -

85 000

110 000 -

45 000 50 000

60 000 66 667

75 000 83 333

100 000 -

125 000 -

60 000 75 000 100 000 135 000 165 000

80 000 100 000 133 333 375 000 255 000

100 000 125 000 166 666 330 000

-

000 000 000 500

000 000 000 000

000 000 000 500

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TABLA 6.- Tensiones nominales preferentes Tensiones nominales V 220 66 000 440 69 000 480 85 000 2 400 110 000 4 160 115 000 6 600 138 000 13200 150 000 13 800 161 000 23 000 220 000 33 000 230 000 34 500 400 000

TABLA 7.- Niveles de aislamiento para transformadores de potencia clase I* Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado

Niveles de impulso Onda cortada Tensión mínima

Nivel de prueba de baja frecuencia

Frente de onda

kV (cresta)

kV (cresta)

Tiempo mínimo de arqueo µs

Tensión mínima kV (cresta)

Tiempo específico de arqueo µs

45 60 75

50 66 83

1,5 1,5 1,5

-

-

10 15 19

95 110 150

105 120 165

1,8 2,0 3,0

165 195 260

0,5 0,5 0,5

26 34 50

200 250 350

220 275 385

3,0 3,0 3,0

345 435 580

0,5 0,5 0,58

70 95 140

kV (eficaz)

* Véase 5.3.7 para descripción de transformadores de potencia clase I. NOTAS 1 Los niveles de impulso de frente de onda deben especificarse antes del diseño del transformador. 2

No se recomiendan pruebas de frente de onda en devanados de baja tensión o terciarios que no se verán expuestos a descargas atmosféricas y que están conectados directamente a equipos del usuario con baja resistencia al impulso. Se incluyen devanados de baja tensión de transformadores para generadores y devanados que operan a 5 000 V o menores.

3

Los niveles de prueba de aislamiento de baja frecuencia de fase a fase internos y externos no deben ser menores que los niveles listados en la tabla 9.

4

Los niveles de aislamiento para los devanados de baja y alta tensión de los transformadores de potencia clase I, se deben seleccionar de acuerdo con esta tabla.

5

El nivel básico de aislamiento al impulso por descarga atmosférica (NBAI) sirve de dos maneras: como nivel de prueba para las pruebas de impulso de onda completa por descargas atmosféricas y como identificación principal de un grupo de niveles de aislamiento coordinados.

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TABLA 8.- Niveles de aislamiento para transformadores de potencia clase II * Tensión nominal del sistema

Tensión de aguante al impulso por rayo normalizada (NBAI)

Nivel de onda cortada

kV

kV (cresta)

15

Nivel de una hora

Nivel realzado

kV (cresta)

Tensión de aguante al impulso por maniobra normalizada (NBAIM) kV (cresta)

kV (eficaz)

kV (eficaz)

kV (eficaz)

110 150 200 250 250 350

120 165 220 275 275 385

-

-

-

34 50 70 95 95 140

350 450 350 450 550

385 495 385 495 605

280 375 460

105 105 105

120 120 120

140 185 140 185 230

138

450 550 650

495 605 715

375 460 540

125 125 125

145 145 145

185 230 275

161

550 650 750 650 750 825 900 1 050

605 715 825 715 825 905 990 1 155

460 540 620 540 620 685 745 870

145 145 145 210 210 210 210 210

170 170 170 240 240 240 240 240

230 275 325 275 325 360 395 460

1 1 1 1

1 1 1 1

1080 1180 1290 1390

365 365 365 365

415 415 415 415

-

y menor 25 34,5 46 69

85 115

230

400

300 425 550 675

430 570 705 845

Prueba de tensión inducida (fase a tierra)

