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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

TRANSFORMADORES TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DISTRIBUCIÓN “Esta norma cancela y sustituye a la NRF-143-PEMEX-2006”

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TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

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CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0

INTRODUCCIÓN. ............................................................................................................................................. 5

1

OBJETIVO........................................................................................................................................................ OBJETIVO ........................................................................................................................................................ 5

2

ALCANCE......................................................................................................................................................... ALCANCE ......................................................................................................................................................... 5

3

CAMPO DE APLICACIÓN................................................................................................................................ APLICACIÓN................................................................................................................................ 5

4

ACTUALIZACIÓN............................................................................................................................................. ACTUALIZACIÓN ............................................................................................................................................. 6

5

REFERENCIAS................................................................................................................................................. REFERENCIAS................................................................................................................................................. 6

6

DEFINICIONES................................................................................................................................................. DEFINICIONES................................................................................................................................................. 7

7

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. ABREVIATURAS. ..................................................................................................................... 7

8

DESARROLLO. ................................................................................................................................................ 8 8.1

Generalidades. ...................................................................................................................................... 8

8.2

Características técnicas generales..................................................................................................... generales. .................................................................................................... 8 8.2.1 Capacidad nominal. .................................... .................. .................................... ..................................... ..................................... .................................... ........................... ......... 8 8.2.2 Tensiones nominales.................................. nominales................ .................................... ..................................... ..................................... .................................... ........................... ......... 8 8.2.3 Tensiones de las derivaciones. .................................... .................. .................................... ..................................... ..................................... ........................... ......... 9 8.2.4 Relación de transformación y su tolerancia.................................... ................. .................................... ..................................... ............................ ......... 9 8.2.5 Conexiones..................................... .................. ..................................... ..................................... .................................... ..................................... ..................................... ...................... 9 8.2.6 Impedancia y su tolerancia. .................................... .................. ..................................... ..................................... .................................... ................................. ............... 9 8.2.7 Designación de terminales. .................................... .................. ..................................... ..................................... .................................... ............................... ............. 10 8.2.8 Secuencia de fases. .................................... ................. ..................................... .................................... ..................................... ..................................... ........................ ...... 10 8.2.10 Instrumentos de protección. .................................... ................. ..................................... .................................... ..................................... ............................... ............ 10 8.2.11 Nivel de ruido. ..................................... ................... .................................... ..................................... ..................................... .................................... ................................. ............... 10 8.2.12 Clase de enfriamiento. .................................... .................. .................................... ..................................... ..................................... .................................... ..................... ... 10 8.2.13 Nivel de aislamiento aislamiento y valores valores de pruebas dieléctricas. .................................... ................. ..................................... ......................... ....... 10

8.3

Condiciones de operación................................................................................................................. operación. ................................................................................................................ 11 8.3.1 Temperatura ambiente. ..................................... .................. ..................................... .................................... ..................................... ..................................... .................. 11 8.3.2 Altura de operación sobre el nivel del mar. ..................................... .................. ..................................... .................................... ......................... ....... 11 8.3.3 Efecto de la altitud altitud en la elevación elevación de temperatura..................................... ................. ..................................... ............................... ............. 11 8.3.4 Operación a tensiones superiores a la nominal .................................... .................. .................................... ..................................... ................... 12 8.3.5 Operación bajo condiciones de sobrecarga. ................................... ................. .................................... ..................................... ......................... ...... 12 8.3.6 Requerimientos de operación bajo condiciones de corto circuito. ................................... ................ ............................. .......... 12 8.3.7 Vida útil esperada del transformador....................... transformador.... ..................................... .................................... ..................................... ............................... ............ 12 8.3.8 Condiciones especiales de servicio. .................................... .................. ..................................... ..................................... .................................... .................. 13

8.4

Características de Construcción .................................... .................. ..................................... ..................................... .................................... .............................. ............ 13 8.4.1 Núcleo ..................................... .................. ..................................... .................................... ..................................... ..................................... .................................... .......................... ........ 13 8.4.2 Devanados. ................................... ................. .................................... ..................................... ..................................... .................................... ..................................... ..................... 13

NRF-143-PEMEX-2011 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.4.3 8.4.4 8.4.5 8.4.6 8.4.7 8.4.8 8.4.9

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Tanque, cubiertas y bases: ........................................................................................................ 14 Empaques. ................................................................................................................................. 14 Acabado. .................................................................................................................................... 15 Liquido aislante. .......................................................................................................................... 15 Sistema de enfriamiento y radiadores. ....................................................................................... 15 Garganta para cámara de conexiones. ...................................................................................... 16 Accesorios. ................................................................................................................................. 16

8.5

Pruebas. ............................................................................................................................................... 20 8.5.1 Pruebas a componentes del transformador. .............................................................................. 20 8.5.2 Pruebas ambientales a los materiales. ...................................................................................... 20 8.5.3 Pruebas de prototipo. ................................................................................................................. 20 8.5.4 Pruebas de rutina. ...................................................................................................................... 21 8.5.5 Pruebas opcionales. ................................................................................................................... 21 8.5.6 Pruebas de campo. .................................................................................................................... 21

8.6

Supervisión de la fabricación: ........................................................................................................... 21 8.6.1 Verificaciones durante la fabricación. ......................................................................................... 21

8.7

Evaluación de características y valores de garantía....................................................................... 22

8.8

Criterio y tolerancia para la aceptación o rechazo. ......................................................................... 22 8.8.1 Criterio para la aceptación. ......................................................................................................... 22 8.8.2 Criterio de rechazo. .................................................................................................................... 22

8.9

Empaque y embarque. ....................................................................................................................... 22

8.10 Información técnica. ........................................................................................................................... 22 8.11 Supervisión de montaje y puesta en servicio. ................................................................................. 23 8.12 Cuestionario. ....................................................................................................................................... 23 9

PRESPONSABILIDADES. ............................................................................................................................. 23 9.1 9.2

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. .........................................................................23 Licitantes, fabricantes, proveedores y contratistas. ....................................................................... 24

10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES................................................... 25 11 BIBLIOGRAFIA. ............................................................................................................................................. 25 12 ANEXOS. ........................................................................................................................................................ 26 12.1 ANEXO 1 Hoja de Datos de Transformadores de Distribución en Líquido Aislante ....................26 12.2 Cuestionario Técnico del Transformador. ....................................................................................... 27

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INTRODUCCIÓN.

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, existe la necesidad de utilizar transformadores de distribución en líquido aislante en sus plantas industriales. Estos equipos deben operar de manera eficiente y segura y tener garantía de calidad de los materiales con los que se fabriquen para preservar la integridad de vidas humanas, medio ambiente y las instalaciones. Con el objeto de tener un documento normativo que reúna la experiencia actual de la empresa, la práctica internacional y los avances tecnológicos existentes, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios emite a través de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP), esta Norma de Referencia para la adquisición de de transformadores de distribución en líquido aislante. En la elaboración de la presente norma de referencia participaron los siguientes Organismos, Empresas e Instituciones: Petróleos Mexicanos. PEMEX Exploración y Producción. PEMEX Gas y Petroquímica Básica. PEMEX Refinación. PEMEX Petroquímica. PROLEC GE S. de R. L. de C. V INDUSTRIAS IEM CANAME. COOPER POWER SYSTEMS ZETRAK Instituto Mexicano del Petróleo. 1

OBJETIVO

Esta norma de referencia establece los requisitos, especificaciones técnicas y documentales mínimas que deben cumplir el proveedor o contratista para el suministro, adquisición, instalación e interconexión de transformadores de distribución, en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. 2

ALCANCE

Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos para adquisición de transformadores de distribución, tipo subestación o tipo poste, trifásicos y monofásicos, en liquido aislante con capacidad de hasta 500 kVA, hasta 34,5 kV nominales en alta tensión y 15 kV nominales en baja tensión, incluye: certificado de pruebas de fábrica, planos y diagramas, instructivos e información técnica para instalación, interconexión y montaje de los mismos, embalaje, embarque y transporte. 3

CAMPO DE APLICACIÓN

La presente norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de transformadores de distribución trifásicos y monofásicos, en líquido aislante para instalaciones industriales que se lleven a cabo en los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

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ACTUALIZACIÓN

Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización del Corporativo de PEMEX, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 y dirigirse por escrito al: Subcomité Técnico de Normalización del Corporativo de PEMEX. Avenida Marina Nacional # 329. Piso 12, Edificio “A”, Colonia Huasteca, C. P. 11311. México, D. F. Teléfono directo: 19-44-29-46; Conmutador: 19-44-25-00, Extensión: 2-32-60. 5

REFERENCIAS.

5.1

NOM-001-SEDE-2005. Instalaciones eléctricas. (Utilización).

5.2 NOM-002-SEDE-1999. Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transform adores de distribución. 5.3

NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida.

5.4

NOM-009-ENER-1995. Eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales.

