NMX-J-284-ANCE-2012 (1)
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Descripción: Norma Oficial Mexicana Sobre Instalación de Transformadores de Distribución y Potencia...
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NORMA
NORMA MEXICANA ANCE
TRANSFORMADORES Y AUTOTRANSFORMADORES DE POTENCIA ESPECIFICACIONES
NMX-J-284-ANCE-2012
–
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 Presidente del 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: 03 de julio de 2013
Cancela a la NMX-J-284-ANCE-2006
Editores Técnicos: Ing. Dan Emmanuel Romero Altamirano Ing. Manuel Aleris Flores Díaz
Derechos Reservados Asociación de Normalización y Certificación, Certificación, A. C. Av. Lázaro Cárdenas No. 869 Fracc. 3, Col. Nueva Industrial Vallejo C.P. 07700, Del. Gustavo A. Madero México D.F. NOVIEMBRE 2012 _______________ _______ ________________ ________________ ________________ _______________ ___________ ____
NMX-J-284-ANCE-2012
Editores Técnicos: Ing. Dan Emmanuel Romero Altamirano Ing. Manuel Aleris Flores Díaz
Derechos Reservados Asociación de Normalización y Certificación, Certificación, A. C. Av. Lázaro Cárdenas No. 869 Fracc. 3, Col. Nueva Industrial Vallejo C.P. 07700, Del. Gustavo A. Madero México D.F. NOVIEMBRE 2012 _______________ _______ ________________ ________________ ________________ _______________ ___________ ____
NMX-J-284-ANCE-2012
NMX-J-284-ANCE-2012
ESTRUCTURA DE CONANCE PRESIDENTE VICEPRESIDENTE
VOCALIAS DIRECCIÓN GENERAL DE NORMAS
CÁMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS ELÉCTRICAS
SECRETARÍA TÉCNICA
COMITÉS TÉCNICOS CT 14 TRANSFORMADORES
CT 20 CONDUCTORES
SUBCOMITÉS SC GTs SC 20 SC 20 SC 20 SC 20
14 LA TS, MP , TM, PC A B D E
GT’s
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD LAPEM
SC 23 A SC 23 B SC 23 C
CT 23 ACCESORIOS ELÉCTRICOS (ARTEFACTOS ELÉ CTRICOS) CTRICOS)
INSTITUTO DE INVESTIGACIONES ELÉCTRICAS
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO
CT 32 FUSIBLES
INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
CT 34 ILUMINACIÓN
CONFEDERACIÓN DE CÁMARAS CÁMARAS NACIONALES DE COMERCIO, SERVICIOS Y TURISMO
COMISIÓN NACIONAL PARAE L USO EFICIENTE DE LA ENERGÍA
PROCURADURÍA FEDE RAL DEL CONSUMIDOR
SC 23 E SC 23 SC 23 SC 23 SC 23 GT 23
F G H J
Alta tensión Baja tensión tensión Conectadores Accesorios para conductores conductores eléctricos aislados de energía AM, CA Sistemas de conducción de cables cables Clavijas , receptáculose receptáculose interr interruptores uptores Sistemas de configuraciones ones de clavijas y receptáculos Interruptores automáticos y equipo similar ar para uso en electrodomésticos Dispos itivos de conexión conexión Acopl adores para apara aparatos Clavijas y receptáculos receptáculos tipo industrial industrial Interrupto res para aparatos Artefactos eléctricos eléctricos –Reglas generales
SC 32 A SC 32 B
Alta tensión Baja tensión
SC 34 SC 34 SC 34 SC 34
Lámparas Lámparas Portalámparas Portalámparas Balastros Balastros Luminarios
A B C D
CT 61 SEGURIDAD EN APARATOS ELECTRODOMÉSTICOS Y SIMILARES SIMILARES
SC 61 A SC 6 1 B SC 61 F GT 61 61 D
Enseres Enseres mayores En se seres m en en or ores Herr Herramienta amientass eléct eléctric ricas as portá portátile tiless A iirre ac ac on on d ic ic i on ad ado
CT 64 INSTALACIONE S ELÉCTRICAS Y PROTECCIÓN CONTRA CHOQUE ELÉCTRICO
GT 64 A GT 64 B GT 64 C
Abreviaturas, Abreviaturas, sím bolos y vocabulario vocabulario Especificacion es y mediciones mediciones Protección contra contra choque eléctrico
CT 77 COMPATIBILIDAD COMPATIBILIDAD ELECTROMAGNÉTICA
GT 77 A GT 77 B GT 77 D
Fenómeno de baja baja frecuencia frecuencia Fenómeno de alta ta frecuencia frecuencia Radio interferencia interferencia
SC CDI A SC CDI B SC CDI CDI C SC CDI D SC CDI E SC CDI F SC CDI G GT’s
Reglas generales Arrancadores Arrancadores y contactores Centr Centros os de control control de moto motore ress Envolventes para equipo eléctrico eléctrico Desconectadores Desconectadores Interruptores automáticos Tableros Tableros de baja tensión TMT, ET, ET, TT
GT PIE B GT PIE G SC PIE H
Áreas Áreas peligrosas Máquinas rotatorias rotatorias Pararrayos Pararrayos
CÁMARA NACIONAL DE COMERCIO
CÁMARA NACIONAL DE LA INDUSTRIA INDUSTRIA DE TRANSFORMACIÓN
FEDERACIÓN DE COLEGIOS DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DE LA REPÚBLICA MEXICANA
CT CONTROL Y DISTRIBUCIÓN INDUSTRIAL (CDI)
CT PRODUCTOS Y ACCESORIOS ACCESORIOS PARA PARA INSTALACIONE S ELÉCTRICAS (PIE)
COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS ELECTRICISTAS
ASOCIACIÓN NACIONAL DE FABRICANTES DE APARATOS DOMÉSTICOS
CT COORDINACIÓN DE AISLAMIENTO,GENERACIÓN, TRANSMISI ÓN Y DISTRIBUCIÓN (CTG)
SC CTG CTG A Coordinac Coordinación ión de aislami s lamiento e nto SC CTG B Sistemas Sistemas de control control de centr centrale aless genera generadora dorass S C C TG TG C A iiss l aad d o re res S C C TG TG E C ap ap ac ac i to to re res SC CTG F Sistema Sistemass de desco desconexión nexión y su cont control rol en media y alta tensión tensión GT CTG D Apart Apartar arrayos rayos GT CTG G Controladores en media tensión GT CTG H Técnicas de pruebas en alta tensi ón
ASOCIACIÓN ME XICANA DE EMPRESAS DEL RAMO DE INSTALACIONES PARA LA CONSTRUCCIÓN
GRUPOS DE TRABAJO GT MS MS GT EE GT EL GT P B GT EMS EMS GT ER
M áq áq ui ui na nas p ar ara so ld ar ar Eq ui ui po po s el eecc tr tro mé méd ic ico s Eq u ip ip o s para l ab ab or orato riri o s P ilil as as y b aterí as as Siste Sistema mass de Ge Gestiónde stiónde Ene Energía En er ergí as as Re Ren ov ovab le les
i
NMX-J-284-ANCE-2012
PREFACIO
NMX-J-284-ANCE-2012
PREFACIO
Esta Norma Mexicana fue elaborada a través del Comité de Normalización de la Asociación de Normalización y Certificación, A. C., CONANCE, comité integrado con base en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización para elaborar, aprobar y revisar Normas Mexicanas, en el marco de los principios de representatividad, equilibrio y consenso. De acuerdo con el procedimiento operativo del CONANCE, el consenso es el acuerdo general caracterizado por la ausencia de oposición sustentada sobre aspectos relevantes por cualquier parte afectada directamente, después de un proceso de análisis para considerar los puntos de vista de todas las partes involucradas y de reconciliación de los argumentos en conflicto. Asimismo cumple con los términos que establecen la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, el Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la NMX-Z-013/1-1977 y la Guía ISO/IEC 2. La presente Norma Mexicana fue desarrollada por el GT 14 B – Transformadores de potencia del Comité Técnico 14 – Transformadores, perteneciente a CONANCE, con base en un sistema de gestión, principios, métodos y procedimientos. Durante el proceso de consenso se contó con aportaciones, comentarios y sugerencias de las empresas e instituciones siguientes:
-
AMBAR ELECTROINGENIERÍA.
-
CÁMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS ELÉCTRICAS.
-
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD.
-
CONFEDERACIÓN DE CÁMARAS NACIONALES DE COMERCIO, SERVICIOS Y TURISMO.
-
CONTINENTAL ELECTRIC.
-
COOPER POWER SYSTEMS.
-
IEM.
-
PROCOBRE.
-
PROLEC GE.
-
SCHNEIDER ELECTRIC.
-
VOLTRAN/WEG.