Nivel de prueba de baja frecuencia

* Véase 5.3.7 para descripción de transformadores de potencia clase II. NOTAS 1 Para pruebas de onda cortada, el tiempo mínimo de arqueo debe ser 3,0 µs excepto para 110 kV NBAI, el cual debe ser 2,0 µs. 2 A pesar de que la columna 4 establece los niveles de impulso por maniobra de fase a tierra, no siempre es posible probar a esos niveles en devanados de baja tensión. 3 Las columnas 5 y 6 indican los niveles de prueba de fase a tierra que normalmente se aplican a devanados en estrella. Cuando el nivel de la tensión de prueba va a medirse de fase a fase, como es el caso normal de devanados en delta, los niveles en la columna 5 deben multiplicarse por 1,732 para obtener el nivel de tensión inducida de prueba de fase a fase requerida. 4 La prueba de tensión aplicada no es aplicable a las terminales de línea de los devanados en estrella, a menos que hayan sido especificados como apropiados para aplicaciones en sistemas no aterrizados. 5 Los niveles de aislamiento para los devanados de alta y baja tensión de los transformadores de potencia clase II deben seleccionarse de acuerdo con esta tabla.

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TABLA 9.- Niveles mínimos de prueba de aislamiento de fase a fase en transformadores de potencia clase I Tensión nominal del sistema kV (eficaz)

Nivel mínimo de prueba de aislamiento a baja frecuencia de fase a fase kV (eficaz)

46,0 69,0

76 115

NOTAS 1

Para tensiones nominales del sistema que no aparecen en la tabla, debe usarse un nivel de prueba no menor que 1,65 veces la tensión nominal del sistema. El nivel de prueba de baja frecuencia entre fases no debe ser menor que el nivel de prueba a baja frecuencia de línea a tierra.

2

TABLA 10.- Niveles de aislamiento mínimo en el neutro Tensión nominal del sistema kV (eficaz) 1,2 2,5 5,0 8,7 15,0 25,0 34,5 46,0 69,0

Niveles aislamiento mínimo a baja frecuencia kV (eficaz) Puesto a tierra través de un Puesto a tierra dispositivo para fallas a tierra o sólidamente o a través de aislado pero protegido contra una impedancia impulso 10 15 19 26 26 26 26 34 34

10 15 19 26 26 34 50 70 95

NOTAS 1

2

Para sistemas con tensiones en terminales de línea mayores que las descritas en esta tabla, el nivel de aislamiento del neutro debe especificarse conforme a los requisitos de servicio, pero en ningún caso debe ser menor de 34 kV. Cuando se especifique en los transformadores conectados en estrella con el neutro común y sólidamente puesto a tierra, puede utilizarse una boquilla de neutro seleccionada de acuerdo con los requisitos del devanado de baja tensión.

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TABLA 11.- Tolerancia en pérdidas de transformadores monofásicos y trifásicos Número de unidades en el lote 1

Base de la determinación

Pérdidas de vacío %

Pérdidas totales %

1 unidad

10

6

Cada unidad

10

6

Promedio de todas las unidades

0

0

2 ó más

TABLA 12.- Impedancia referida a 60 Hz Impedancia % ONAF, OFAF primer paso

ONAF, OFAF segundo paso

4,0 a 7,0 4,0 a 7,0 4,5 a 7,5

4,0 a 7,5 4,0 a 7,5 4,5 a 8,0

-

1,2 a 25,0 1,2 a 34,5 15,0 a 34,5

5,0 a 8,0 5,0 a 9,0 5,0 a 9,0

5,0 a 10,5 6,0 a 12,0 7,0 a 12,0

7,0 a 15,0 8,0 a 15,0

15,0 a 34,5 15,0 a 34,5 15,0 a 69,0

6,0 a 9,5 6,0 a 10,0 6,0 a 10,0

7,0 a 14,0 7,0 a 14,0 8,0 a 15,0

8,0 a 16,0 8,0 a 16,0 9,0 a 17,0

NBAI alta tensión

Baja tensión

kV (cresta)

KV

ONAN

110 150 200

1,2 a 15,0 1,2 a 15,0 1,2 a 15,0

250 350 450 550 650 750 900 1 050 1 425 1 550

15,0 a 69,0 15,0 a 69,0 15,0 a 69,0 34,5 a 161,0

7,0 7,0 8,0 9,0

a a a a

11,0 12,0 12,0 13,0

9,0 a 15,0 9,0 a 16,0 10,0 a 16,0 10,0 a 17,0

10,0 10,0 10,0 10,0

a a a a

18,0 19,0 20,0 21,0

NOTA - Para todos los casos anteriores, la diferencia entre dos o más transformadores “duplicados”, es decir, cuando dos o más transformadores de las mismas características son producidos por un sólo fabricante al mismo tiempo, no debe exceder 7,5 % del valor especificado entre ellos.