5.5 NMX-J-116-ANCE 2005. Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación Especificaciones. 5.6 NMX-J-123-ANCE-2008. Transformadores aceites minerales aislantes para transformadoresEspecificaciones, muestreo y métodos de prueba. 5.7 NMX-J-169-ANCE-2004. Transformadores y auto transformadores de distribución y potencia - Métodos de prueba. 5.8 NMX-J-234-ANCE-2008. Aisladores - Boquillas de extra alta, alta y media tensión para corriente alterna  – especificaciones y métodos de prueba. 5.9 NMX-J-271/1-ANCE-2007. Técnicas de prueba en alta tensión - Parte 1: definiciones generales y requisitos de prueba. 5.10 NMX-J-572/1-ANCE-2008. Líquidos aislantes de alto punto de ebullición para transformadores - Parte 1: Guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control, mantenimiento y tratamiento de fluidos aislantes siliconados. 5.11 NMX-J-572/2-ANCE-2005. Líquidos aislantes de alto punto de ebullición para transformadores - Parte 2: Guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control, mantenimiento y tratamiento de fluidos de hidrocarburos menos inflamables. 5.12

NRF-048-PEMEX-2007. Diseño de instalaciones eléctricas.

Las referencias dentro de esta NRF a la Normatividad se realizan sin incluir el año de emisión, pero corresponden al indicado en Capítulo 5 “Referencias” y Capítulo 11 “Bibliografía”

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DEFINICIONES.

Para los efectos de esta norma, se consideran los transformadores de distribución con capacidad de 5 hasta 500 kVA, hasta 34,5 kV nominales en alta tensión y hasta 15 kV nominales en baja tensión, de acuerdo a la norma NOM-002-SEDE, NMX-J-116-ANCE, NMX-J-169-ANCE y NRF-048-PEMEX. 6.1 Transformador. Dispositivo eléctrico estático que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica, de uno o más circuitos, a la misma frecuencia, transformando usualmente los valores de tensión y corriente. 6.2 Transformador de distribución tipo poste. Aquel que está dispuesto en forma adecuada para ser montado en un poste o en alguna estructura similar. 6.3 Transformador de distribución tipo subestación. Aquel que está dispuesto en forma adecuada para ser instalado en una plataforma, cimentación o estructura similar. 6.4 Alta tensión. En un transformador, se considera al devanado con mayor tensión como devanado de alta tensión, independientemente de la designación de tensiones de NMX-J-098-ANCE. 6.5 Baja tensión. En un transformador, se considera al devanado con menor tensión como devanado de baja tensión, independientemente de la designación de tensiones de NMX-J-098-ANCE. 7

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

°C A ANCE ANSI ASTM ema h Hz IEC IEEE kVA LGEEPA mm s.n.m. NBAI NEMA NFPA NMX NOM NRF

Temperatura Celsius, en grado Celsius Intensidad de corriente eléctrica, en ampere(s) Asociación de Normalización y Certificación, A.C. American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Estandarización) American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales) Entidad Mexicana de Acreditación, A.C. Tiempo, en horas Frecuencia, en Hertz International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional) Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos) Capacidad nominal de un transformador en, kilo-volt-amperes Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente Longitud, en milímetros Altitud sobre el nivel del mar Nivel básico de aislamiento al impulso National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos) National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección Contra Incendios) Norma Mexicana Norma Oficial Mexicana Norma de Referencia

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Partes por millón. United States Standard Gauge (Escala para medir calibres de lámina de acero). Tensión eléctrica en volt(s) Conexión en estrella en el devanado de un transform ador Impedancia Conexión en triangulo o delta en el devanado de un transform ador

Para los efectos de esta norma con relación a simbología y valores de unidades de medida, referirse a la NOM008-SCFI "Sistema General de Unidades de Medida". 8

DESARROLLO. 8.1 Generalidades.

8.1.1 Los dibujos del fabricante deben hacerse usando el sistema métrico de acuerdo a la norma NOM-008SCFI. Cuando se trate de partes elaboradas usando el sistema inglés, las equivalencias se mostraran entre paréntesis después de cada dimensión métrica. Los dibujos que el fabricante debe entregar son: a) b)

Placa de datos Dimensiones del equipo

8.1.2 El transformador debe estar diseñado y construido de tal manera que pueda soportar los esfuerzos de corriente de corto circuito sin peligro, en el intervalo de tiempo especificado por las normas NMX-J-169-ANCE y NMX-J-116-ANCE. 8.1.3 La Impedancia del transformador debe ser de acuerdo a la tabla 2 de esta NRF ó al menos que se solicite una impedancia garantizada de acuerdo a los requerimientos explícitos del sistema eléctrico indicado en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2 Características técnicas generales. 8.2.1

Capacidad nominal.

La capacidad nominal de un transformador son los kVA que el devanado secundario debe suministrar en un tiempo especificado (continuo) a tensión y frecuencia nominales, sin exceder los límites de temperatura establecidos en la tabla 6 de esta norma de referencia. Las capacidades nominales preferentes en kVA, que especifica PEMEX, son las siguientes: a) Transformadores monofásicos: 5 kVA, 10 kVA, 15 kVA, 25 kVA y 37,5 kVA (no aplica para desaladoras). b) Transformadores trifásicos: 15 kVA, 30 kVA, 45 kVA, 75 kVA, 112,5 kVA, 150 kVA, 225 kVA, 300 kVA y 500 kVA. 8.2.2

Tensiones nominales.

Las tensiones nominales preferentes de un transformador son las que se indican en la tabla 1 de la presente Norma de referencia y en la NRF-048-PEMEX, numeral 8.8.1. Tabla 1. Tensiones nominales preferentes para transformadores. Nivel de aislamiento kV

Tensión V

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120 220Y/127, 1,2 480Y/277 480 Δ 5 4 160 15 13 800 25 23 000 34,5 33 000 Nota: Se pueden requerir valores diferentes de acuerdo a las tensiones de los sistemas eléctricos existentes en los centros de trabajo.

8.2.3

Tensiones de las derivaciones.

La cantidad de derivaciones, en el devanado primario, deben ser de cuatro, dos arriba y dos abajo; la diferencia de tensión entre derivaciones adyacentes debe ser 2,5 por ciento de la tensión nominal. En todas las derivaciones deben obtenerse los kVA de capacidad nominal. 8.2.4

Relación de transformación y su tolerancia.

La tolerancia en la relación de transformación, medida cuando el transformador está sin carga debe ser de ± 0,5 por ciento, en todas sus derivaciones, de acuerdo a la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.3.10. 8.2.5

Conexiones.

Los arreglos de las conexiones normalizadas son: Conexión serie para unidades monofásicas, Delta – delta (Δ – Δ), Delta – estrella (Δ – Ү). El tipo de conexión se debe definir en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2.5.1 Polaridad de transformadores monofásicos. Todos los transformadores monofásicos deben ser de polaridad substractiva, identificándose la terminal de mayor tensión por “H” con el índice menor, en correspondencia a la terminal del devanado de menor tensión “ X” con el índice menor. (Ejemplo: H1 en correspondencia con X1) 8.2.5.2 Desplazamiento angular de transformadores trifásicos. El desplazamiento angular entre tensiones de fase de alta y baja tensión en un transformador trifásico debe estar de acuerdo a la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.3.11. b. a) El desplazamiento angular entre las tensiones de alta y baja tensión en transformadores con conexión delta-delta o estrella-estrella, debe ser de 0°. b) El desplazamiento angular entre las tensiones de alta y baja tensión en transformadores con conexión estrella-delta o delta-estrella, debe ser de 30°, la baja tensión atrasada con respecto a la alta tensión. 8.2.6

Impedancia y su tolerancia.

La impedancia debe expresarse en por ciento, referida a 75 °C u 85 °C, según corresponda. Cuando no se especifique el valor de impedancia, los transformadores deben cumplir con los valores indicados en la tabla 2 de esta NRF. Tabla 2.- Valores límites de impedancia Nivel de aislamiento kV

Monofásicos De 5 kVA hasta

Impedancia % Trifásicos Tipo poste Tipo subestación

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8.2.7

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1,2 a 15

167 kVA 1,50 a 3,00

15 kVA a 150 kVA 2,00 a 3,00

225 kVA a 500 kVA 2,50 a 5,00

25

1,50 a 3,25

2,00 a 3,25

2,75 a 5,50

34,5

1,50 a 3,50

2,00 a 3,50

3,00 a 5,75

Designación de terminales.

Para los transformadores de dos devanados, la alta tensión se designa con la letra “H”, y la baja tensión con la letra “X”. La terminal de neutro debe identificarse con la letra propia del devanado y el número 0 (cero), es decir H0 y X0. Conforme numeral 5.3.11 d) en NMX J-116-ANCE. 8.2.8

Secuencia de fases.