-
ZETRAK.
ii
NMX-J-284-ANCE-2012
ÍNDICE DEL CONTENIDO
NMX-J-284-ANCE-2012
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 ........................................ 6
5
CONDICIONES DE SERVICIO ...................................................................................................... 7 5.1
6
Condiciones normales de servicio ...................................................................................7 5.1.1 Lugar de instalación ......................................................................................... 7 5.1.2 Temperatura del ambiente y del medio refrigerante ........................................8 5.1.3 Altitud de operación ......................................................................................... 8 5.1.4 Efecto de la altitud en la elevación de la temperatura .....................................8 5.1.5 Efecto de la altitud en la rigidez dieléctrica del aire .........................................9 5.1.6 Operación a tensión mayor que la nominal o a frecuencia menor que la nominal ............................................................................................................. 9 5.2 Condiciones especiales de servicio ..............................................................................10 ESPECIFICACIONES ................................................................................................................... 10 6.1
6.2
6.3 6.4
6.5
6.6
Térmicas ........................................................................................................................ 10 6.1.1 Límite de elevación de temperatura para capacidades nominales................10 6.1.2 Operación con temperatura ambiente mayor que la normal .........................11 6.1.3 Factores de corrección de temperatura del líquido aislante para altitudes mayores que 1 000 m .................................................................................... 12 Eléctricas ....................................................................................................................... 12 6.2.1 Capacidades nominales preferentes .............................................................12 6.2.2 Capacidad de las derivaciones y tensiones adicionales ................................13 6.2.3 Tensiones nominales preferentes ..................................................................13 6.2.4 Frecuencia nominal ........................................................................................ 13 6.2.5 Número y tensión de las derivaciones ...........................................................13 6.2.6 Designación de las tensiones nominales de los devanados .........................13 6.2.7 Niveles de aislamiento y valores para pruebas dieléctricas ..........................16 6.2.8 Pérdidas y su tolerancia ................................................................................. 21 6.2.9 Por ciento de impedancia y su tolerancia ......................................................22 6.2.10 Variación de la tensión de impedancia en las derivaciones ..........................22 6.2.11 Relación de transformación y su tolerancia ...................................................22 6.2.12 Regulación y su tolerancia .............................................................................23 6.2.13 Polaridad, desplazamiento angular, secuencia de fases y designación de terminales ....................................................................................................... 23 Nivel de ruido audible .................................................................................................... 25 Contrucción....................................................................................................................27 6.4.1 Sistema de preservación del líquido aislante .................................................27 6.4.2 Líquido aislante ..............................................................................................28 6.4.3 Tanque ...........................................................................................................28 6.4.4 Accesorios ...................................................................................................... 31 6.4.5 Accesorios opcionales ................................................................................... 43 Cortocircuito................................................................................................................... 46 6.5.1 Requisitos de cortocircuito .............................................................................46 6.5.2 Accesorios ...................................................................................................... 52 6.5.3 kVA base ........................................................................................................ 52 6.5.4 Cálculo de la temperatura de los devanados durante un cortocircuito ..........53 Pruebas aplicables y métodos de prueba .....................................................................54 iii
NMX-J-284-ANCE-2012
APÉNDICE
(NORMATIVO) PRUEBA
CARGA
FLEXIÓN
BOQUILLAS
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APÉNDICE A
(NORMATIVO) PRUEBA DE CARGA DE FLEXIÓN PARA BOQUILLAS ................ 57
9
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................ 58
10
CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES .......................................................... 58
APÉNDICE B
(INFORMATIVO) NORMAS DE CONSULTA .............................................................. 59
APÉNDICE C
(INFORMATIVO) ADHERENCIA DEL ACABADO EN EL TANQUE ......................... 60
APÉNDICE D
(INFORMATIVO) NIVELES DE PRUEBA DE FRENTE DE ONDA ............................ 61
APÉNDICE E CORTOCIRCUITO
(INFORMATIVO)
INFORME
DE
SIMILITUD
PARA
PRUEBA DE ........................ 62
……………………………………………………………………………………
iv
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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 las especificaciones eléctricas, mecánicas y de pruebas para transformadores de potencia. La presente Norma Mexicana aplica para transformadores y autotransformadores inmersos en líquido aislante, servicio intemperie e interior, autoenfriados o con enfriamiento forzado, monofásicos y trifásicos, mayores que 500 kVA. Esta norma no aplica para los equipos siguientes:
2
a)
Transformadores para convertidores estáticos;
b)
Transformadores de prueba;
c)
Transformadores para horno de arco;
d)
Transformadores para tracción con instalación en equipo rodante; y
e)
Transformadores para conexión de neutro a tierra (estrella interconectada o ZIG-ZAG).
REFERENCIAS
Para los fines de esta Norma Mexicana es indispensable aplicar las normas que se listan a continuación, o las que las sustituyan, ya que constituyen disposiciones de esta Norma Mexicana: NMX-J-109-ANCE-2010
Transformadores de corriente - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-123-ANCE-2008
Aceites minerales aislantes para transformadores - Especificaciones, muestreo y métodos de prueba.
NMX-J-150/1-ANCE-2008
Coordinación de aislamiento - Parte 1: Definiciones, principios y reglas.
NMX-J-169-ANCE-2004
Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia - Métodos de prueba.
NMX-J-234-ANCE-2008
Aisladores - Boquillas de extra alta, alta y media tensión para corriente alterna - Especificaciones y métodos de prueba.
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-2008
Tubos metálicos rígidos de acero tipo pesado y sus accesorios para la protección de conductores eléctricos- Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-284-ANCE-2012 2/62
NMX-J-284-ANCE-2012 2/62
NMX-J-576-ANCE-2005
Tubos rígidos de aluminio para la protección de conductores eléctricos y sus accesorios - Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-628-ANCE-2010
Transformadores - Líquidos aislantes - steres naturales.
3
DEFINICIONES
Para propósitos de esta Norma Mexicana aplican las definiciones siguientes:
3.1
accesorio: utensilio auxiliar para el funcionamiento del transformador.
autotransformador: transformador en el que los dos devanados están interconectados 3.2 eléctricamente.
3.3 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 específicos (véase 6.1.1). Para transformadores de varios devanados debe establecerse el valor de la capacidad nominal de cada uno de ellos. NOTA - Los devanados de un transformador de dos devanados tienen la misma capacidad nominal que, por definición, es la capacidad nominal del transformador.
características nominales: valores numéricos asignados a las cantidades que definen la 3.4 operación del transformador en las condiciones que se especifican en esta Norma Mexicana.
3.5
Conexiones
3.5.1 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. conexión en delta abierta: aquella en la que los devanados de dos transformadores 3.5.2 monofásicos asociados a un sistema trifásico de la misma tensión, se conectan en forma asimétrica en serie quedando un circuito abierto. 3.5.3 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 pol ifásico, se conecta a un punto común (el neutro) y el otro extremo a su terminal de línea.
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3.6 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. Ésta se expresa en por ciento con respecto a la corriente base del devanado bajo excitación. NOTAS 1
Para transformadores con varios devanados, este por ciento se refiere al devanado de mayor capacidad.
2
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 dichas corrientes.
corriente nominal: corriente que fluye a través de una terminal de un devanado, y se calcula al 3.7 dividir la capacidad nominal del devanado por la tensión nominal del mismo.
3.8 derivaciones: porción del devanado compuesta de una o más espiras, cuya finalidad es modificar la relación de tensiones y corrientes.
desplazamiento angular: ángulo entre el fasor que representa la tensión de línea a neutro de 3.9 una fase de alta tensión, y el fasor 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.
3.10 devanado: conjunto de espiras que forman un circuito eléctrico asociado con una de las tensiones propias del transformador. NOTAS 1
Para un transformador polifásico, el devanado es la combinación de los devanados de fase (véase 3.10.3).
2
Para autotransformadores, la parte compartida por los circuitos primarios y secundarios, se le llama devanado común, la restante se le l lama devanado serie.
3.10.1 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. 3.10.2 devanado de aislamiento uniforme: devanado en el cual el aislamiento a tierra se diseña para soportar en todos sus puntos, la tensión de prueba a baja frecuencia correspondiente a su terminal de línea. 3.10.3
devanado de fase: conjunto de espiras que constituye una fase del sistema polifásico. NOTA - El término devanado de fase no se usa para identificar el conjunto de devanados de una fase cualquiera.
devanado estabilizador: devanado suplementario con conexión delta, y que se usa 3.10.4 especialmente en un transformador que se conecta en estrella-estrella, para reducir la impedancia de secuencia cero del transformador.
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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.
2
Un devanado se considera como estabilizador, si sus terminales no se llevan al exterior para conectarse a un circuito externo. Sin embargo, pueden sacarse 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 puede considerarse como uno de los de vanados que se definen en 3.10.5, 3.10.6 ó 3.10.7 según sea el caso.
3.10.5 devanado primario: devanado por donde se alimenta el transformador. Para transformadores reductores es el de mayor tensión y para transformadores elevadores es el de menor tensión. devanado secundario: devanado donde se conecta la carga. Para transformadores reductores 3.10.6 es el de menor tensión y para transformadores elevadores es el de mayor tensión. devanado terciario: devanado adicional de un transformador, el cual puede llevar sus 3.10.7 terminales al exterior (por ejemplo, para alimentar una carga pequeña en comparación con la capacidad total del transformador), o bien permanecer interno para fines de operación en el sistema como devanado estabilizador.
diagrama vectorial: notación convencional que indica las conexiones respectivas de los 3.11 devanados de alta, media y baja tensión y sus relativos desplazamientos de fase.
elevación de temperatura de los devanados: diferencia entre la temperatura promedio de los 3.12 devanados que se obtiene por el método de resistencia óhmica y la temperatura promedio del ambiente.