1

57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87

700 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 4 000 5 000 6 000 7 500 10 000 12 500 15 000 20 000 25 000 30 000 -

2) 3)

2

6 250 7 500 9 570 12 000 16 667 20 000 26 667 33 333 40 000 -

3

20 25 33 41 50

800 000 333 667 000 -

NBAI 450 kV A 650 kV 1

2

3

1

700 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 4 000 5 000 6 000 7 500 10 000 12 500 15 000 20 000 25 000 30 000 40 000 50 000 -

3 750 5 000 6 250 7 500 9 375 12 500 16 667 20 000 26 667 33 333 40 000 53 333 66 667 -

20 800 25 000 33 333 41 667 50 000 66 667 83 333 100 000 133 333 -

3 000 4 000 5 000 6 000 7 500 10 000 12 500 15 000 20 000 25 000 30 000 40 000 50 000 60 000 80 000 -

NBAI 750 KV 2 3 125 3 750 5 000 6 250 7 500 9 375 12 500 16 667 20 000 26 667 33 333 40 000 53 333 66 667 80 000 106 657 -

Capacidad equivalente a dos devanados kVA NBAI 900 kV a 1 050 kV

3)

NBAI 1 425 y mayores

3

1

2

3

1

2

3

20 800 25 000 33 333 41 657 50 000 65 567 83 333 100 000 133 333 -

12 500 15 000 20 000 25 000 30 000 40 000 50 000 60 000 80 000 100 000 -

16 667 20 000 26 667 33 333 40 000 53 333 66 667 80 000 106 667 133 333 -

20 800 25 000 33 333 41 667 50 000 66 667 83 333 100 000 133 333 166 667 -

12 500 16 000 20 000 25 000 30 000 40 000 50 000 60 000 80 000 100 000 -

16 667 20 000 26 667 33 333 40 000 53 333 66 667 80 000 106 667 133 333 -

20 800 25 000 33 333 41 667 50 000 66 667 83 333 100 000 133 333 166 667

Para capacidades intermedias, se debe usar el nivel de ruido audible de la capacidad inmediata superior. Para las columnas 2 y 3 los niveles de ruido audible se entienden con el equipo auxiliar de enfriamiento en operación. La capacidad equivalente a dos devanados se definen como la mitad de la suma de las capacidades de todos los devanados.

NOTAS COLUMNAS: 1.- Clasificación* ONAN/ONWN/OFWN 2.- Clasificación* ONAF Y OFAN primer paso de enfriamiento forzado. 3.- Clasificación* ODAF, ONAF, OFAF ,segundo paso de enfriamiento forzado

1) 2)

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NBAI 110 kV A 350 kV

Nivel de ruido promedio dB

1)

TABLA 13.- Nivel de ruido audible para transformadores de potencia sumergidos en líquido aislante

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TABLA 14.- Distancias entre boquillas de transformadores de potencia para operar a 1 000 m s.n.m. Tensión nominal

NBAI

kV (eficaz)

kV (cresta)

Distancia entre partes vivas mm

Distancia entre partes vivas y tierra mm

Distancia entre partes superiores de campanas mm

4,4

75

6,9

95

102

89

51

127

114

13,8

64

110

165

152

89

24,0

150

229

203

152

34,5

200

330

305

203

46,0

250

432

381

305

69,0

350

635

584

483

115,0

450

838

762

686

115,0

550

1 041

940

914

138,0

650

1 245

1 118

1 118

161,0

750

1 448

1 321

1 321

230,0

900

1 778

1 600

1 651

230,0

1 050

2 134

1 930

2 007

400,0

1 300

2 743

2 489

2 616

400,0

1 400

3 073

2 743

2 896

NOTA - Cuando la instalación se encuentre arriba de 1 000 m s.n.m., debe multiplicarse por el factor corrección según tabla 3.