La secuencia de fases debe ser en el orden 1, 2, 3 en el sentido contrario a las manecillas del reloj. De acuerdo con la norma NMX J-116-ANCE. 8.2.9

Frecuencia:

La frecuencia de operación debe ser de 60 Hz ± 0,5 por ciento. 8.2.10 Instrumentos de protección. En caso de requerirse instrumentos de protección adicional se deben indicar en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. Nota: Cuando se solicite se deben dejar preparaciones de medición, señalización y protección, para la interconexión al sistema de control distribuido y/o de acuerdo a lo indicado en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2.11 Nivel de ruido. A menos que se especifique otra cosa el nivel de ruido audible promedio del transformador no debe exceder los valores especificados en la tabla 3 de esta norma de referencia, para la capacidad requerida del transformador. Tabla 3.- Valores máximos de nivel de ruido audible Capacidad kVA Hasta 50 51 hasta 100 101 hasta 300 301 hasta 500

Nivel dB 48 51 55 56

8.2.12 Clase de enfriamiento. a) ONAN aislamiento en aceite mineral, enfriado por aire por convección natural, de acuerdo a la norma NMXJ-123-ANCE. b) KNAN Aislamiento en líquido aislante alto punto de inflamación (mayor a 300 °C), enfriado por aire por convección natural, de acuerdo a las normas NMX-J-572/1-ANCE y NMX-J-572/2-ANCE. 8.2.13 Nivel de aislamiento y valores de pruebas dieléctricas. El nivel de aislamiento debe corresponder al nivel de tensión aplicable en las pruebas dieléctricas que los devanados son capaces de soportar. Los niveles básicos de aislamiento al impulso y los niveles de aislamiento, se indican en la tabla 4 de esta NRF.

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Los transformadores de distribución diseñados para conexión estrella no deben tener reducción en su nivel de aislamiento en el neutro. Tabla 4.- Niveles de aislamiento y valores para pruebas dieléctricas Nivel de aislamiento

8.3 8.3.1

Nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI) onda plena

kV

Prueba de tensión aplicada (baja frecuencia 60 Hz) kV

kV cresta

kV cresta

1,2 2,5 5,0 8,7 15,0 18,0 25,0 34,5

10 15 19 26 34 40 50 70

30 45 60 75 95 125 150 200

36 54 69 88 110 145 175 230

Onda cortada Tiempo mínimo de arqueo µs 1,0 1,5 1,5 1,6 1,8 2,25 3,0 3,0

Condiciones de operación.

Temperatura ambiente.

Los transformadores amparados por esta norma, deben operar correctamente dentro de un ambiente de -5 °C hasta 40 °C. Asimismo, deben operar a su capacidad nominal hasta una temperatura máxima del ambiente de 40 °C y temperatura promedio del ambiente de 30 °C (durante cualquier periodo de 24 h), a excepción de los transformadores tipo costa, donde la temperatura máxima del ambiente no debe exceder a los 50 °C y el promedio del ambiente no debe exceder de 40 °C (durante cualquier periodo de 24 horas). El tipo de transformador por su temperatura se debe definir en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF. 8.3.2

Altura de operación sobre el nivel del mar.

Los transformadores destinados a operar entre 0 y 1 000 m deben diseñarse para una altitud de 1 000 m. Los transformadores destinados a operar en altitudes mayores a 1 000 m y hasta 2 300 m deben diseñarse para una altitud de 2 300 m. Para altitudes mayores debe especificarse y diseñarse para la altitud requerida. La altitud de operación del transformador se debe definir en hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. 8.3.3

Efecto de la altitud en la elevación de temperatura.

Debe tomarse en cuenta el efecto de la altitud en la elevación de la temperatura para la especificación, diseño y operación de los transformadores; de acuerdo a lo siguiente: a) Operación a capacidad nominal. Los transformadores construidos para alturas de 1000 m s.n.m. o 2300 m s.n.m. pueden operar a capacidad nominal, a mayores altitudes, siempre que la temperatura ambiente promedio máxima no exceda de los valores indicados en la tabla 5 de esta NRF. b) Operación a capacidad reducida. Si la temperatura ambiente promedio máxima excede de los valores indicados en la tabla 5 de esta NRF, pero sin exceder la temperatura promedio diaria, puede operarse a

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capacidad reducida de 0,4 por ciento de la capacidad por cada 100 m en exceso a los 1 000 m s.n.m. o 2 300 m s.n.m. según sea el caso. Tabla 5.- Temperatura ambiente promedio permisible del aire refrigerante para operación a capacidad nominal y a diferentes altitudes. Altitud m s.n.m. Temperatura ambiente permisible en un periodo de 24 h máximo °C

1 000

2 000

3 000

4 000

30

28

25

23

En el Anexo 12.1 de esta NRF se debe definir la altitud de operación del transformador 1000 m s.n.m. ó 2300 m s.n.m. El fabricante, proveedor o contratista debe demostrar la aplicación del factor de reducción de capacidad para altitud de operación mayor a la de diseño del transformador. 8.3.4

Operación a tensiones superiores a la nominal

Los transformadores deben operar a tensiones arriba de las nominales, de acuerdo a lo establecido en la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.1.5. a) Con 5 por ciento arriba de la tensión nominal del lado de baja tensión a capacidad nominal en kVA, sin exceder los límites de elevación de temperatura especificados en la tabla 6 de esta norma de referencia. Este requisito se aplica cuando el factor de potencia de la carga es de 80 por ciento o mayor. b) Con 10 por ciento arriba de la tensión nominal del lado de baja tensión en vacío, sin exceder los límites de elevación de temperatura especificados en la tabla 6 de esta NRF; y c) Para cualquier derivación a capacidad plena se aplican los mismos requisitos anteriores. Tabla 6.- Límites de elevación de temperatura para transformadores operando a capacidad nominal continua sobre la temperatura ambiente Sección

1

2 3 4

8.3.5

Clasificación térmica del transformador

Elevación de temperatura promedio del devanado °C

Elevación de temperatura del punto más caliente. °C

Sumergido en líquido aislante, elevación de 55 °C 55 65 Sumergido en líquido aislante, elevación de 65 °C 65 80 Las partes metálicas en contacto con, o adyacentes al aislamiento, no deben alcanzar una temperatura que exceda aquella permitida para el punto más caliente de los devanados adyacentes a ese aislamiento. Las partes metálicas no cubiertas por la sección 2 no deben exceder de 10 °C la temperatura del punto más caliente especificada en la sección 1. La elevación de temperatura del líquido aislante, sobre la temperatura ambiente, no debe exceder de 55 °C o 65 °C, según corresponda.

Operación bajo condiciones de sobrecarga.

El fabricante debe garantizar la operación del transformador para operar en condiciones de sobrecarga, basadas en la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.4.2. Todos los elementos afectados por esta condición (conectores, guías de conexión, boquillas, cambiador, etcétera) deben ser diseñados y/o seleccionados para soportarla. 8.3.6

Requerimientos de operación bajo condiciones de corto circuito.

Los transformadores de distribución, deben ser diseñados construidos y probados para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos producidos durante corto circuitos externos para cualquier tipo de falla, de acuerdo con NMX-J-116-ANCE numeral 5.8. 8.3.7

Vida útil esperada del transformador.

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Los transformadores deben ser diseñados y garantizados para alcanzar una vida útil esperada del transformador de cuando menos 25 años, bajo las condiciones normales de operación y ambiente definidas en esta norma de referencia. 8.3.8

Condiciones especiales de servicio.

Las condiciones de servicio distintas de las indicadas en los numerales 8.3.1 hasta 8.3.7, de la presente norma de referencia, deben especificarse en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. 8.4 8.4.1

Características de Construcción

Núcleo

a) El núcleo debe ser de lámina de acero eléctrico al silicio. b) El núcleo debe montarse y sujetarse de tal manera que no se produzcan deformaciones, aflojamiento o fatiga; derivados de los esfuerzos producidos durante fallas de corto circuito, así como durante maniobras y/o transporte. c) El valor nominal del par de apriete, de los tornillos que sujetan a los devanados en su posición, debe ser indicado en los planos aprobados, a fin de asegurar la resistencia del devanado a los esfuerzos de corto circuito. d) El conjunto debe estar provisto de los aditamentos necesarios para su izaje. Conforme numeral 8.4.9 de esta norma de referencia. e) Todos los soportes y elementos estructurales de fijación del núcleo deben estar aislados dieléctricamente del núcleo, con los mismos requerimientos de prueba. El diseño, y los materiales utilizados para el aislamiento de estos soportes deben tomar en cuenta los esfuerzos presentes durante el manejo, el transporte y operación del transformador. El margen de seguridad para el diseño y selección de materiales debe considerar la vida esperada del transformador . 8.4.2

Devanados.

a) Los devanados de los transformadores, deben ser de cobre 99,9 por ciento de pureza mínimo y soportar las pruebas dieléctricas establecidas en la norma NMX-J-116-ANCE y NRF-048-PEMEX. b) Las uniones de los conductores entre los devanados y las guías de conexión deben ser soldadas eléctricamente o con autógena. c) Los devanados y el núcleo completamente ensamblados deben secarse, sin que se exceda la temperatura máxima de la clase de aislamiento especificada. d) El ensamble completo de devanados y guías de conexión, debe estar sujeto y soportado de manera que resista los esfuerzos mecánicos producidos por la vibración del transformador y por la ocurrencia de corto circuitos. No debe sufrir desajuste o deformación durante el embarque, transporte y maniobras. e) Pruebas de corto circuito. El fabricante debe presentar constancias y certificados de aprobación de estas pruebas por un laboratorio acreditado por la ema o internacionalmente. El procedimiento de ejecución y evaluación de la prueba es el indicado en las normas NMX-J-116-ANCE y NMX-J-169-ANCE. f) Los materiales utilizados en la construcción deben ser nuevos y compatibles con el líquido aislante y con la temperatura máxima presente bajo condiciones normales y anormales de operación. g) Los conectores terminales deben ser diseñados en dimensiones y área de contacto de acuerdo a la magnitud de la corriente máxima. No deben forzarse al ser doblados, para evitar daños en el material, al dar el ángulo de contacto con el punto a conectarse. h) La guía (cable de conexión) a cualquier accesorio cambiador de derivaciones o boquillas debe ser de una sola pieza. No se aceptan empates o empalmes. i) Las interconexiones internas para el cierre de deltas o guías a las boquillas y cambiador de derivaciones deben estar aisladas en toda su longitud.