3.13
frecuencia nominal: frecuencia de operación para la cual se diseña el transformador.
impedancia de secuencia cero: es la tensión de impedancia que se expresa en ohms por fase 3.14 a frecuencia nominal, cuando una fuente de tensión monofásica se conecta 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 mismos devanados, sino también de la forma en que los otros devanados y sus terminales están conectados y, en cualquiera de los casos, de la construcción del núcleo.
por ciento de impedancia: relación de tensiones expresada en por ciento entre la tensión de 3.14.1 impedancia y la tensión nominal. 3.15 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.
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3.16
Pérdidas
3.16.1 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 watt. pérdidas del sistema de enfriamiento: consumo total del sistema de enfriamiento (bombas o 3.16.2 ventiladores). 3.16.3 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 watt. 3.16.4 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.
3.17
pruebas a transformadores: véase la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE.
3.18 relación de transformación: relación de tensiones (medida en vacío) de un devanado con respecto a otro devanado.
rigidez dieléctrica: propiedad de un dieléctrico de oponerse a una descarga, se mide por la 3.19 intensidad del campo eléctrico.
3.20 tensión de impedancia: tensión que se aplica, a frecuencia nominal, a las terminales de un devanado de un transformador, de forma que circule a través de las mismas la corriente nominal, con las terminales del otro devanado en cortocircuito.
tensión de las derivaciones: tensión en vacío entre las terminales del devanado para la 3.21 derivación correspondiente, cuando se aplica tensión nominal en otro devanado.
tensión máxima del sistema: tensión eficaz más alta de línea que puede mantenerse en 3.22 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.
3.23 tensión nominal: aquella a la que se refieren sus características nominales de operación y funcionamiento.
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3.24
tensión nominal del sistema: tensión eficaz de línea a línea por la cual se designa el sistema. NOTA - Esta tensión no es necesariamente la misma que la tensión nominal del devanado del transformador que se conecta al sistema.
3.25 tensión nominal del devanado: es la diferencia de potencial a la cual se refieren las características nominales de operación y funcionamiento del devanado. NOTAS 1
Las tensiones nominales de todos los devanados aparecen simultáneamente cuando la tensión que se aplica en vacío a uno de ellos, tiene su valor nominal.
2
Para los transformadores monofásicos de un banco trifásico, la tensión de un devanado que se conecta en estrella, se indica por medio de una fracción en donde el numerador es la tensión entre fases y el denominador es 3 .
3.26 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 transforma usualmente los valores de tensión y corriente.
3.27
transformador de potencia: transformadores que tienen una capacidad ma yor que 500 kVA.
transformador inmerso en líquido aislante: transformador en el cual el núcleo y los 3.28 devanados se encuentran inmersos en líquido aislante.
3.29 transformador prototipo: transformador de tipo particular que representa a un grupo de transformadores en un lote. Un transformador deja de ser prototipo si presenta características que se desvían del resto del conjunto que representa.
4
CLASIFICACIÓN EN FUNCIÓN DEL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO
Los transformadores se clasifican de acuerdo con el sistema de enfriamiento. Para transformadores inmersos en líquido aislante, la identificación se expresa por un código de cuatro letras como se describe a continuación: a)
Primera letra: Medio de enfriamiento interno 1)
O: aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de ignición menor o igual que 300 °C;
2)
K: líquido aislante con punto de ignición mayor que 300 °C;
3)
L: líquido aislante con punto de ignición no medible.
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b)
c)
d)
Segunda letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento interno 1)
N: flujo natural o de termosifón a través del equipo de enfriamiento y las bobinas;
2)
F: circulación forzada a través del equipo de enfriamiento, flujo de termosifón en las bobinas;
3)
D: circulación forzada a través del equipo de enfriamiento, y dirigido del equipo de enfriamiento hacia al menos las bobinas principales.
Tercera letra: Medio de enfriamiento externo 1)
A: aire;
2)
W: agua.
Cuarta Letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento externo 1)
N: convección natural;
2)
F: convección forzada (ventiladores o bombas).
NOTAS 1
En esta Norma Mexicana, el uso de líquidos aislantes K y L se consideran sólo por razones de seguridad y ambientales.
2
En un transformador que se diseña con flujo forzado y dirigido (segunda letra de código D), la razón del flujo del líquido a través de las bobinas principales se determina por las bombas y no, en principio, por la carga. Una fracción menor del flujo del líquido a través del equipo de enfriamiento puede desviarse para proveer enfriamiento para el núcleo y otras partes fuera de las bobinas principales, como las bobinas de regulación u otras bobinas de menor potencia. En un transformador con flujo forzado y no dirigido (segunda letra de código F ), la razón de flujo de líquido a través de las bobinas es variable con la carga, y no se relaciona directamente con el flujo forzado a través del equipo de enfriamiento.
3
5
Para la clasificación KNAN o KNAF pueden usarse líquidos aislantes de acuerdo con las Normas Mexicanas NMX-J-572/1-ANCE, NMX-J-572/2-ANCE y NMX-J-628-ANCE.
CONDICIONES DE SERVICIO
Las declaraciones que contiene este apartado tienen el fin identificar las condiciones en las que un transformador de potencia puede estar presente y las variables que deben tomarse en cuenta para su funcionamiento.
5.1
Condiciones Normales 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.
NMX-J-284-ANCE-2012 8/62
NMX-J-284-ANCE-2012 8/62
5.1.2
Temperatura del ambiente y del medio refrigerante
Los transformadores a los que aplica esta Norma Mexicana, deben ser capaces de operar a su capacidad nominal, siempre que la temperatura del ambiente no sea mayor que 40 ºC y la temperatura promedio mensual del ambiente durante el mes más caliente no sea mayor que 30 ºC. Para transformadores que se enfrían por agua, la temperatura del agua a la entrada del sistema de enfriamiento, no debe ser mayor que 30 ºC y su promedio no debe ser mayor que 25 ºC en un periodo de 24 h. Se recomienda que la temperatura promedio del ambiente se calcule al promediar las lecturas que se obtienen, cada hora, durante 24 h. Puede usarse el promedio de las temperaturas máxima y mínima durante el día; por lo general, el valor que se obtiene 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 a operar a una altitud entre 0 m y 1 000 m deben diseñarse para operar a una a ltitud 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 altitudes mayores, siempre que la temperatura ambiente promedio, no sea mayor que los valores que se indican en la tabla 1.
b)
Operación a capacidad reducida: Si la temperatura del ambiente promedio es mayor que los valores que se indican en la tabla 1, pero sin exceder la temperatura promedio que se indica en 5.1.2, puede operarse a capacidad reducida al por ciento que se indica en la tabla 2, por cada 100 m en exceso de los 1 000 m de altitud.
TABLA 1.- Temperatura ambiente promedio máxima permisible del aire refrigerante, para operación a capacidad nominal de transformadores inmersos en líquido aislante Temperatura °C Tipo de enfriamiento 1 000 Auto-enfriados Enfriado con aire forzado Enfriados con aire y líquido aislante forzados
30 30 30
Altitud m 2 000 3 000 28 26 26
25 23 23
4 000 23 20 20
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TABLA 2.- Factores de corrección de la capacidad nominal para altitudes mayores que 1 000 m para transformadores inmersos 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
5.1.5
Factor de corrección por cada 100 m (%) 0,4 0,0 0,5 0,5 0,0
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 mayor que 1 000 m para un nivel de aislamiento, la rigidez dieléctrica a 1 000 m de altitud debe multiplicarse por el factor de corrección que se indica en la tabla 3. TABLA 3.- Factor de corrección de rigidez dieléctrica para altitudes mayores que 1 000 m Altitud m
Factor de corrección
1 000 1,00 1 200 0,98 1 500 0,95 1 800 0,92 2 100 0,89 2 400 0,86 2 700 0,83 3 000 0,80 3 600 0,75 4 200 0,70 4 500*) 0,67 ) * La altitud de 4 500 m se considera como la máxima para los transformadores a los que aplica esta norma.
5.1.6
Operación a tensión mayor que la nominal o a frecuencia menor que la nominal
Los transformadores deben: a)
Operar continuamente con tensión mayor que la nominal o frecuencia menor que la nominal, al máximo valor de kVA nominal en cualquier derivación, sin exceder los límites de elevación de temperatura que se indican en la tabla 4, siempre y cuando se tengan las condiciones siguientes: 1)
La tensión secundaria y la relación volt por hertz sea menor o igual que 5 % de los valores nominales;
2)
El factor de potencia de la carga sea 90 % o mayor;
3)
La frecuencia sea mayor o igual que 95 % del valor nominal.
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b)
Operar continuamente sin carga, con tensión mayor que la nominal o frecuencia menor que la nominal en cualquier derivación, sin exceder los límites de elevación de temperatura que se indican en la tabla 4, cuando la tensión o la relación volt por hertz sea menor o igual que 10 % de los valores nominales. Para el caso de transformadores multidevanados o autotransformadores, este punto se aplica únicamente a las condiciones de carga que se usan 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 las capacidades nominales de los devanados.