de

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TABLA 15.- Información de la placa de datos de transformadores de potencia Datos Número de serie Clase ( ONAN/ONAN/ONAF) Número de fases Frecuencia en hertz Capacidad nominal de kVA o MVA Tensiones nominales en V o kV Tensiones de las derivaciones en V Elevación de temperatura en grados Celsius Polaridad (transformadores monofásicos) Diagrama vectorial (transformadores trifásicos) Corriente de excitación en % a baja tensión Impedancia(s) en % Resistencia de aislamiento de núcleo a tierra (MΩ) Humedad residual Masas aproximadas, en kilogramos Diagrama de conexiones Nombre del fabricante Instructivo La leyenda transformador o autotransformador Factor de potencia de los devanados Resistencia de aislamiento de los devanados Identificación del líquido aislante y cantidad en litros Niveles de impulso Fecha (mes y año) de fabricación Símbolos Norma de fabricación Altitud de operación Leyenda que identifique país de origen Leyenda “Libre de BPC”

Véase notas 1 2 1y3 1y4 5y6 13 15 7 14 18 8 y 10 9 17 16 10 11 12 -

NOTAS 1 2 3 4 5

6 7

El tamaño de las letras y los números que indiquen la capacidad, número de serie y tensiones nominales deben ser como mínimo de 4 mm, y deben ser grabadas. El tamaño de otras letras y números es opcional para el fabricante, pero no menor de 2 mm. En algunos casos puede ser conveniente incluir el tipo de núcleo en adición a la clase. Cuando la clase de un transformador implique más de una capacidad, debe indicarse en todas las capacidades. Las tensiones nominales de un transformador se designan por las tensiones nominales de cada devanado, separadas por un guión. Las tensiones nominales de los devanados se designan como se indica en 5.3.6. Las tensiones de las derivaciones de un devanado se designan ordenando las tensiones de cada derivación del devanado, separadas por una diagonal o en forma tabular. La tensión de cada derivación debe expresarse en volts. Las derivaciones deben indicarse en la placa de datos y en el indicador de posiciones del cambiador de derivaciones, por medio de números arábigos y/o letras en orden consecutivo. El número “1” asigna la derivación de máxima tensión a menos que otra cosa se especifique. Debe mostrarse la corriente de todas las derivaciones y en todas sus capacidades. Debe indicarse el porciento de impedancia entre cada par de devanados a una temperatura igual a la elevación de temperatura correspondiente a la elevación de temperatura más 20 ºC, para la tensión, capacidad y frecuencia nominales. Debe indicarse la tensión base después de cada valor de impedancia y, si el transformador tiene más de una capacidad nominal, debe indicarse la capacidad base después de cada valor de impedancia. Si se solicita debe indicarse la impedancia de secuencia a cero.

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8

Deben indicarse las masas aproximadas en kilogramos como sigue: Núcleo y devanados _____________________________________kg Tanque y accesorios ____________________________________ kg ______litros de líquido aislante___________________________ kg Masa total _____________________________________________ kg Masa de la pieza más pesada cuando el transformador se embarque en partes _____________________________________ kg Deben identificarse en la placa de datos y/o en el diagrama de conexiones todos los devanados, así como las terminales exteriores. Debe incluirse un diagrama esquemático que muestre la posición relativa de las terminales externas e internas. En general, el diagrama debe ilustrar en la parte inferior, el devanado de baja tensión y en la parte superior el devanado de alta tensión con la terminal H1 al lado izquierdo. (Este arreglo puede modificarse en casos particulares). Todas las puntas internas y terminales que estén permanentemente conectadas, deben indicarse con letras y/o números que permitan identificarse convenientemente, evitando confusiones con las marcas terminales y de polaridad. La cantidad de litros de líquido aislante deben mostrarse en la placa, tanto para el tanque principal como para cada compartimiento que contenga líquido aislante. Deben indicarse los niveles básicos de impulso (onda completa en kV) de las terminales de línea y neutro. Cuando sea aplicable, deben indicarse los símbolos siguientes:

9

10 11 12

Boquilla

13

Boquilla con derivación capacitiva

Boquilla con derivación capacitiva conectada a un dispositivo de potencial

Cuando el transformador esté diseñado para operar a más de una elevación nominal de temperatura, estas deben indicarse en la placa. Deben indicarse valores de resistencia de aislamiento de núcleo a tierra en MΩ en transformadores mayores de 2,5 MVA. Debe indicarse el por ciento de corriente de excitación a _______ kV, aplica sólo para transformadores clase II. Debe indicarse la resistencia de aislamiento de los devanados en MΩ. Debe indicarse el por ciento factor de potencia de los devanados a 20 ºC. Debe indicarse el por ciento de humedad residual para transformadores de 10 MVA y mayores.