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Tanque, cubierta y bases.

a) El tanque y cubierta del transformador debe ser construido de placa de acero al carbón ASTM A285 Grado C o A36, calibre mínimo 4,55 mm (7 USG), diseñada para ser soldada y de construcción que resista sin daño alguno, los esfuerzos inherentes al embarque, transporte, instalación, operación y pruebas. Todas las soldaduras deben realizarse y evaluarse por personal y métodos certificados por el fabricante. El tanque del transformador debe ser hermético, con el objeto de preservar el líquido aislante. El transformador debe permanecer sellado desde una temperatura de -5 °C, hasta una temperatura máxima de 105 °C. La prueba de hermeticidad se debe verificar con el transformador totalmente ensamblado. Se considera que el transformador es hermético si al aplicar 50 kPa (0,5 kg/cm 2) de presión interna a una temperatura ambiente durante 3 h no presenta fugas o una variación negativa de 1,5 kPa (0,015 kg/cm 2). b) El tanque principal, la cubierta, los radiadores y los accesorios deben ser capaces de resistir, sin sufrir daños o deformaciones permanentes a los esfuerzos producidos al aplicar un valor de presión negativa (vacío) de 102 kPa (1,04 kg/cm 2), al nivel del mar. c) El tanque completo con sus accesorios debe soportar cuando esté totalmente ensamblado una presión de 50 kPa (0,5 kg/cm 2) durante 3 h sin presentar una deformación final mayor al 2 por ciento, o fugas a través de soldaduras y del sistema de empaques. Numeral 5.6.1 de norma NMX-J-116-ANCE. La placa de datos del transformador debe indicar las presiones máximas positivas y negativas que el transformador puede soportar sin sufrir daños. Se debe agregar este requerimiento en la hoja de datos del Anexo 12.1. d) El ensamble de la cubierta con las paredes del tanque principal, debe ser soldado (cuando se instale fuera de los centros de trabajo) o atornillado con tornillería de acero inoxidable (cuando se instale dentro de los centros de trabajo) de acuerdo a las necesidades explicitas del proyecto. De acuerdo a la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. e) El tanque y la cubierta deben estar libres de rebabas y de sustancias corrosivas y extrañas antes del ensamble. f) Las superficies a las que se les coloca empaque, deben tener la suficiente rigidez para asegurar la compresión adecuada de los empaques. Además, se debe contar con un sistema que retenga en su posición correcta el empaque. g) Todas las aberturas que sea necesario practicar en el tanque, deben dotarse de bridas soldadas, que permitan la colocación de empaques, se debe suministrar el empaque. h) La cubierta del tanque debe diseñarse con una pendiente entre 1,0 grados y 1,5 grados, de tal manera que se evite la acumulación de agua. Así mismo, los radiadores deben diseñarse de manera que no permitan la acumulación de agua. La pendiente debe ser claramente indicada en los planos. i) El diseño del tanque debe asegurar el drenado completo del líquido aislante y residuos que se depositen en el fondo del mismo, sin necesidad de inclinar el tanque.  j) Los radiadores deben ser del tipo tubular (no se aceptan tipo oblea). El diseño de los radiadores en la pared del tanque, debe ser tal que eviten sobreesfuerzos mecánicos en su punto de acoplamiento para evitar fugas del líquido aislante. Los radiadores deben ser de lámina rolada de acero al carbón calibre mínimo 1,90 mm (14 USG), y calibre 2,66 mm (12 USG) en los cabezales. 8.4.4

Empaques.

Todos los empaques para boquillas, válvulas y demás accesorios deben ser de material polimérico, de una sola pieza compatibles con el líquido aislante. Deben estar indicados claramente en una lista de partes, que debe ser incluida en el instructivo, e identificados con número de parte, indicando la posición y el material de que están fabricados. Los empaques deben ser instalados para satisfacer las condiciones de operación y ambientales durante la vida esperada del transformador, establecidas en esta norma de referencia y conforme a la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.6.3.2.

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El fabricante debe diseñar el transformador de manera tal que se logre la hermeticidad (cero fugas a través de empaques) del transformador al menos por 15 años sin necesidad de cambiar algún empaque. 8.4.5

Acabado.

a) Acabado interno. Las superficies interiores del tanque deben limpiarse con abrasivos a presión hasta metal blanco, aplicando después, un recubrimiento de color claro con un espesor mínimo de 35 micras compatible con el líquido aislante. b) Acabado externo. El transformador en las superficies externas ferrosas debe recibir un proceso de acabado con un tratamiento de limpieza, un tratamiento anticorrosivo (primer) y las capas de pintura final de acuerdo a lo siguiente. Toda la superficie del tanque así como los radiadores (en su caso) y la tapa del transformador excepto las galvanizadas y de acero inoxidable, deben limpiarse con un proceso que permita obtener metal blanco, y recibir un tratamiento anticorrosivo conforme a lo que se establece en NRF-053-PEMEX, para ambiente 3, sistema 2 (húmedo con salinidad y gases derivados del azufre y otros). El recubrimiento RA-28 de acuerdo a NRF-053-PEMEX, se debe pintar de color verde PEMEX 628 (Pantone®  Matching System PMS-577). Color verde PEMEX 628 (Pantone® Matching System PMS-577) definido por las siguientes coordenadas: a) b) c) d)

L*: 77,02; a*:-17-09; b*: 26,75 variación permitida delta E máxima de 1. Las condiciones son: a) observar a 10°, b) iluminante D65. Brillo 47 por ciento ±6,0. El método usado para definir este color es la CIE 1976 (L*, a*, b*) estándar ASTM D2244-89.

Se acepta el tratamiento de fosfato de zinc previo a la pintura, que debe ser polvo de poliéster aplicado electrostáticamente. En cualquiera de los dos procesos, la película de pintura debe ser uniforme en color y sin burbujas; lisa, sin escamas o ralladuras. El acabado de pintura para inhibir la formación de corrosión en materiales de metal ferroso, debe probarse y evaluarse de acuerdo a los párrafos 6.2.91-7 de ANSI/IEEE C37.20.2 ó equivalente. Las pruebas de resistencia al rocío de sal se efectuaran de acuerdo con ASTM #D-1654 y #B-117 o equivalente, y se realizarán en probeta para prototipo para proporcionar el cumplimiento de 2000 horas como mínimo en cámara salina. 8.4.6

Liquido aislante.

El transformador debe suministrarse con líquido aislante nuevo, no tóxico, libre de bifenilos policlorados (BPC) menor de 2 mg/kg (2 ppm), de acuerdo a NMX-J-116-ANCE numeral 5.5.6. El líquido aislante debe ser especificado en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF. Si el líquido aislante que se utilice es aceite mineral debe cumplir con las características solicitadas en la norma NMX-J-123-ANCE. Podrá utilizarse de acuerdo a los requerimientos explícitos del proyecto, liquido aislante de alto punto de ebullición, mayor de 300 °C, conforme NMX-J-572/1-ANCE y NMX-J-572/2-ANCE. 8.4.7

Sistema de enfriamiento y radiadores.

El sistema de enfriamiento del transformador y radiadores debe cumplir con lo especificado en las normas NMXJ-116-ANCE, su diseño debe evitar la acumulación de agua en cualquier parte y ser de material que acepte recubrimiento anticorrosivo, que garantice protección contra corrosión durante 10 años en las condiciones ambientales específicas del proyecto, así como con lo siguiente: a)

Sistema de enfriamiento ONAN (Aislamiento en aceite mineral, enfriado por aire por convección natural).