5.2
Condiciones especiales de servicio
Las condiciones de servicio diferentes de las que se indican en los párrafos anteriores, deben especificarse previo al diseño del transformador. Ejemplo de algunas de estas condiciones son las siguientes: a)
Vapores o atmósferas dañinas, exceso de polvo, polvo abrasivo, mezclas explosivas de polvos o gases, vapor de agua, ambiente salino, humedad excesiva;
b)
Vibraciones anormales, inclinación, golpes y sismos;
c)
Temperatura ambiente menor que -10 ºC y mayor que 40 ºC;
d)
Condiciones especiales de transporte o almacenamiento;
e)
Limitaciones de espacio;
f)
Sobrecorrientes repetitivas producidas por la carga, como en el caso de arranque de motores;
g)
Otras condiciones de operación, dificultades de desbalanceada o necesidades especiales de aislamiento;
h)
Contenido de corrientes armónicas producidas por cargas no lineales;
i)
Operación a altitud mayor que 1 000 m.
mantenimiento,
tensión
El usuario debe definir las condiciones especiales de servicio, de acuerdo con las necesidades específicas de aplicación.
6
ESPECIFICACIONES
6.1
Térmicas
6.1.1
Límite de elevación de temperatura para capacidades nominales
La elevación de la temperatura de un transformador a plena carga con tensión y frecuencia nominales sobre la temperatura ambiente, no debe exceder los valores que se indican en la tabla 4.
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TABLA 4.- Límites de elevación de temperatura promedio sobre la temperatura ambiente para transformadores a capacidad nominal Sección
1
Designación de la parte Clasificación térmica del Elevación de temperatura promedio Elevación de temperatura del transformador 1) del devanado punto más caliente del devanado C C Inmersos en líquido aislante 55 65 elevación de 55 ºC Inmersos en líquido aislante y con papel mejorado térmicamente elevación de 55 ºC 2) Inmersos en líquido elevación de 65 ºC
2 3 4 1)
2)
6.1.1.1
55
70
65
80
aislante
Inmersos en líquido aislante con tipo de enfriamiento ODAF 70 80 Las partes metálicas en contacto con el aislamiento, no deben alcanzar una temperatura que exceda aquella que se permite para el punto más caliente de los devanados. Las partes metálicas no cubiertas por la sección 2, no deben exceder en 20 °C la temperatura del punto más caliente que se indica en la sección 1. Cuando los transformadores se construyan 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 ser mayor que 55 °C ó 65 °C, de acuerdo con la elevación de temperatura de los devanados medida en la parte superior del tanque principal. 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 se localice en aquellos lugares del transformador donde la temperatura no exceda el límite para esa clase de material (Puede consultarse la Norma Mexicana NMX-J-153 para mayor información sobre las clasificaciones de materiales aislantes). Los transformadores que tengan una capacidad básica en kVA a 55 ºC y que también sean aptos 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, que se asigna por el fabricante y que se muestre en la placa de datos. Las características nominales de funcionamiento deben basarse en la capacidad para una elevación de 55 ºC.
Temperatura de referencia para evaluación de los parámetros eléctricos del transformador
Para el caso de que la elevación de temperatura promedio de los devanados es de 55 ºC, entonces la temperatura de referencia es de 75 ºC. Si la elevación es de 65 ºC, la temperatura de referencia es de 85 ºC. 6.1.1.2
Temperatura del líquido aislante
El transformador debe ser capaz de operar en el intervalo de variación de temperatura del líquido aislante desde - 10 °C hasta 105 °C, medida en la parte superior del tanque principal. 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.
6.1.2
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 promedio 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 en la misma cantidad en la que se excede la temperatura ambiente normalizada.
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6.1.3
Factores de corrección de temperatura del líquido aislante para altitudes mayores que 1 000 m
Para transformadores inmersos en líquido aislante, enfriados por aire, que se diseñan para operar a una altitud mayor que 1 000 m, pero probados en altitudes diferentes a lo que se solicita, la elevación de temperatura del líquido aislante debe corregirse por los valores siguientes por cada 100 m, en exceso de 1 000 m, en donde opere el transformador: a)
Transformadores inmersos en líquido aislante, enfriados por aire natural (AN) 0,4 %;
b)
Transformadores inmersos en líquido aislante, enfriados con aire forzado (AF) 0,6 %.
Estas correcciones en los resultados de la prueba de elevación de temperatura no son aplicables a transformadores enfriados con agua.
6.2
Eléctricas
6.2.1
Capacidades nominales preferentes
Las capacidades nominales preferentes en kVA, para transformadores de una y tres fases, autoenfriados y con pasos de enfriamiento, son las que se indican en la tabla 5. TABLA 5.- Capacidades nominales preferentes para transformadores autoenfriados y con pasos forzados de enfriamiento Monofásicos kVA Enfriamiento forzado Primer paso Segundo paso
Autoenfriado 833 1 000 1 250 1 667 2 500 3 333 5 000 6 667 8 000 10 000 12 500 16 667 18 500 20 000
958 1 250 1 437 1 917 3 125 4 167 6 250 8 333 10 000 13 333 16 667 22 222 23 000 26 667
16 667 20 833 27 777 33 000 33 333
25 000 45 000 -
33 333 60 000 -
55 000 75 000 -
85 000 100 000 -
Autoenfriado
Trifásicos kVA Enfriamiento forzado Primer paso Segundo paso
41 666 75 000 -
750 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 3 750 5 000 7 500 10 000 12 000 15 000 18 000 20 000 24 000 30 000 36 000 37 500
862 1 150 1 725 2 300 3 125 3 750 4 687 6 250 9 375 12 500 16 000 20 000 24 000 25 000 32 000 40 000 45 000 50 000
20 000 25 000 30 000 30 000 40 000 50 000 60 000 62 500
110 000 125 000 -
45 000 50 000 60 000 75 000 100 000 135 000 165 000
60 000 66 667 80 000 100 000 133 333 375 000 255 000
75 000 83 333 100 000 125 000 166 666 300 000
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6.2.2
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. 6.2.3
Tensiones nominales preferentes
Las tensiones nominales preferentes entre fases para transformadores en vacío, son las que se indican en la tabla 6. TABLA 6.- Tensiones nominales preferentes Tensiones nominales V 208 23 000 220 34 500 460 69 000 480 85 000 2 400 115 000 4 160 138 000 6 600 161 000 13 200 230 000 13 800 400 000
6.2.4
Frecuencia nominal
La frecuencia nominal debe ser 60 Hz. 6.2.5
Número y tensión de las derivaciones
Si no se especifica de otra manera, los transformadores deben proveerse con derivaciones para operación con el transformador desenergizado. Deben proveerse 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 ser mayor que 10 % de la tensión nominal a menos que se especifique de otra manera. 6.2.6
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.
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Dato de placa (ejemplos)
Designación
E
34 500
E/E1 Y
2 400/4 160 Y
E/E1
38 105/66 000
o
ó
E/E1 YT 1)
38 105/66 000 YT 66 000
E1
/E
/38 105 ó
o
66 000 YT/38 105
E1 YT/E 1)
V × V1 2)
1)
2 400/4 160 Y × 4 800/8 320 Y
Los símbolos
Diagrama esquemático del devanado
Explicación condensada de las designaciones y del diagrama Indica un devanado para conexión delta o para conexión en delta abierta en un sistema de E volts. Indica un devanado para conexión delta o para conexión en delta abierta en un sistema de E volts o para conexión estrella en un sistema de E 1 volts con el neutro aislado. Indica un devanado de E volts que tiene un aislamiento reducido, idóneo para una conexión delta o para conexión en delta abierta en un sistema de E volts o en una conexión estrella en un sistema de E 1 volts, con el neutro del transformador efectivamente conectado a tierra. 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 E 1 volts, con la terminal del neutro del devanado efectivamente conectado a tierra. Indica un devanado para operación en paralelo o serie solamente (no para servicio de tres hilos)
o YT son equivalentes a la expresión estrella con neutro a tierra.
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 V 1 volts (como se define en las mismas designaciones). NOTA - 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 o delta abierta.
FIGURA 1.- Designación de las tensiones nominales de los devanados en los transformadores monofásicos
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Designación
Dato de placa (ejemplos)
E
13 200
Indica un devanado permanentemente conectado en delta.
E1Y
4 160
Indica un devanado permanentemente conectado en estrella con el neutro aislado.
E1Y/E
4 160 Y/2 400
Indica un devanado permanentemente conectado en estrella con el neutro accesible y con aislamiento uniforme o completo.
E/E1 Y
2 400/4 160 Y
Indica un devanado para conexión delta a E volts o para conexión en estrella a E 1 volts con el neutro aislado.
E/E1 Y/E
2 400/4 160 Y/2 400
Indica un devanado para conexión delta a E volts o para conexión en estrella a E 1 volts con el neutro accesible y con aislamiento uniforme o completo.