14 15 16 17 18

TABLA 16.- Categorías de transformadores según su capacidad Categoría I

2)

II III IV 1) 2)

Capacidad en kVA Monofásico 5 a 500 501 a 1 667 1 668 a 10 000 arriba de 10 000

1)

Trifásico 15 a 500 501 a 5 000 5 001 a 30 000 arriba de 30 000

Todas las capacidades en kVA son las mínimas de placa para los devanados principales. La categoría I corresponde a transformadores de distribución

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TABLA 17.- Valores de k r/x

x/r

k

0,001

1 000

2,824

0,002

500

2,820

0,003

333

2,815

0,004

250

2,811

0,005

200

2,806

0,006

167

2,802

0,007

143

2,798

0,008

125

2,793

0,009

111

2,789

0,010

100

2,785

0,020

50

2,743

0,03

33,3

2,702

0,04

25

2,662

0,05

20

2,624

0,06

16,7

2,588

0,07

14,3

2,552

0,08

12,5

2,518

0,09

11,1

2,484

0,10

10,0

2,452

0,20

5

2,184

0,3

3,33

1,990

0,4

2,5

1,849

0,5

2

1,746

0,6

1,67

1,669

0,7

1,43

1,611

0,8

1,25

1,568

0,9

1,11

1,534

1,0

1

1,509

NOTA - Los valores k dados en la tabla son aproximados dentro de un 0,7 % de los valores calculados por método exacto.

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TABLA 18.- Potencia aparente de cortocircuito del sistema Tensión máxima del sistema kV (eficaz) hasta 15,5 25,8 38,0 72,5 123,0 145,0 170,0 245,0 420,0

Capacidad de falla del sistema kA (eficaz) MVA 35 20 25 20 35 35 35 40 40

1 000 1 000 1 700 2 550 7 500 9 000 10 500 17 000 30 000

TABLA 19.- Reactancia subtransitoria de máquinas sincrónicas trifásicas Tipo de máquina Turbogenerador 2 polos Turbogenerador 4 polos Generadores de polos salientes y motores con amortiguadores Generadores de polos salientes sin amortiguadores Condensadores enfriados por aire Condensadores enfriados por hidrógeno

Reactancia más común (por unidad)

Valores de reactancia subtransitoria (por unidad)

0,10 0,14

0,07 a 0,20 0,12 a 0,21

0,20

0,13 a 0,32

0,30 0,27 0,32

0,20 a 0,50 0,19 a 0,30 0,23 a 0,36

TABLA 20.- Factores de multiplicación Tipo de transformador

Factor de multiplicación

ONWF

1,0

ONAF, OFAF, ODAF, OFWF, ODWF

0,6

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TABLA 21.- Pruebas aplicables a transformadores de potencia sumergidos en líquido aislante

Pruebas

1.- Características físicas de los componentes. 2.- Elevación de temperatura promedio de los devanados. ** 3.- Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado.

P X

Transformadores de potencia Clase I* Clase II* R O P R X

X

X

X 4.- Tensión de aguante al impulso por maniobra para 230 kV y mayores. 5.- Características físicas del transformador totalmente ensamblado. 6.- Resistencia del aislamiento de los devanados. 7.- Rigidez dieléctrica del líquido aislante. 8.- Relación de transformación. 9.- Resistencia óhmica de los devanados. 10.- Polaridad y secuencia de fases. 11.- Pérdidas en vacío al 100 % y 110 % de la tensión nominal. 12.- Corriente de excitación al 100 % y 110 % de la tensión nominal. 13.- Corriente de excitación a baja tensión (2,5 kV ó 10 kV). 14.- Tensión de impedancia. 15.- Pérdidas debidas a la carga. 16.- Tensión aplicada. 17.- Tensión inducida. 18.- Hermeticidad. 19.- Presión negativa (vacío) 20.- Prueba a circuitos de control, medición y fuerza. 21.- Cromatografía de gases. 22.- Factor de potencia de los aislamientos. 23.- Resistencia del aislamiento del núcleo a tierra. 24.- Nivel de ruido audible. 25.- Porcentaje de humedad residual. 26.- Medición de descargas parciales. 27.- Cortocircuito. 28.- Tensión aplicada contra el núcleo, 2 kV, 60 Hz, 1 min. 29.- Pérdidas, corriente de excitación e impedancia a tensión, carga o frecuencia distinta a las nominales. 30.- Elevación de temperatura promedio de los devanados a capacidades distintas de las nominales. 31.- Prueba hidrostática. 32.- Impedancia de secuencia cero. 33.- Respuesta a la frecuencia. 34.- Factor de potencia y capacitancia a boquillas capacitivas. NOTA 1 La letras en las columnas significan: P = Prototipo R = Rutina