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b) Sistema de enfriamiento KNAN Aislamiento en líquido aislante alto punto de ebullición (mayor a 300 °C), enfriado por aire por convección natural. El transformador debe contar con un número suficiente de radiadores, con el objeto de que el transformador no exceda las temperaturas máximas permisibles (tomando en cuenta el liquido aislante utilizado) señaladas en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta norma y conforme a la tabla 6 de esta norma de referencia. 8.4.8 Garganta para cámara de conexiones. Debe ser metálica de lamina rolada de acero al carbón calibre mínimo 3,04 mm (11 USG) con el mismo acabado exterior que el transformador, ubicada en el segmento 1 y 3 del transformador según figuras 13 a 17 de NMX-J-116-ANCE, la distancia de la boquilla a la pared de la garganta debe ser la indicada en la tabla 7 y 8 de esta norma de referencia, dependiendo si la acometida es por la parte superior o inferior de la garganta. En casos específicos las gargantas para cámara de conexiones pueden requerirse en los segmentos adyacentes 1 y 2 ó 1 y 4 (disposición a 90°). La ubicación de las gargantas para cámaras de conexiones debe indicarse en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF. Tabla 7.- Distancias mínimas entre la parte inferior o superior de la boquilla y la pared inferior o superior de la garganta de baja tensión. Calibre (kCM) 250 300 350 400 500 600 750 1000

Diámetro (mm) 14,6 16,0 17,3 18,5 20,7 22,7 25,5 29,3

Capacidad (amperes) 255 285 310 335 380 420 475 545

Distancia Mínima (mm) 300 320 350 370 420 460 510 590

Tabla 8. Distancias mínimas entre la parte, inferior o superior de la boquilla y la pared inferior o superior de la garganta de alta tensión. Clase de aislamiento (kV) 1,2 2,5 5,0 8,6 15,0

Distancia mínima (mm) 340 380 450 560 750

En la parte inferior de la garganta debe ser inclinada de 1,0 grados a 1,5 grados y con un drene de 13 mm en la parte más baja. 8.4.9 Accesorios. Los accesorios, excepto si se indica otra cosa, deben incluirse para todos los transformadores de distribución. Los accesorios del transformador son los indicados en esta norma de referencia y los relacionados a continuación: a) Accesorios para conexión a tierra. b) Cambiador de derivaciones. c) Indicadores. d) Válvulas, dispositivos para drenaje y muestreo, conexiones para filtro prensa y para prueba de hermeticidad.

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Válvula de alivio de sobrepresión. Boquillas y conectadores. Placa de datos Aditamentos para levantar.

a) Accesorios para conexión a tierra. Las conexiones y los conectadores para conexión a tierra deben estar de acuerdo con la figura 11 de NMX-J-116-ANCE y colocados de tal manera que permitan las maniobras de su utilización. Deben dejarse dos placas de conexión a tierra del tanque del transformador que cumplan con lo indicado en la norma NMX-J-116-ANCE. Debe dejarse un conector tipo "A", conforme NMX-J-116-ANCE, en la parte interior de la garganta para cámara de conexiones, para aterrizaje de la pantalla del cable aislado. Los materiales empleados deben ser de acero cobrizado, acero inoxidable, o bronce. b) Cambiador de derivaciones. Los transformadores deben ser equipados con un cambiador de derivaciones de operación externa sin carga, conforme a la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.7.2. En todas las derivaciones deben obtenerse los kVA de capacidad nominal. Las posiciones del cambiador deben marcarse con números o letras en orden progresivo, correspondiendo el numero “1” o la letra “A” a la tensión mayor. La manija de operación debe girar en sentido de las manecillas del reloj de la tensión mayor a la tensión menor. El cambiador debe estar provisto de topes en las posiciones extremas y cada posición debe corresponder a una tensión de operación. La identificación de las posiciones del cambiador debe coincidir con las indicadas en la placa de datos. Debe tener un aditamento para colocar un candado que no permita su operación mientras este permanezca cerrado y el candado no debe obstruir la visibilidad de la posición del cambiador. La manija de operación del cambiador de derivaciones debe ser de un metal resistente a la intemperie y su localización debe permitir su libre accionamiento. c) Indicadores. La ubicación de los indicadores debe ser en el lado que se considere el frente del transformador, el frente del trasformador debe indicarse en la hoja de datos del Anexo 12.1 de estará NRF. Indicador magnético del nivel de líquido aislante. Debe incluirse para transformadores tipo subestación mayores a 150 kVA, la carátula del indicador magnético del nivel del líquido aislante debe estar paralela a la pared del tanque. El diámetro de la carátula debe ser por lo menos de 114,3 mm. Las marcas del cuadrante deben presentar el nivel a 25 °C y los niveles máximo y mínimo. El indicador debe tener una carátula obscura con las marcas y aguja indicadora de color claro. La leyenda “Nivel del Líquido” debe estar en la carátula. Marca del nivel del líquido aislante. El nivel del líquido a 25 °C debe indicarse en el interior del tanque por medio de una leyenda y una marca que sean visibles. Termómetro tipo cuadrante. Debe incluirse para transformadores tipo subestación mayores a 150 kVA, un termómetro indicador de temperatura de líquido aislante tipo carátula que cumpla con lo establecido en la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.7.3 c). 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 para indicar el valor máximo alcanzado. Las marcas del cuadrante deben cubrir los límites desde 0 °C hasta 120 °C con la leyenda: “Temperatura del Líquido” indicado en la carátula. Provisión para manovacuómetro. Debe incluirse para transformadores tipo subestación mayores a 150 kVA, debe existir una provisión para conectar un manovacuómetro del tipo carátula. La provisión debe constar de una conexión hembra con rosca cónica para tubo de 6,35 mm y con un tapón resistente a la corrosión. d) Válvulas, dispositivos para drenaje y muestreo, conexiones para filtro prensa y para prueba de hermeticidad.

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Tapón de drenaje y válvula de muestreo. Debe incluirse para transformadores tipo subestación mayores a 150 kVA, debe suministrarse una combinación de tapón de drenaje con rosca cónica para tubo de 12,7 mm de diámetro y válvula de muestreo. La válvula de muestreo puede ser de un diámetro de 6,35 mm o 9,52 mm con rosca cónica para tubo. Combinación válvula de drenaje y válvula de muestreo. Debe incluirse para transformadores tipo subestación mayores a 150 kVA, debe suministrarse una válvula para drenaje tipo globo con rosca cónica para tubo de 25,4 mm de diámetro y tener incorporada una válvula tipo globo para muestreo de 6,35 mm o 9,52 mm con rosca cónica para tubo. Conexión superior para filtro prensa. Debe incluirse para transformadores tipo subestación mayores a 150 kVA, debe constar de un niple de 25,4 mm de diámetro con rosca cónica para tubo, con tapón hembra, localizado en la pared de tanque, arriba del nivel del líquido o en la tapa. Accesorio para prueba de hermeticidad. Debe constar de un niple de 12,7 mm de diámetro con rosca cónica para tubo y tapón hembra, colocado en la tapa o en la pared del tanque, arriba del nivel del líquido aislante. e) Válvula de alivio de sobrepresión. Debe proveerse una válvula de alivio de sobrepresión de operación automática. Este dispositivo tiene por objeto expulsar los gases y el líquido aislante al aumentar la presión interior del transformador. El funcionamiento y características deben ser conforme numeral 5.7.5 de NMX-J-116ANCE, los valores de presión de funcionamiento de esta válvula deben estar indicados en la documentación que se entregue del transformador, los que deberán de estar de acuerdo a esta NMX . La válvula de alivio de sobrepresión debe colocarse arriba del nivel máximo del líquido aislante a su máxima temperatura en condiciones normales de operación. f) Boquillas y conectadores. Los transformadores deben equiparse con boquillas cuyo nivel de aislamiento no sea menor que el correspondiente a la terminal del devanado. Todos los barrenos de las boquillas que se localizan en la tapa del tanque deben contar con un realce, para evitar estancamiento de líquidos entre sus uniones. Las características eléctricas de las boquillas deben estar de acuerdo con NMX-J-234-ANCE. Las boquillas de un mismo lote de transformadores de características similares deben ser completamente intercambiables para el mismo nivel de tensión y nivel de aislamiento. El color de las boquillas en alta tensión y baja tensión puede ser café o gris, no permitiéndose la combinación de colores en un transformador. La cantidad, características y arreglo de las boquillas y conectadores de alta tensión y baja tensión de los transformadores deben ser como se indica en numeral 5.7.6 de la norma NMX-J-116-ANCE. El tipo de boquilla en baja tensión, lo definirá el fabricante conforme lo indicado en la hoja de datos Anexo 12.1, referente al calibre y cantidad de conductores que se conectaran del lado de baja tensión. Deben suministrarse los conectores terminales para la conexión a la boquilla con cables, el fabricante debe proporcionar una lista e indicar en planos el tipo de tuercas, tornillos, seguros y el par de apriete que garantice una conexión confiable, de tal manera que elimine la posibilidad de puntos calientes que deterioren el aislamiento de las boquillas. Las distancias mínimas entre boquillas, deben ser como se indica en numeral 8.4.8 de esta norma de referencia. Los materiales utilizados en la construcción de las boquillas, expuestos a la intemperie deben ser seleccionados para soportar las condiciones ambientales sin sufrir daños o envejecimiento. Debe evitarse la incompatibilidad de materiales por pares galvánicos (corrosión galvánica). Cada boquilla debe estar identificada externamente con caracteres (letras y números) de 50 mm de alto, pintados en el tanque o tapa, con color contrastante al del transformador y ubicados lo más cerca de la boquilla identificada.