E1
/E
6 600
/3 810,5 ó 6 600 YT/3 810,5
o E1 YT/E 1)
E/E1 /E o E/E1 YT/E 1)
38 105/66 000 /38 105 ó 38 105/66 000 YT/38 105
6 900 × 13 800 V × V1 2) 4 160 Y/2 400 x 12 470 Y/7 200 /EH -
E1H E1X
115 000
/EX - EY o
66 000
Explicación condensada de las designaciones y del diagrama.
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 E 1 volts. Indica un devanado permanentemente conectado en delta, para operación paralelo o serie. Indica un devanado permanentemente conectado en estrella, para operación paralelo o serie.
/66 395 -
/38 105 - 13 000 ó
E1HYT/ EH-
Diagrama esquemático del devanado
115 000 YT/66 395 -
Ejemplo de un autotransformador de tres devanados con el terciario conectado en delta.
3)
1) 2)
E1XYT/ EX - EY 66 000 YT/38 105 - 13 200 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 V 1 volts (como se define en las mismas designaciones).
3)
Los subíndices adicionales H, X y Y, identifican los devanados de alta tensión, baja tensión y terciario respectivamente. NOTA - E es la tensión en línea a neutro en devanados conectados en estrella, o tensión de línea a línea en devanados conectados en delta.
FIGURA 2.- Designación de las tensiones nominales de los devanados en los transformadores trifásicos
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6.2.7
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). 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 que 69 kV.
En la tabla 7 se muestran los niveles de aislamiento coordinados para transformadores de potencia clase I. TABLA 7.- Niveles de aislamiento para transformadores de potencia clase I* ) Nivel de tensión de aguante al impulso por rayo normalizado kV (cresta) 1 45 60 75 95 110 150
Niveles de impulso Onda cortada Tensión mínima kV (cresta) 2 50 66 83
Tiempo mínimo de arqueo µs 3 1,5 1,5 1,5
105 120 165
200 220 250 275 350 385 ) * Véase 6.2.7 para descripción de transformadores de potencia clase I. DISPOSICIONES ADICIONALES:
Nivel de prueba de baja frecuencia kV (eficaz) 4 10 15 19
1,8 2,0 3,0
26 34 50
3,0 3,0 3,0
70 95 140
-
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.
-
Los niveles de aislamiento para los devanados de baja y alta tensión de los transformadores de potencia clase I, deben seleccionarse de acuerdo con esta tabla.
-
El nivel de tensión de aguante 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.
En la tabla 8 se muestran los niveles de aislamiento coordinados para transformadores de potencia clase II.
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TABLA 8.- Niveles de aislamiento para transformadores de potencia clase II* ) Tensión nominal del sistema
Nivel de tensión de aguante al impulso por rayo normalizada (NBAI)
Nivel de onda cortada
kV 1 15 y menor 25 34,5 46
kV (cresta) 2 110 150 200 250
kV (cresta) 3 120 165 220 275
Nivel de tensión de aguante al impulso por maniobra normalizada (NBAIM) kV (cresta) 4 -
69
250 350
275 385
85
350 450 350 450 550
138
161
Prueba de tensión inducida Nivel de (fase a tierra) prueba de baja frecuencia Nivel de una Nivel hora realzado kV (eficaz) 5 -
kV (eficaz) 6 -
kV (eficaz) 7 34 50 70 95
-
-
-
95 140
385 495 385 495 605
280 375 460
105 105 105
120 120 120
140 185 140 185 230
450 550 650
495 605 715
375 460 540
125 125 125
145 145 145
185 230 275
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
1 300 1 430 1 080 1 425 1 570 1 180 1 550 1 705 1 290 1 675 1 845 1 390 ) * Véase 6.2.7 para descripción de transformadores de potencia clase II. DISPOSICIONES ADICIONALES:
365 365 365 365
415 415 415 415
-
115
230
400
-
Para pruebas de onda cortada, el tiempo mínimo del corte debe ser 3 µ s excepto para 110 kV NBAI, el cual debe ser 2,0 µs.
-
A pesar de que la columna 4 establece los niveles de im pulso por maniobra de fase a tierra, no si empre es posible probar a esos niveles en devanados de baja tensión.
-
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 se mide 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 que se requiere.
-
La prueba de tensión aplicada no es aplicable a las terminales de línea de los devanados en estrella, a menos que se especifiquen para aplicaciones en sistemas no aterrizados.
-
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.
En la tabla 9 se m uestran los niveles mínimos de prueba de aislamiento de fase a fase para transformadores de potencia clase I.
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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) 46,0 69,0 DISPOSICIONES ADICIONALES:
Nivel mínimo de prueba de aislamiento a baja frecuencia de fase a fase kV (eficaz) 76 115
-
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 fase a tierra.
En la tabla 10 se muestran los niveles de aislamiento mínimos para las terminales del neutro. TABLA 10.- Niveles de aislamiento mínimo en el neutro 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 aislado pero con protección kV (eficaz) de una impedancia contra impulso 1 2 3 1,2 10 10 2,5 15 15 5,0 19 19 8,7 26 26 15,0 26 26 25,0 26 34 34,5 26 50 46,0 34 70 69,0 34 95 DISPOSICIONES ADICIONALES: ADICIONALES: Tensión nominal del sistema
-
Para sistemas con tensiones en terminales de línea mayores que las descritas en esta tabla, el nivel de aislamiento del neutro debe especificarse de acuerdo con los requisitos de servicio, pero en ningún caso debe ser menor que 34 kV.
-
Cuando se especifique en los transformadores conectados en estrella con el neutro común y sólidamente puesto a tierra, puede usarse una boquilla de neutro seleccionada de acuerdo con los requisitos del devanado de baja tensión.
Para los métodos de pruebas a transformadores, véase la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE. 6.2.7.1
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 se especifiquen o no.
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El usuario debe especificar el nivel de aislamiento de las terminales de línea del devanado, para el caso en que se requiera que el transformador opere con el neutro no puesto a tierra. En caso de que se requiera operar con el neutro no puesto a tierra, debe especificarse el nivel de aislamiento de las terminales de línea del devanado, previo al diseño del transformador. Los devanados que no tengan terminales exteriores, deben soportar las tensiones resultantes de las diferentes pruebas que se apliquen a las otras terminales. En caso de devanados con conexión 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 del neutro. 6.2.7.2
Transformadores con derivaciones
Los transformadores pueden suministrarse con derivaciones para tensiones mayores que la tensión n ominal, sin aumentar los niveles de aislamiento que se especifican en las tablas 7 u 8, siempre y cuando el valor de tensión en estas derivaciones no sea mayor que 10 % de la tensión nominal del sistema correspondiente. 6.2.7.3
Terminales del neutro de un transformador
En caso de que el devanado de los transformadores se diseñe únicamente para conexión estrella y el neutro se lleva al exterior del tanque, debe asignarse, a éste, un nivel de prueba de baja frecuencia. Este nivel de prueba de baja frecuencia puede ser menor que el que se le asigna a la terminal de línea. El nivel de prueba de baja frecuencia que se asigna a las terminales del neutro conectadas sólidamente o a través de una impedancia, no debe ser menor que el que se especifica en la tabla 10, columna 2. El nivel de prueba de baja frecuencia que se asigna 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 que se especifican en la tabla 10, columnas 2 y 3. En caso de que 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 determinarse 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 tie rra. 6.2.7.4
Coordinación de niveles de aislamiento
Para la correcta aplicación de la coordinación de aislamiento, aplicar la Norma Mexicana NMX-J-150/1-ANCE. 6.2.7.5 Tensiones de prueba a baja frecuencia en las terminales de línea para transformadores de potencia clase I 6.2.7.5.1
Generalidades
Los requisitos de prueba a baja frecuencia para transformadores de potencia clase I deben establecerse por medio de las pruebas de tensión aplicada y tensión inducida o combinaciones de ellas.
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6.2.7.5.2
6.2.7.5.3
Requisitos a)
Debe desarrollarse una tensión a tierra (no necesariamente al neutro) en cada terminal de acuerdo con la tabla 7, columna 4. Para devanados de aislamiento uniforme, esta tensión debe mantenerse a través del devanado.
b)
Debe desarrollarse una tensión de dos veces la tensión nominal de vuelta a vuelta en cada devanado.
Excepciones a)
Sujeto a la limitación de que la prueba de tensión a tierra, tiene que realizarse como se específica en 6.2.7.5.2 (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 manera que ninguno de los dos niveles de prueba que se requieren en 6.2.7.5.2 deban excederse para cumplir los requisitos del otro, esto es, ningún devanado necesita probarse a una tensión mayor que su nivel específico con el fin de cubrir los requisitos de prueba de otro devanado.
b)
Para devanados en delta, la tensión a tierra a desarrollar en cada terminal debe ser de acuerdo con lo que se especifica en la tabla 7, columna 4, para el NBAI correspondiente; por otro lado, puede reducirse la tensión dentro del devanado a un 87 % de la tensión presente en las terminales.