O

X X X X X X X X X

X X X X X X X

X

X

X

X X X X X X

X X X X X X

X

X

X X X X

X X X X X X X X

X

X X X X X

X

X

X X X

X X X X X

O = Opcional

* Para la clasificación de transformadores de potencia véase 5.3.7. ** Con análisis de cromatografía de gases antes y después de esta prueba, cuando se requiera por el cliente.

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Designación

Dato de placa (ejemplos)

Diagrama esquemático del devanado

Explicación condensada de las designaciones y del diagrama Indica un devanado para conexión delta en un sistema de E volts.

E

34 500

E/E1 Y

2 400/4 160 Y

38 105/66 000

E/E1 o

ó

E/E1 YT

38 105/66 000 YT

Indica un devanado para conexión delta en un sistema de E volts o para conexión estrella en un sistema de E1 volts con el neutro aislado. Indica un devanado de E volts teniendo un aislamiento reducido, apropiado para una conexión en delta en un sistema de E volts o en una conexión estrella en un sistema de E1 volts, con el neutro del transformador efectivamente conectado a tierra.

(1) 66 000 E1

/E o

/38 105 ó

66 000 YT/38 105

E1 YT/E

Indica un devanado con aislamiento reducido en la terminal del neutro. La terminal del neutro puede conectarse directamente al tanque (a tierra) para una conexión monofásica o en estrella en un sistema de E1 volts, con la terminal del neutro del devanado efectivamente conectado a tierra.

(1) V x V1

2 400/4 160Y

(2)

4 800/8 320Y

x

Indica un devanado para operación en paralelo o serie solamente (no para servicio de tres hilos

NOTAS 1

Los símbolos

2

Indica un devanado de dos o más secciones que pueden conectarse en paralelo para obtener la tensión nominal de V volts (como se define en las designaciones anteriores), o en serie para obtener la tensión nominal V1 volts (como se define en las mismas designaciones).

o YT son equivalentes a la expresión estrella con neutro a tierra.

3

E es la tensión de línea a neutro en devanados conectados en estrella, o la tensión de línea a línea en devanados conectados en delta.

FIGURA 1.- Designación de las tensiones nominales de los devanados en los transformadores monofásicos

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Designación

Dato de placa (ejemplos)

Diagrama esquemático del devanado

Explicación condensada de las designaciones y del diagrama. Indica un devanado permanentemente conectado en delta.

E 13 200 E1Y 4 160 E1Y/E

4 160 Y/2 400

E/E1 Y

2 400/4 160 Y

E/E1 Y/E 2 400/4 160 Y/2 400 E1

/E

o E1 YT/E

(1)

E/E1 /E o E/E1 YT/E

6 600

/3 810,5 ó 6 600 YT/3 810,5 38 105/66 000 /38 105 ó 38 105/66 000 YT/38 105

(1)

E1X

/EH /EX - EY o

Indica un devanado para conexión delta a E volts o para conexión en estrella a E1 volts con el neutro aislado. Indica un devanado para conexión delta a E volts o para conexión en estrella a E1 volts con el neutro accesible y con aislamiento completo. Indica un devanado con aislamiento graduado, permanentemente conectado en estrella, con el neutro accesible para conexión a tierra. Indica un devanado con aislamiento graduado que puede conectarse en delta para operación en E volts, o en estrella con el neutro exterior conectado efectivamente a tierra para operación en un sistema de E1 volts. Indica un devanado permanentemente conectado en delta, para operación paralelo o serie.