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Las terminales de los conductores de control deben ser tipo zapata compresión cerrada (ojo o anillo) y sujetarse a las tablillas terminales por medio de tornillos. No se aceptan zapatas abiertas tipo espada, o que no correspondan a la sección transversal del conductor. No se permiten más de dos conductores por tornillo g) Placa de datos. El fabricante debe fijar en cada transformador una placa de acero inoxidable de dimensiones adecuadas para la información solicitada, con tamaño de letra mínimo de 4,0 mm y colocada sobre un portaplacas directamente al tanque. La fijación de la placa de datos al porta placas debe hacerse mediante remaches o puntos de soldadura. No se aceptan placas atornilladas. En la placa deben indicarse los datos en el idioma español y las unidades de medida de acuerdo a NOM-008SCFI, debe contar como mínimo con la información siguiente: 1. Número de serie 2. Enfriamiento (ONAN, KNAN) 3. Número de fases 4. Frecuencia 5. Capacidad nominal en kVA 6. Tensiones y corrientes nominales 7. Tensiones de las derivaciones 8. Elevación de temperatura en °C 9. Material Utilizado en cada devanado. 10. Polaridad (transformadores monofásicos) 11. Diagrama fasorial (transformadores polifásicos) 12. Diagrama de conexiones Designación de terminales de alta y baja tensión. Conexión de los devanados. 13. Por ciento de impedancia 14. Masa total aproximada en kg Masa del núcleo. Masa del líquido aislante. Masa total. 15. Números de patente 16. Nombre, marca o emblema del fabricante 17. Instructivo 18. La leyenda que identifique el tipo de transformador (poste o subestación) 19. Cantidad del líquido aislante en litros a 25 °C. 20. Altitud de operación en metros sobre el nivel del mar. 21. Nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI) 22. Fecha (mes y año de fabricación) 23. La leyenda que identifique el país de origen (“Hecho en ______”) 24. La leyenda que identifique la norma de fabricación. 25. La leyenda “Libre de BPC” 26. Eficiencia, valor mínimo por norma (por ciento) del transformador. 27. Pérdidas en cobre, hierro y totales, corriente de excitación. 28. Número de pedido de PEMEX. 29. Número de partida. 30. Debe indicarse la presión de diseño máxima del tanque, positiva y negativa que pueda soportar. 31. Debe indicarse la resistencia de aislamiento de acuerdo a: @ ______°C _______ kV A.T. contra B.T. y tierra: _________  B.T. contra A.T. y tierra: _________  A.T. contra B.T.: _________  32. Factor de potencia de aislamiento de acuerdo a: @_______°C _______ kV _______ Hertz A.T. contra B.T. y tierra = _______ %, Capacitancia _____ ρF B.T. contra A.T. y tierra = _______ %, Capacitancia _____ ρF A.T. contra B.T. = _______ %, Capacitancia _____ ρF

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h) Aditamentos para levantar. Deben suministrarse provisiones para levantamiento, palanqueo y apoyo como se indica en la norma NMX-J-116-ANCE numeral 5.6.6, mismos que deben diseñarse con un factor de seguridad de 5 (cinco) veces la masa por levantar como mínimo. Cada transformador debe contar, con los dispositivos de izaje (ganchos y orejas) necesarios para un levantamiento completo, para maniobras y para evitar daño al recubrimiento. Las partes que deben contar con estos aditamentos son: 1) En los costados del tanque del transformador estando este totalmente ensamblado (incluyendo el líquido aislante), localizados en forma que cuando se levante el transformador, no se interpongan los elementos de izaje con las boquillas. 2) En la tapa del transformador, y 3) En el soporte del conjunto núcleo bobinas del transformador. 8.5

Pruebas.

Las pruebas del transformador, deben estar dentro del alcance del suministro e incluidas en el precio del equipo. Se deben efectuar, conforme a las normas NMX-J-169-ANCE, NMX-J-116-ANCE y NRF-048-PEMEX. • Pruebas a componentes del transformador. • Pruebas ambientales a los materiales. • Pruebas de prototipo. • Pruebas de rutina. • Pruebas opcionales. • Pruebas de campo. 8.5.1

Pruebas a componentes del transformador.

El fabricante del transformador es responsable de llevar a cabo la evaluación y seguimiento del sistema de calidad de sus proveedores, así mismo es responsable de la calidad y de las consecuencias derivadas de los defectos que pudieran presentarse en cualquiera de los componentes suministrados por terceros. PEMEX exige para todos los accesorios, la evidencia de que se hayan realizado pruebas prototipo, así como las pruebas necesarias que garanticen la calidad y fiabilidad de estos. Los accesorios deben ser probados en fábrica mediante las pruebas aplicables, el fabricante es el responsable de las pruebas de todo el accesorio integrados en este equipo 8.5.2

Pruebas ambientales a los materiales.

El fabricante del transformador es responsable de efectuar las pruebas necesarias a todos los materiales expuestos al medio ambiente como pueden ser: el líquido aislante, la pintura y acabados, recubrimientos, boquillas, materiales aislantes; y contar con evidencia de los r esultados de estas pruebas. 8.5.3

Pruebas de prototipo.

Deben ser al menos las indicadas en la tabla 30 de la norma NMX-J-116-ANCE, se realizarán para un transformador de características similares al solicitado. a) b) c) d) e) f)

Tensión de impulso por rayo. Factor de potencia del líquido aislante. Factor de potencia de los aislamientos del conjunto. Elevación de temperatura de los devanados. Prueba de hermeticidad. Prueba de corto circuito.

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Pruebas de rutina.

Todas las pruebas de rutina en la tabla 30 de la norma NMX-J-116-ANCE se deben efectuar en cada uno de los transformadores, totalmente terminados. a) b) c) d) e) f) g) h) i)   j) k) l) m) n)

Resistencia óhmica de los devanados. Resistencia de aislamiento (1 minuto). Rigidez dieléctrica de líquido aislante. Tensión aplicada. Tensión inducida. Relación de transformación. Polaridad y secuencia de fases. Pérdidas en vacío. Corriente de excitación. Pérdidas debidas a la carga. Tensión de impedancia. Hermeticidad. Características físicas del transformador totalmente ensamblado. Espesor del recubrimiento.

8.5.5

Pruebas opcionales.

Se deben efectuar en fábrica las pruebas clasificadas como “opcionales” en la norma NMX-J-116-ANCE tabla 30. Cuando se soliciten por PEMEX en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF. a) b) c) d)

Nivel de ruido audible. Pérdidas, corriente de excitación, impedancia: a tensiones, carga o frecuencia distintas a las nominales. Elevación de temperatura de los devanados a capacidad distinta de la nominal. Adherencia del recubrimiento.

8.5.6

Pruebas de campo.

Son las pruebas que se deben realizar por el fabricante/proveedor o contratista al entregar a PEMEX el transformador en campo, para verificar las condiciones en las que se recibe y son las mencionadas en la NRF048-PEMEX. a) b) c) d)

Resistencia de aislamiento de los devanados. Relación de transformación. Rigidez dieléctrica del líquido aislante. Características físicas del transformador totalmente ensamblado. 8.6

Supervisión de la fabricación:

Para todos los transformadores se requiere que al inicio de la fabricación, el fabricante o el contratista proporcione a PEMEX, una lista y el programa de todas las verificaciones que el fabricante realiza en cada etapa de manufactura, incluyendo en esta lista las pr uebas. 8.6.1

Verificaciones durante la fabricación.

Las actividades siguientes deben ser supervisadas por personal de la Contratist a. a. b. c.

Pruebas. Inspección después de pruebas. Inspección antes del embarque.

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Debe generarse un reporte de inspección de estas actividades, listas de comprobación debidamente firmadas por el responsable de la inspección e incluirse en el reporte de pruebas del transformador. PEMEX puede intervenir en cualquier etapa de la fabricación. 8.7

Evaluación de características y valores de garantía.

Se deben cumplir los valores de eficiencia mínima, así como las perdidas en vacío y pérdidas totales máximas permitidas en la norma NOM-002-SEDE (tablas 1 y 2) y NMX-J-116-ANCE (tablas 8 y 9) los valores de impedancia deben cumplir con lo requerido en la tabla 2 en esta norma de referencia, algún valor especifico de impedancia garantizada puede ser solicitado de acuerdo a los requerimientos específicos del proyecto indicados en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF. 8.8 8.8.1

Criterio y tolerancia para la aceptación o rechazo.

Criterio para la aceptación.

Se aceptan todos los transformadores que cumplan con esta norma de referencia, y que hayan pasado satisfactoriamente todas las pruebas indicadas, así como cualquier otra prueba que expresamente se haya convenido o contratado por PEMEX con el contratista o fabricante, y cuando los valores de garantía que se determinen en las pruebas estén dentro de lo establecido en esta norma de referencia. 8.8.2

Criterio de rechazo.

Se rechazan todos los transformadores que no cumplan con cualquiera de los valores de garantía y sus tolerancias de acuerdo a los valores indicados en NOM- 002-SEDE y NMX-J-116-ANCE. 8.9

Empaque y embarque.