6.2.7.6 Tensiones de prueba a baja frecuencia en las terminales de línea para transformadores de potencia clase II 6.2.7.6.1
Prueba de tensión inducida con medición de descargas parciales
Con el transformador conectado y excitado en la forma como va a estar en servicio, debe aplicarse una prueba de tensión inducida como se indica en la figura 3. Los valores de descargas parciales no deben ser mayores que 500 pC en la prueba de una hora al 150 % de la tensión nominal (columna 5, tabla 8). Nivel de tensión realzada.*) Niveles de tensión de una hora*) con medición de descargas parciales. Mantener lo necesario para conocer niveles de descargas parciales.
7 200 ciclos
1h
*) Véase tabla 8
FIGURA 3.- Prueba de tensión inducida para transformadores de potencia clase II
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6.2.7.6.2
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 conectados a tierra, deben someterse a una prueba de tensión aplicada durante un minuto con los niveles que se indican en la tabla 8, columna 7. 6.2.7.7 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). 6.2.7.8
Pruebas de impulso
6.2.7.8.1
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. 6.2.7.8.2
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 usuario lo estipula. El aislamiento de otros devanados debe ser capaz de soportar las tensiones resultantes de la aplicación del nivel de impulso por maniobra que se requiere en las terminales de alta tensión, aunque tales tensiones pueden exceder en otros devanados el NBAIM designado por la tabla 8. 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. 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 que se especifica en la tabla 8. 6.2.8
Pérdidas y su tolerancia
Los valores de pérdidas debidas a la carga, en vacío y, cuando aplique, las pérdidas del sistema de enfriamiento deben definirse previo al diseño del equipo. Las pérdidas que se obtienen por prueba no deben ser mayores que los valores que se definen en el párrafo anterior (a menos que se especifiquen otros valores), de acuerdo con lo siguiente: a)
En 10 % para el caso de pérdidas en vacío; y
b)
En 6 % para el caso de pérdidas totales.
El equipo de medición de pérdidas debe tener un error menor o igual que ± 3 %.
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6.2.9
Por ciento de impedancia y su tolerancia
La impedancia debe medirse en cada capacidad que se especifica, en las conexiones de tensiones nominales. Si no se especifica de otra forma, la impedancia debe ser la que se indica en la tabla 11. La tolerancia de la impedancia debe cumplir con los límites siguientes: a)
La impedancia de un transformador de dos devanados debe tener una tolerancia de hasta ± 7,5 % del valor que se especifica para éste.
b)
La impedancia de un transformador de tres o más devanados debe tener una tolerancia de hasta ± 10 % del valor que se especifica para éste.
c)
La tolerancia de la impedancia de un autotransformador debe tener una tolerancia de hasta ± 10 % del valor que se especifica para éste. TABLA 11.- Impedancia referida a 60 Hz
NBAI alta tensión
Baja tensión
Por ciento de impedancia ONAF, OFAF ONAF, OFAF primer paso segundo paso 4,0 a 7,5 4,0 a 7,5 4,5 a 8,0 -
kV (cresta)
kV
ONAN
110 150 200
1,2 a 15,0 1,2 a 15,0 1,2 a 15,0
4,0 a 7,0 4,0 a 7,0 4,5 a 7,5
250 350 450
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
550 650 750
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
900 15,0 a 69,0 7,0 a 11,0 9,0 a 15,0 10,0 a 18,0 1 050 15,0 a 69,0 7,0 a 12,0 9,0 a 16,0 10,0 a 19,0 1 425 15,0 a 69,0 8,0 a 12,0 10,0 a 16,0 10,0 a 20,0 1 550 34,5 a 161,0 9,0 a 13,0 10,0 a 17,0 10,0 a 21,0 DISPOSICIÓN ADICIONAL: Para todos los casos anteriores, la diferencia de impedancia entre dos o más transformadores duplicados, no debe exceder 7,5 % del valor que se especifica. Se entiende por transformadores duplicados cuando dos o más transformadores del mismo diseño se producen por un fabricante. Véase definición 3.29 de transformador prototipo.
6.2.10
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 correspondiente de la derivación de tensión nominal, no debe ser mayor que los valores de tensión de la derivación expresada como por ciento del valor de la tensión nominal. NOTA - Lo anterior no es aplicable para transformadores con cambiador de derivaciones bajo carga.
6.2.11
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 que se indican en la placa de datos para todas las derivaciones. Si la tensión por vuelta es mayor que 0,5 % de la tensión nominal del devanado, las tensiones de las derivaciones deben corresponder a la tensión de la vuelta más próxima. 6.2.12
Regulación y su tolerancia
La regulación de un transformador se expresa en por ciento de la tensión nominal del secundario. La regulación debe determinase para la tensión, capacidad y frecuencia nominales por medio de cálculos basados en la impedancia y pérdidas debidas a la carga. 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. 6.2.13
Polaridad, desplazamiento angular, secuencia de fases y designación de terminales
6.2.13.1
Polaridad para transformadores monofásicos
Todos los transformadores monofásicos deben ser de polaridad substractiva. 6.2.13.2
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 de 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 que se expresa en grados entre el fasor que representa la tensión de línea a neutro o neutro virtual de alta tensión y el fasor de la tensión de fase correspondiente en el lado de baja tensión.
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H2
X2
X2
H2 X1
H1
H3
H1
H3
H1
a)
X3
H3 c)
X2 H2
H2
X2
X1
H1
H3
X1
X3
H1
b)
H3
X3 d) Y2
H2
X2 Y1
H1
H3
X1
Y3
X3
(e)
Y2 H2
H2
X2 X1
X2 X1
X3
H1
H3 (f)
Y1 X3
H1
H3
Y3 (g)
H2
H1
h)
H3
FIGURA 4.- Diagrama de desplazamiento angular 6.2.13.3
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.
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6.2.13.4
Designación de terminales
Los devanados de un transformador deben distinguirse uno del otro de acuerdo con lo siguiente: a)
Para los transformadores de dos devanados, el de alta tensión se designa con la letra H y el de baja tensión con la letra X; y
b)
Para los transformadores de más de dos devanados, se designa con las letras H, X, Y y Z.
La secuencia de esta designación se determina como sigue:
6.3
a)
El devanado de tensión mayor se designa con la letra H y los demás devanados con las letras X, Y y Z, en orden decreciente de las tensiones;
b)
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;
c)
Las terminales del transformador deben identificarse con una letra mayúscula y un número. Ejemplo H1, H2, H3, X1, X2, X3;
d)
La terminal de neutro en transformadores trifásicos debe identificarse con la letra propia del devanado y el número cero. Por ejemplo: H0, X0;
e)
Una terminal de neutro que sea común a dos o más devanados de transformadores, debe identificarse con la combinación de las letras de los devanados y con el número cero. Por ejemplo: H0X0; y
f)
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.
Nivel de ruido audible
El nivel de ruido audible de los transformadores debe medirse de acuerdo con lo que indica la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE, y no debe exceder los valores que se indican en la tabla 12. Para transformadores con cambiador bajo carga tipo reactivo además de las mediciones conforme al método que se indica en la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE, en caso de que el usuario lo requiera, puede realizarse una medición adicional en la posición impar de menor tensión, para observar el efecto de la excitación del reactor preventivo. En este caso, el valor límite debe especificarse.
TABLA 12.- Nivel de ruido audible para transformadores de potencia inmersos en líquido aislante 1) 2)
TABLA 12.- Nivel de ruido audible para transformadores de potencia inmersos en líquido aislante 1) 2) Capacidad equivalente a dos devanados kVA 3)
Nivel de ruido promedio dB 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 NOTAS
NBAI 110 kV a 350 kV
NBAI 450 kV a 650 kV
NBAI 750 KV
1
2
3
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 -
6 250 7 500 9 570 12 000 16 667 20 000 26 667 33 333 40 000 -
20 800 25 000 33 333 41 667 50 000 -
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 -
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 -
NBAI 1 425 kV y mayores
NBAI 900 kV a 1 050 kV 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
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. ) Para capacidades intermedias, debe usarse el nivel de ruido audible de la capacidad inmediata superior. 2) Para las columnas 2 y 3 los niveles de ruido audible se entienden con el equipo auxiliar de enfriamiento en operación. 3) La capacidad equivalente a dos devanados se definen como la mitad de la suma de las capacidades de todos los devanados.
N M X J -2 8 4 -A N C E 2 -2 6 0 / 6 1 2 2
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6.4
Construcción
6.4.1
Sistema de preservación del líquido aislante
El transformador debe diseñarse para cumplir con alguno de los sistemas de preservación del líquido aislante que a continuación se describen:
6.4.1.1
a)
Sistema de tanque sellado;
b)
Sistema con gas inerte;
c)
Sistema con tanque de expansión.
Sistema de tanque sellado
Es aquel en donde el interior del tanque se sella aislándolo de la atmósfera de forma que el volumen del gas más el del líquido aislante, permanecen constante en el intervalo de variación de temperatura del transformador en operación (véase 6.1.1.2). Se recomienda que la presión no sea mayor que 69 kPa (10 psi) o menor que -55 kPa (-8 psi). 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, que se ajusta para operar a las presiones máximas (positivas y negativas) que se indican en la placa de datos. 6.4.1.2
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 (véase 6.1.1.2), por medio de un sistema de presión positiva que se mantiene con
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6.4
Construcción
6.4.1
Sistema de preservación del líquido aislante
El transformador debe diseñarse para cumplir con alguno de los sistemas de preservación del líquido aislante que a continuación se describen:
6.4.1.1
a)
Sistema de tanque sellado;
b)
Sistema con gas inerte;
c)
Sistema con tanque de expansión.