4 160 Y/2 400 x

Indica un devanado permanentemente conectado en estrella, para operación paralelo o serie.

12 470Y/7 200 E1H

Indica un devanado permanentemente conectado en estrella con el neutro accesible y con aislamiento completo.

6 900 x 13 800 V x V1 (2)

Indica un devanado permanentemente conectado en estrella con el neutro aislado.

115 000 66 000

/66 395 -

/38 105 - 13 000 ó

E1HYT/ EH-

115 000YT/66 395 -

E1XYT/ EX - EY (4)

66 000 YT/38 105 - 13 200

Ejemplo de un autotransformador de tres devanados con el terciario conectado en delta.

NOTAS 1 2 3 4

Los símbolos o YT son equivalentes a la expresión estrella con neutro a tierra. Indica un devanado de dos o más secciones que pueden conectarse en paralelo para obtener la tensión nominal de V volts (como se define en las designaciones anteriores), o en serie para obtener la tensión nominal V1 volts (como se define en las mismas designaciones). E es la tensión en línea a neutro en devanados conectados en estrella, o tensión de línea a línea en devanados conectados en delta. Los subíndices adicionales H, X y Y, identifican los devanados de alta tensión, baja tensión y terciario respectivamente.

FIGURA 2.- Designación de las tensiones nominales de los devanados en los transformadores trifásicos


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* Véase tabla 8

FIGURA 3.- Prueba de tensión inducida para transformadores de potencia clase II


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FIGURA 4.- Diagrama de desplazamiento angular


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a) Monofásico

b) Trifásico

FIGURA 5.- Arreglo de boquillas y localización de accesorios


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EMBLEMA Y MARCA DEL FABRICANTE TIPO

24/32/40 MVA 230/85 kV 81/10,15/12,21 % a 75 °C

Iexc

FECHA DE LIBRE DE BPC FABRICACIÓN No. DE SERIE:__________ PEDIDO No.____________ INSTRUCTIVO:_________ MASAS APROXIMADAS EN kg: NUCLEO Y BOBINAS:___________ TANQUE:______________________ ACCESORIOS:_________________ LÍQUIDO:______________________ TOTAL:________________________

TRANSFORMADOR TRIFÁSICO DE POTENCIA EN LÍQUIDO AISLANTE

NIVELES BASICOS DE IMPULSO AT:900 kV BT:450 kV Ho:110 kV

DIAGRAMA DE ALAMBRADO I5-C-18 1330

PRESIÓN DE DISEÑO DE TANQUE Y ACCESORIOS POSITIVA: ___________________

PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE PRESERVACIÓN DEL LÍQUIDO AISLANTE POSITIVA:_______________________________

NEGATIVA: VACÍO COMPLETO

NEGATIVA:_____________________________

VOLTS DEVANADO ALTA TENSIÓN

BAJA TENSIÓN

241 500 236 750 230 000 224 250 218 500 85 000

55 ºC ELEVACIÓN DE TEMPERATURA DE LOS DEVANADOS A PLENA CARGA CONTINUA: a 2 300 m s.n.m. HECHO EN MÉXICO

ONAN 57,4 58,8 60,2 61,8 63,4 163

CONEXIONES AMPERES ONAF 76,5 78,4 80,3 82,4 84,6 217,4

OFAF 95,6 98 100,4 103 105,7 271,7

COMBINADOR DE DERIVACIONES CONECTA CON CADA FASE POS 1 4 CON 5 2 3 CON 5 3 3 CON 6 4 2 CON 6 5 2 CON 7 -

PRECAUCIÓN: 1.- LLENE EL TRANSFORMADOR CON LÍQUIDO AISLANTE HASTA QUE EL INDICADOR DE NIVEL LLEGUE A LA MARCA DE 25 ºC. 2.- NUNCA OPERE EL TRANSFORMADOR CUANDO EL INDICADOR ESTE ABAJO DEL LÍMITE INFERIOR DE SU ESCALA 3.- LAS CONEXIONES DE LAS DEVANACIONES DE ALTA TENSIÓN SON HECHAS POR UN CAMBIADOR OPERADO DESDE EL EXTERIOR DEL TANQUE. 4.- EL TRANSFORMADOR DEBE ESTAR DESENERGIZADO DE LA LÍNEA AL CAMBIAR DERIVACIÓN