El transformador debe ser embalado y embarcado conforme a lo siguiente: a) El embalaje del transformador debe ser de acuerdo a la NMX-J-116-ANCE y Especificación PEMEX P.1.0000.09. b) No se aceptan accesorios embarcados por separado. c) En el tanque principal del transformador debe rotularse conforme numeral 5.7.8 de NMX-J-116-ANCE y especificación técnica GNT-SSNP-E008, con letra visible, lo siguiente: • Capacidad del transformador en kVA. • Nombre de la instalación (planta o subestación). 8.10

Información técnica.

El proveedor o fabricante debe enviar a PEMEX y/o Contratista (este último lo define PEMEX) para cada uno de los transformadores motivo del pedido la siguiente documentación: • Cuatro (4) ejemplares, de instructivos de montaje, pruebas, operación y mantenimiento del transformador en forma de libro, incluyendo los instructivos todos los equipos e instrumentos, contenidos en cada transformador. Debe cubrir el montaje, funcionamiento y mantenimiento de los equipos. Debe incluir todos los planos aprobados y reporte de pruebas. (Esta cantidad puede variar a requerimiento de PEMEX). • Los dibujos del fabricante deben hacerse usando el sistema métrico de acuerdo a la norma NOM-008SCFI. Cuando se trate de partes elaboradas usando el sistema inglés, las equivalencias se mostraran entre paréntesis después de cada dimensión métrica. 8.10.1 Información requerida.

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• Dibujo de dimensiones generales incluyendo las dimensiones y masas definitivas, localización de equipos auxiliares, componentes y accesorios y tuberías. • Dibujos de la placa de datos con la información de pruebas finales. • Reporte de pruebas (debe embarcarse una copia adicional en el propio transformador). • Manuales de recepción, montaje, instalación, puesta en servicio, operación y mantenimiento. • Los planos aprobados finales del transformador deben ser entregados en un CD, en software Microstation, Autocad (última versión) o formato *.DXF. Cualquier material o trabajo ejecutado por el fabricante antes de recibir los planos aprobados por PEMEX y/o el Contratista, es responsabilidad del mismo fabricante. Cuatro ejemplares de instructivos de montaje, pruebas, operación y mantenimiento del transformador en forma de libro, incluyendo los instructivos de todos los equipos e instrumentos contenidos en cada transformador. Debe cubrir el montaje, funcionamiento y mantenimiento de los equipos incluyendo todos los planos aprobados y reporte de pruebas (esta cantidad puede variar a requerimiento de PEMEX). 8.11

Supervisión de montaje y puesta en servicio.

La oferta del fabricante debe considerar (a solicitud de PEMEX, indicado en la hoja de datos Anexo 12.1 de esta NRF), los costos por los siguientes conceptos: a) b) c)

Costo de la supervisión durante el montaje y puesta en servicio. Costo del montaje. Costo de la puesta en servicio. 8.12

Cuestionario.

8.12.1 Los datos e información técnica que suministre el contratista o fabricante, serán utilizados en el procedimiento de evaluación técnica. Se debe contestar completamente el cuestionario técnico Anexo 12.2. 8.12.2 Para propósitos de evaluación, se deben indicar los valores específicos o parámetros solicitados, no se aceptan respuestas como "Sí " o "CUMPLE". 8.12.3 Se debe suministrar la información requerida en la propuesta técnica, descrita y al menos un juego de catálogos originales de fabricante. 8.12.4 Se debe llenar un cuestionario por cada equipo diferente, de acuerdo al punto 12 de esta norm a. 8.12.5 Cuando no se requiera llenar una parte del cuestionario debe marcarse con una línea discontinua.

9 9.1

PRESPONSABILIDADES. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

9.1.1. Aplicar los requisitos de esta norma, en las actividades que se realicen en la adquisición de transformadores de distribución en líquido aislante para instalaciones industriales. 9.1.2. Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, así como con contratistas y proveedores, para mantener actualizado el contenido y requerimientos de la presente norma. 9.1.3. Verificar el cumplimiento de esta norma, en la contratación de servicios que tengan por objeto instalar transformadores de distribución.

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9.1.4. Los encargados de realizar la adquisición, deben indicar en las bases de licitación, el tipo de transformador de distribución requerido de acuerdo a sus necesidades. 9.2

Licitantes, fabricantes, proveedores y contratistas.

Es responsabilidad del contratista que el transformador que cotice y suministre, cumpla con todos los requisitos de esta norma de referencia. 9.2.1. Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma de referencia. 9.2.2. Los certificados que proporcionen en cumplimiento a esta norma o a los requerimientos del contrato deben cumplir con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 9.2.3. Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma de referencia para la selección, del transformador de distribución. El proveedor deberá responder plenamente ante la ocurrencia de fallas en la operación de los transformadores de distribución, que se originen por no aplicar lo indicado en esta norma de referencia. 9.2.4. Considerar dentro del personal especialista, a un responsable o gerente técnico con experiencia previa en trabajos similares, que se comprometa a mantener durante el desarrollo de los trabajos y hasta su entrega final la aplicación de esta norma de referencia, con la finalidad de garantizar la correcta ejecución de los mismos. 9.2.5. Llevar al campo herramientas suficientes y equipo de montaje para el desarrollo de los trabajos, siempre que se requiera. 9.2.6. Presentar para conocimiento de Petróleos Mexicanos los procedimientos de: identificación, embalaje, transportación, aseguramiento, manejo, almacenaje y montaje; de los transformadores de distribución. 9.2.7. En el caso de materiales que impliquen riesgo, debe informar a Petróleos Mexicanos las mínimas condiciones de protección y almacenaje, a fin de prevenir situaciones emergentes. 9.2.8. Proporcionar oportunamente a Petróleos Mexicanos una lista completa de materiales, unitarios y totales, con su peso, dimensiones y volumen para prevenir espacios de almacenamiento. 9.2.9. Contar en el lugar de trabajo con dibujos aprobados para construcción, especificaciones y normas para su uso en la ejecución de la obra 9.2.10. Cuando se instalen los transformadores debe presentar sus procedimientos y programas de seguridad del personal; debiendo observar las normas de seguridad de PEMEX. 9.2.11. La obra no podrá darse por concluida hasta dejar el área en las condiciones que establezca Petróleos Mexicanos. Disponer de los desperdicios conforme a la LGEEPA. 9.2.12. Proporcionar información que certifique el cumplimiento de la LGEEPA y sus reglamentos aplicables en los materiales que emplea, el tipo de actividad que se realiza y los residuos que se generan. 9.2.13. Estar adecuadamente familiarizado con el t ipo y alcance de la obra a realizarse. 9.2.14. Contar con personal especialista y capacitado para la realización del montaje; y del mismo modo, para la supervisión, control y administración de la obra. El responsable de la obra debe ser capaz de realizar el trabajo en coordinación con la supervisión de PEMEX y con otros contratistas que simultáneamente puedan estar trabajando en el proyecto. 9.2.15. Garantizar los materiales y el montaje contra defectos y/o mala operación por un periodo de 18 meses a partir de la puesta en marcha o 24 meses después de la entrega de materiales u obra, lo que ocurra primero.

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CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

Esta norma coincide parcialmente con la norma mexicana NMX-J-116-ANCE-2005.

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BIBLIOGRAFIA.

11.1 IEEE C57.12.00 (2006). Standard General Requirements for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. 11.2 IEEE C57.12.20 (2008). Overhead-Type Distribution Transformers, 500 kVA and Smaller: High Voltage, 34 500 V and Below; Low Voltage, 7970/13 800Y V and Below. 11.3 IEEE 057.12.21 (1992). Requirements for Pad-Mounted, Compartmental-Type Self-Cooled, Single Phase Distribution Transformers With High Voltage Bushings; High voltage, 34500 GRYD/19920 Volts and Below; Low Voltage, 240/120 volts; 167 kVA and Smaller - Replaces NEMA C57.12.21-1980. 11.4 IEEE C57.12.90 (2009) Standard Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers. 11.5 IEEE C57.113 (1991 R-2000). Guide for Partial Discharge Measurement in Liquid-Filled Power Transformers and Shunt Reactors 11.6

IEEE C57.116 (1989 R-2005.) Guide for Transformers Directly Connected to Generators

11.7

IEEE 057.19.00 (2009). General Requirements and Test Procedure for Power Apparatus Bushings

11.8

IEEE 057.19.01 (2000). Performance Characteristics and Dimensions for Outdoor Apparatus Bushings

11.9

IEEE/ 057.19.100 (1995). Guide for Application of Power Apparatus Bushings

11.10 2.251.01-1991. Especificación transformadores de distribución y potencia. 11.11 2.225.02-1987. Especificación Norma PEMEX Evaluación de características y valores de garantía de transformadores de distribución y potencia. 11.12 IEC 60214 (1989). On-Load Tap-Changers Third Edition. 11.13 IEEE C57.13 (2008). Requirements for Instrument Transformers. 11.14 IEEE C.37.20.2 (1999 R-2005). Metal-Clad Switchgear 11.15 ASTM # D 1654 (2008). Standard Test Method for Evaluation of Painted or Coated Specimens Subjected to Corrosive Environments 11.16 ASTM # B 117 (2009). Standard Practice for Operating Salt Spray (Fog) Apparatus 11.17 ASTM-304 (2005). Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Bars Subject to End-Quench Hardenability Requirements 11.18 ASME 2004. 2004 Boiler and pressure vessel code, Section VIII Division 1. Rules for construction of pressure vessels, July 1 2006.