Sistema de tanque sellado
Es aquel en donde el interior del tanque se sella aislándolo de la atmósfera de forma que el volumen del gas más el del líquido aislante, permanecen constante en el intervalo de variación de temperatura del transformador en operación (véase 6.1.1.2). Se recomienda que la presión no sea mayor que 69 kPa (10 psi) o menor que -55 kPa (-8 psi). 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, que se ajusta para operar a las presiones máximas (positivas y negativas) que se indican en la placa de datos. 6.4.1.2
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 (véase 6.1.1.2), por medio de un sistema de presión positiva que se mantiene 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 manera que ésta no sea menor que 7 kPa (1 psi), ni mayor que 55 kPa (8 psi). 6.4.1.3
Sistema con tanque de expansión
Es aquel en el cual el líquido aislante que contiene 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 se absorbe 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 (véase 6.1.1.2). El tanque de expansión puede aislarse de la atmósfera por medio de alguno de los dispositivos si guientes:
6.4.1.4
a)
Respiración a través de un desecador; o
b)
Sellado con gas inerte como se indica en 6.4.1.2; o
c)
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 que 10 MVA (ONAN) y tensiones menores que 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.
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6.4.2
Líquido aislante
El líquido aislante debe cumplir con lo siguiente: a)
No tóxico; y
b)
Contenido de bifenilos policlorados (BPC): menor que 2 mg/kg (2 p.p.m.), lo cual se considera como libre de este contaminante.
Si el líquido aislante es aceite mineral, debe cumplir con los requisitos que se indican en la Norma Mexicana NMX-J-123-ANCE. En el caso de usar un éster natural, debe cumplir con los requisitos que se indican en la Norma Mexicana NMX-J-628-ANCE. En caso de que el usuario requiera otro tipo de líquido aislante, éste debe especificar las características del mismo. 6.4.3
Tanque
El tanque del transformador debe diseñarse de 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 que se usa. Adicionalmente, el transformador totalmente ensamblado debe someterse a la prueba de hermeticidad a una presión (medida en la parte superior) de 69 kPa (10 psi), con duración de 6 h, de acuerdo con lo que indica la Norma Mexicana NMX-J-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 y el tanque de expansión, deben ser capaces de resistir, sin sufrir daños o deformaciones permanentes, los esfuerzos que se producen al aplicar un valor de presión negativa (vacío) de -102 kPa (-14,8), al nivel del mar. Algunos accesorios tales como la bolsa del conservador, tableros tipo pasamuro, relevador Buchholz, sensores de gases, y otros, no resisten vacío por lo que deben protegerse de acuerdo con las instrucciones de su manual de operación. Salvo que se especifique otra cosa, para capacidades de 10 MVA o mayores, o NBAI de 350 kV o mayores, el tanque debe proveerse con válvulas de bloqueo tipo mariposa, superiores e inferiores para los radiadores, las cuales deben indicar la posición de abierto o cerrado y estar unidas al tanque principal y al tanque conservador por medio de bridas. Todas las superficies donde se coloquen empaques deben ser lisas y planas, y éstas deben tener rigidez mecánica para asegurar la compresión de los empaques; además, deben usarse retenes para evitar la sobre compresión. Todas las bridas deben soldarse. 6.4.3.1
Cubierta
La cubierta principal debe diseñarse de manera que se evite la acumulación de agua sobre su superficie. Se recomienda que la cubierta se suelde al tanque; cuando se especifique que la cubierta se fije por medio de tornillería, ésta última 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 de alivio de presión en la cubierta del tanque.
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6.4.3.2
Registros
Deben proveerse los registros de mano o de hombre necesarios ya sea en la cubierta o en las paredes del tanque para que ofrezcan el acceso al interior del transformador y 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. 6.4.3.2.1
Registros de mano
Los registros de mano circulares deben tener un diámetro igual o mayor que 250 mm. Los registros de mano rectangulares deben tener un ancho igual o mayor que 200 mm y un área igual o mayor que 60 000 mm². 6.4.3.2.2
Registros de hombre
Los registros de hombre circulares deben tener un diámetro igual o mayor que 450 mm. Los registros de hombre rectangulares deben tener un ancho igual o mayor que 400 mm y un largo igual o mayor que 600 mm. 6.4.3.3
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 m odo 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 de la horizontal, con o sin líquido aislante dentro del transformador. 6.4.3.3.1
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° ± 5°. Los aditamentos para palanqueo deben colocarse en el área de los extremos donde se juntan los segmentos, véase figura 5.
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H0 ó X0 en caso de que así se requiera
H1
H1
H2
c
X1
H2
H3
X2
X3
c
X1
X2
a) Monofásico
b) Trifásico L/C
C
C Boquillas de A.T.
Segmento 3
Segmento 2
c
Segmento 4
Segmento 1
CD
A
BC
FIGURA 5.- Arreglo de boquillas y localización de accesorios 6.4.3.4
Provisiones para levantamiento, palanqueo y apoyo para gatos mecánicos
6.4.3.4.1
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.
6.4.3.4.2
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 idóneos para el levantamiento del mismo fuera del tanque.
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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. 6.4.3.4.3
Provisiones para palanqueo
Los aditamentos para palanqueo deben colocarse cerca de los extremos donde se juntan los segmentos, véase figura 5. 6.4.3.4.4
Aditamentos para apoyo de gatos mecánicos
Para transformadores de 10 MVA y mayores, o cuando la base del transformador se equipa con ruedas, deben proveerse las superficies de apoyo idóneas para permitir la instalación de gatos mecánicos para maniobras o para el cambio de la orientación de las ruedas. 6.4.3.4.5
Provisiones para sujeción del tanque
Deben proveerse los aditamentos para sujetar el tanque, 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. 6.4.3.5
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, después aplicarle un recubrimiento de color claro y compatible con el líquido aislante. El tanque y sus accesorios expuestos 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, considerar lo que se indica en el Apéndice C de esta norma. Se recomienda que el color del acabado sea gris. 6.4.4
Accesorios
6.4.4.1
Boquillas y terminales
Los transformadores deben equiparse con boquillas cuyo nivel de aislamiento y capacidad de conducción de corriente debe ser igual o mayor que la de los devanados a los que se conecten. El nivel de aislamiento de la boquilla del neutro, para los devanados con conexión en estrella debe estar de acuerdo con lo que se indica en 6.2.7.3. Las distancias entre boquillas y boquillas a tierra de los transformadores deben ser las que se indican en la tabla 13. Estas distancias no aplican para apartarrayos.
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TABLA 13.- Distancias entre boquillas de transformadores de potencia para operar a 1 000 m de altitud 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 6,9 13,8 24,0 34,5
75 95 110 150 200
102 127 165 229 330
89 114 152 203 305
51 64 89 152 203
46,0 69,0 115,0 115,0 138,0
250 350 450 550 650
432 635 838 1 041 1 245
381 584 762 940 1 118
305 483 686 914 1 118
161,0 750 230,0 900 230,0 1 050 400,0 1 300 400,0 1 400 DISPOSICIONES ADICIONALES:
1 448 1 778 2 134 2 743 3 073
1 321 1 600 1 930 2 489 2 743
1 321 1 651 2 007 2 616 2 896
-
En caso de que el l ugar de instalación se encuentre en altitudes mayores que 1 000 m, debe multiplicarse por el factor de corrección correspondiente de la tabla 3.
-
Esta tabla no aplica para distancias que incluyan apartarrayos.
6.4.4.1.1
Características eléctricas y mecánicas de las boquillas
Todos los extremos de los devanados que sean lle vados al exterior, deben ser a través de boquillas. Para el caso de transformadores con devanado terciario estabilizador, las terminales deben llevarse al exterior sólo si así se especifica previo al diseño del transformador, de lo contrario debe proporcionarse una salida a través de una boquilla, para fines de pruebas. Las boquillas desde 1,2 kV hasta 46 kV deben cumplir con lo que se especifica en la Norma Mexicana NMX-J-234-ANCE. Las boquillas de 69 kV y mayores deben ser de acuerdo con lo siguiente: a)
Las características generales, características eléctricas, dimensiones y requisitos de descargas parciales que se indican en la Norma Mexicana NMX-J-234-ANCE. NOTA Puede consultarse B.4 del Apéndice B para otros requisitos de boquillas con tensiones de 69 kV y mayores. –
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: 1)
Una pieza para boquillas hasta 161 kV;
2)
Dos piezas para tensiones mayores que 161 kV y hasta 230 kV;
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3)
6.4.4.1.2
Tres piezas para tensiones mayores que 230 kV.
d)
Las piezas de porcelana deben estar cementadas y vidriadas en conjunto y cumplir con la prueba de cantiliver de acuerdo con la Norma Mexicana NMX-J-234-ANCE y las modificaciones correspondientes que se indican en el Apéndice A;
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 instalarse en la cubierta o en la pared del tanque y localizarse como se muestra en la figura 5. En caso de que el usuario especifique, previo al diseño, que el transformador se equipe con bridas para el acoplamiento a barras de fase aislada, debe suministrarse una brida por cada boquilla, ya sea del lado de alta o de baja tensión. 6.4.4.1.3
Terminales
En caso de que el usuario lo especifique, previo al diseño del transformador, 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. 6.4.4.2
Cambiador de derivaciones
El transformador debe suministrarse con un cambiador de derivaciones de operación externa, éste sólo debe operarse cuando el transformador está desenergizado. En el caso de que el transformador se requiera por el usuario con cambiador de derivaciones bajo carga, entonces puede omitirse el cambiador de derivaciones para operación desenergizado. El mecanismo del cambiador puede ser tipo volante o tipo manivela, contar con un aditamento para aseguramiento 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 marcarse con letras o números arábigos progresivos. La letra "A" o el número arábigo 1, debe designarse a la tensión mayor. El cambiador de derivaciones debe proveerse con topes en las posiciones extremas y cada posición debe corresponder a una tensión de operación.