REGISTROS DEL FABRICANTE NOTAS1.- LOS DATOS INDICADOS EN EL ARREGLO ANTERIOR SON MERAMENTE ILUSTRATIVOS 2.- PARA TRANSFORMADORES QUE SE EMBARQUEN DESARMADOS SE DEBEN INCLUIR LOS DATOS SIGUIENTES EN LA PLACA INDEPENDIENTE. 3.- LITROS DE LÍQUIDO AISLANTE PARA CUBRIR BOBINAS

DATOS A PRUEBA AL MOMENTO DEL EMBARQUE RESISTENCIA DE LOS AISLAMIENTOS A 20 ºC ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN Y TIERRA---MΩ BAJA TENSIÓN CONTRA ALTA TENSIÓN Y TIERRA--- MΩ ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN --- --------------MΩ

FACTOR DE POTENCIA A 20 °C ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN Y TIERRA--------------------% BAJA TENSIÓN CONTRA ALTA TENSIÓN Y TIERRA--------------------% ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN -------------------------------------%

CORRIENTE DE EXCITACIÓN. A___________________________kV (EQUIPO MEU) HUMEDAD RESIDUAL __________% FASE A:_____________________________FASE B:______________________________FASE C:_____________________________________

FIGURA 6.- Ejemplo de arreglo de placa de datos


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Tapón hexagonal de 19,0 mm

Cuerpo de válvula hexagonal

Bala de acero

42,0 mm 23,0 mm

Rosca

9,40 mm Hexagonal de 38,1 mm Hexagonal de 19,05 mm

Tapa

Cuerpo

bala de acero

33,00 mm 18,00 mm

9,50 mm

Rosca

FIGURA 7.- Ejemplo de válvulas de muestreo

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9

BIBLIOGRAFÍA

ANSI/IEEE C57.12.00-2000

General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.

ANSI/IEEE C57.19.00-1991

General Requirements and Test Procedure for Outdoor Apparatus Bushings.

10

CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES

Esta Norma Mexicana es no equivalente (NEQ) con la norma internacional IEC60076 “Power transformers”. La presente norma no es una adopción de la normativa internacional antes referida debido a que las especificaciones, y métodos de prueba de NMX-J-169-ANCE, referidas en la presente Norma Mexicana se han utilizado desde 1986, con lo que se adquirido la experiencia, confianza e infraestructura para su aplicación, sin embargo, de manera contraria se carece de experiencia en la metodología de prueba internacional. Se ha iniciado el análisis de la normativa internacional y se espera considerarla en la próxima revisión de esta Norma Mexicana.

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APÉNDICE A (Informativo) NORMAS DE CONSULTA Esta es información adicional no mandatoria relacionada con el tema indicado. A.1

ANSI/ASME B1.20.1-1983 (R2001)

Pipe threads, General Purpose (Inch).

A.2

ANSI/IEEE C57.12.00-2000 General requirements for liquid-immersed distribution, power, and regulating transformers.

A.3

ANSI/IEEE C.57.12.90-1999 Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power and Regulating Transformers and Guide for Short-Circuit Testing of Distribution and Power Transformers.

A.4

ANSI/IEEE C.57.19.01-2000 and Dimensions for.

A.5

IEC60076-5 (2000-07)

Power transformers – Part 5: Ability to withstand short circuit.

A.6

IEC60099-4 (2004-05) gaps for a.c. systems.

Surge arresters – Part 4: Metal-oxide surge arresters without

A.7

IEC60137 (2003-08)

Insulated bushings for alternating voltages above 1 000 V.

A.8

NEMA MG 1-2004

Motors and Generators.

Outdoor Apparatus Bushings, Performance Characteristics

APÉNDICE B (Informativo) ADHERENCIA DEL ACABADO EN EL TANQUE En tanto no exista norma mexicana al respecto, consúltese en forma supletoria la publicación ASTM D 3359 "Standard Methods for Measuring Adhesion by Tape Test".

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