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ANEXOS. 12.1 ANEXO 1 Hoja de Datos de Transformadores de Distribución en Líquido Aislante Nombre del Proyecto: No. de Proyecto:

Lugar: Subestación No. Clave:

Planta/Área: No. de unidades:

Los transformadores deben cumplir con todos los requerimientos de la especificación Norma de Referencia NRF-143PEMEX-2010, con las características particulares requeridas en esta Hoja de Datos y los documentos de las Bases de Licitación/Contrato.

Condiciones Ambientales: Los transformadores deben trabajar a las siguientes condiciones ambientales Por estándar de PEMEX se requiere para clima tropical húmedo, ambiente marino con depósitos de sal, humos que atacan al cobre (amonio, sulfuro), ambiente corrosivo por SOx, NOx y H2S). Bulbo seco Bulbo húmedo Temp. máxima °C °C Humedad Verano por ciento Temp. mínima °C °C relativa Invierno por ciento Temp. promedio °C °C Altura de instalación m s.n.m.

Sistema de enfriamiento y tipo de liquido aislante: (ver 8.2.12 y 8.4.6) 

Características de los transformadores Relación de ( ) ONAN Aceite mineral transformación: ( ) KNAN Líquido aislante (ver 8.2.2)  alto punto de ebullición Número de Fases

Capacidad en kVA y elevación de temperatura: (ver 8.3.1)  Tipo ( 55 °C (100% Capac. máxima) ( 65 °C (100% Capac. máxima) (

Conexión: ) Normal ( ) Costa ) __________ kVA ) __________ kVA

(ver 8.2.5) 

Cambiador de derivaciones: (ver 8.4.9 b) 

( ( (

)/(

) Volts

) Trifásico ) Monofásico

( ) Delta - Delta ( ) Delta – Estrella ( ) Serie (Monofásico) ( ) Otro __________  ( X ) 2 arriba, 2 abajo; ± 2,5 por ciento. ( X ) Operación sin carga.

Servicio

Intemperie en liquido aislante

No de devanados:

2 (dos)

Operación en paralelo

(

Impedancia:

  ______ por ciento.

(si la respuesta es SI, solicitar impedancia garantizada)

(

) SI ) NO

solicitar impedancia garantizada

(ver 8.2.6) 

(Garantizada)

Frecuencia:

60 Hertz

Neutro

Tapa del transformador:

(

Garganta para cámara de conexiones

(ver 8.4.3 d) 

Altitud de diseño: (ver 8.3.2) 

Devanado Primario: (ver 8.2.13) 

( ( ( (

) Soldada, fuera de

centro de trabajo. ) Atornillada, dentro de centro de trabajo

) 1 000 m s.n.m. ) 2 300 m s.n.m. ) Otro ______ m s.n.m.

 _______ Volts

(ver 8.4.9 a) 

(ver 8.4.8) 

Disposición de boquillas Potencia de Corto Circuito

SI ( ) ; NO ( ) ( ) A tierra ( ) A través de impedancia ( ) Alta Tensión ( ) Baja Tensión ( ) segmentos 1 y 3 ( ) Otro _________  ( ) MVA o ( ) kA a ______ Volts

(ver 8.3.6) 

Devanado Secundario: (ver 8.2.13) 

 _______ Volts

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Clase de aislamiento:  _______ kV Nivel Básico de Impulso:  _______ kV (cresta) Conectores en boquillas del Cable calibre:_________  Cantidad por fase: _______  primario. Ver 8.4.9 f) 

Rev.: 0

Clase de aislamiento: Nivel Básico Impulso: Conectores en boquillas del secundario.

 _______ kV  _______ kV (cresta) Cable calibre: _________  Cantidad por fase: _______  Neutro: _________ 

Ver 8.4.9 f) 

  _________ dB

Nivel de ruido audible:

Accesorios:

(ver 8.2.11) 

( (

) según NRF-143 ) otros __________ 

Canalización lado primario: Canalización lado secundario: Llegada con: Conduit ( ); Cant: ______; Llegada con: Conduit ( ); Cant: ______; Designación ______ mm Designación ______ mm Charola ( ) Charola ( ) Por el lado: Superior( ); Inferior ( ) Por el lado: Superior( ); Inferior ( ) ( ) SI ( ) NO Transformador de corriente ( ) SI ; ( ) NO Pruebas opcionales: Indicar: _________________  (ver 8.3.8)  (ver 8.5.5)  ( )  _______________________  Cantidad ( /5A )  _______________________  Relación )  _______________________  Clase de precisión (C50 Min.) ( ( )  _______________________  Ubicación Requerimientos adicionales: Para efectos de evaluación, indicar los valores de Pérdidas en vacío, pérdidas con carga, corriente de excitación e impedancia. (ver 8.2.10 y 8.3.8)  Otros: Elaboró

Revisó:

Aprobó:

Fecha:

12.2 Cuestionario Técnico del Transformador. Anexo 2 – Datos generales REQUERIDO Datos generales Numero de proyecto: Nombre del proyecto: Lugar de la instalación: Planta: Tipo de equipo: Cantidad: (Cifra y letra) Marca: Clave del equipo: Descripción del equipo: Condiciones ambientales: Operación satisfactoria en las condiciones ambientales, de la  _____________________Siguientes: Clima tropical húmedo, ambiente marine con depósitos de sal, humos que atacan al cobre (amonio, sulfuro), ambiente corrosivo por SOx, NOx y H2S. Bulbo seco /Húmedo Temperatura máxima ____ °C /____ °C Temperatura mínima. ____ °C / ____°C

COTIZADO (Describir)

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Humedad relativa. Verano ____ a ____% Invierno___a_____% Altitud de operación.________________ m s.n.m.

Características técnicas del transformador: Cantidad: (Cifra y letra) Clave: Capacidad: kVA base/máxima. Tipo de servicio: Intemperie en líquido aislante. Elevación de temperatura: 55 °C ( ) 65 °C ( ) (Temperatura promedio de 30 °C y máxima de 40 °C) Clase de enfriamiento: ONAN KNAN Numero de fases: Numero de devanados: Frecuencia: Hertz Altitud de operación: (Diseño para altitud de 1000 m s.n.m.) Relación de transformación:

En alta tensión: _____ kV En baja tensión: ____ kV (Tolerancia en la relación)

Tipo de conexión: En alta tensión: En baja tensión: Neutro: Desplazamiento angular: Designación de terminales: Alta tensión: H Baja tensión X Neutro en A.T. H0 Neutro en B.T. X0 Secuencia de fases: Impedancia Garantizada ______ por ciento, referida a 75 °C u 85 °C. (Tolerancia en la impedancia) Cambiador de derivaciones: operación sin carga Nivel de ruido: Decibeles para la capacidad Boquillas terminales: En alta tensión: Ubicación .y características. En baja tensión: Ubicación y características. (Incluye conectores: Describir forma de conexión a subestación encapsulada y cable aislado). Transformadores de corriente tipo boquilla: Cantidad: Relación: Clase de precisión: Ubicación:

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Anexo 3. Valores de pruebas dieléctricas y niveles de aislamiento Tensión nominal del sistema (kV)

Tensión máxima del sistema (kV)

Nivel Básico de impulso NBAI (kV)

En baja frecuencia (kV) rmc

Onda completa (kV) cresta

Onda cortada (kV) cresta

Tiempo mínimo de flameo

Tensión inducida fase a tierra Una hora (KV) rmc

Anexo 4. Condiciones de operación. REQUERIDO Condiciones de operación Operación continua a tensiones arriba de las nominales: Operación bajo condiciones de sobrecarga: Requerimientos de operación bajo condiciones de corto circuito: Duración de la Icc: Magnitud de la Icc: Cantidad de cc. por año: Nivel mínimo de protección proporcionado por apartarrayos: Vida útil del transformador: Operación en paralelo: Transformador conectado a generador: Otras condiciones: Características constructivas. Núcleo: Devanados y aislamiento: Tanque, cubiertas y bases: Empaques. Acabado: Interno. Externo. Gabinete de control: Liquido aislante: Sistema de enfriamiento: ONAN: KNAN: Cambiador de derivaciones sin carga: Boquillas: Alta tensión: Baja tensión: Neutro: Garganta para cámara de conexiones: Trasformadores de corriente: Accesorios: a) Accesorios para conexión a tierra. b) Cambiador de derivaciones. c) Indicadores. d) Válvulas, dispositivos para drenaje y muestreo, conexiones para filtro prensa y para prueba de hermeticidad. e) Válvula de alivio de sobrepresión. f) Boquillas y conectadores.

COTIZADO (Describir)

Realce (KV) rmc