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6.4.4.3
Conexión a tierra
6.4.4.3.1
Placa para conexión a tierra
Consiste de una placa de acero cobrizado, latón o acero inoxidable, con dimensiones de 60 mm × 90 mm, con dos barrenos cuyos centros estén espaciados horizontalmente 44 mm, con rosca normal para tornillos M12 × 1,75 mm. La longitud mínima de la rosca debe ser de 13 mm y el espesor mínimo de la capa de cobre, cuando se use, debe ser de 0,5 mm. Las roscas deben protegerse contra la corrosión, de 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 muestra en la figura 5, de 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. La designación del conductor para la conexión a tierra, debe ser de 67,43 mm² a 107,2 mm², a menos que se especifique otra área. 6.4.4.3.2
Placa para el conectador a tierra
Debe constar de una placa de acero cobrizado, latón o acero inoxidable de 60 mm × 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 × 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. NOTA Las dimensiones del párrafo anterior se consideran nominales y la tolerancia está en función de la norma correspondiente al producto. –
6.4.4.4
Indicador de nivel de líquido aislante
Debe instalarse 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 se selecciona de acuerdo con lo siguiente: 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; o
b)
De 150 mm ± 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. 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.
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6.4.4.5
Indicador de temperatura del líquido aislante
Debe instalarse un termómetro tipo carátula en un costado del tanque. Para los transformadores que tienen una altura de 2 500 mm o menor sobre el nivel del piso, el indicador de temperatura debe instalarse directamente en un termopozo inmerso 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 que 2 500 mm, puede usarse un indicador de temperatura del tipo capilar, con el bulbo en un termopozo, arriba del conjunto núcleo-bobinas, y el instrumento a una altura no mayor que 2 500 mm. Otra opción es usar un termómetro en la parte superior cuya carátula tenga un ángulo de 30º con respecto de la vertical. El termómetro debe tener un cuadrante de carátula obscura, con las marcas y la 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 mayor o igual que 115 mm. La leyenda "temperatura del líquido" debe estar en la carátula. 6.4.4.6
Indicador de temperatura del devanado
Para capacidades de 5 MVA o mayores debe usarse un indicador de temperatura del devanado, este debe instalarse en un costado del tanque. Para los transformadores que tienen una altura de 2 500 mm o menor sobre el nivel del piso, el indicador de temperatura del devanado debe instalarse directamente en una imagen térmica inmersa en el líquido aislante, arriba del conjunto núcleo-bobinas, para indicar la temperatura del devanado. Para los transformadores que tienen una altura mayor que 2 500 mm, puede usarse un indicador de temperatura del devanado del tipo capilar, y colocar el bulbo de imagen térmica en un termopozo arriba del conjunto núcleo-bobinas, y el instrumento a una altura no mayor que 2 500 mm. Otra opción es usar el indicador de temperatura del devanado en la parte superior cuya carátula tenga un ángulo de 30º con respecto 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 con ajuste a la temperatura que se requiere. 6.4.4.7
Indicador de presión y vacío
Los transformadores mayores que 2 500 kVA, o NBAI mayor a 200 kV, con sistema de preservación de líquido aislante tipo tanque sellado, deben suministrarse 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 (14,8 psi) y -102 kPa (-14,8 psi). 6.4.4.8
Dispositivo de alivio de presión
Los transformadores de hasta 2 500 kVA o un NBAI de hasta 200 kV, con sistema de tanque sellado 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)
Apertura a una presión positiva de 69 kPa (10 psi) ± 13,8 kPa (2 psi); y
b)
El gasto de aire debe ser como mínimo de 2 m 3/min ± 2 % a una presión del aire de 102 kPa (14,8 psi) y a una temperatura del aire de 21 ºC.
NMX-J-284-ANCE-2012 36/62
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Los transformadores con capacidad mayor a 2 500 kVA o NBAI mayor que 200 kV, deben proveerse de un dispositivo de alivio de sobrepresión en la cubierta del tanque, de operación automática y con las características siguientes: a)
Apertura a una presión positiva de 69 kPa (10 psi) ± 13,8 kPa (2 psi); y
b)
El gasto de aire debe ser como mínimo de 275 m 3/min ± 2% a una presión del aire de 102 kPa (14,8 psi) y a una temperatura del aire de 21 ºC.
Los transformadores con capacidad de 2 500 kVA y mayores, debe proveerse con un dispositivo de alivio de presión y vacío, el cual se ajusta para operar a la presión máxima (positiva y negativa) que se indica en la placa de datos. 6.4.4.9
Válvula de drenaje, muestreo, filtro prensa
Los transformadores deben tener una válvula tipo globo para drenaje y filtro prensa, que sirva para drenar el líquido aislante hasta una altura de 25 mm a 30 mm, ésta debe localizarse en la parte inferior del segmento 1 ó 4 de la pared del tanque (véase figura 5). Sobre la válvula de drenaje y como parte integrante o combinación de ella, entre el asiento de ésta y el tapón, debe colocarse una válvula de m uestreo de mínimo 9,5 mm (véase figura 6).
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Tapón Tapónhexagonal hexagonalde 19,0 mmmm de 19,0
Cuerpodedeválvula la válvula Cuerpo hexagonal hexagonal
Bala Baladedeacero acero
42,0 mm 42 mm
23,0 mm 23 mm
Rosca Rosca
9,40 mm 9,5 mm Hexagonal 38,1 mm Hexagonal dede 38,01 mm Hexagonal mm Hexagonalde de19,05 19,05 mm
Tapa Tapa
Cuerpo Cuerpo
bala dede acero Bala acero
33 mm 33,00 mm 18 mm 18,00 mm
9,50 mm 9,50 mm
Rosca Rosca
NOTA Dimensiones mínimas. –
FIGURA 6.- Ejemplo de válvulas de muestreo
NMX-J-284-ANCE-2012 38/62
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La válvula de muestreo debe proveerse de cuerda y equiparse 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 mínimo 25 mm y para los transformadores mayores que 2 500 kVA, el diámetro debe ser de mínimo 51 mm y su rosca debe ser tipo estándar y 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 mínimo 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 que 2 500 kVA deben tener una válvula superior para filtro prensa, tipo globo, que debe localizarse bajo 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 rosca tipo estándar y con tapón en el extremo libre. 6.4.4.10
Placa de datos
Debe fijarse 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 de la placa de datos deben ser mayores o iguales que 150 mm × 200 mm. Se recomienda usar el arreglo que se muestra en la figura 7.
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EMBLEMA Y MARCA DEL FABRICANTE
TIPO
Iexc
FECHA DE LIBRE DE FABRICACIÓN BPC No. DE SERIE:__________ PEDIDO No.____________ INSTRUCTIVO:_________ MASAS APROXIMADAS EN kg: NUCLEO Y BOBINAS:___________ TANQUE:______________________ ACCESORIOS:_________________ LÍQUIDO:______________________ TOTAL:________________________
TRANSFORMADOR TRIF SICO DE POTENCIA EN L QUIDO AISLANTE
24/32/40 MVA 230/85 kV 81/10,15/12,21 % a 75 C
55 ºC ELEVACIÓN DE TEMPERATURA DE LOS DEVANADOS A PLENA CARGA CONTINUA: a 2 300 m s.n.m. HECHO EN MÉXICO
NIVELES BASICOS DE IMPULSO AT:900 kV BT:450 kV Ho:110 kV
DIAGRAMA DE ALAMBRADO I5-C-18 1330
PRESI N DE DISE O DE TANQUE Y ACCESORIOS POSITIVA: ___________________
PRESI N DE OPERACI N DEL SISTEMA DE PRESERVACIÓN DEL LÍQUIDO AISLANTE POSITIVA:________________________
NEGATIVA: VACÍO COMPLETO
NEGATIVA:_______________________
CONEXIONES (A) DEVANADO
ALTA TENSIÓN
(V) 241 500 236 750 230 000 224 250 218 500 85 000
ONAN
ONAF
OFAF
57,4 58,8 60,2 61,8 63,4 163
76,5 78,4 80,3 82,4 84,6 217,4
95,6 98 100,4 103 105,7 271,7
CAMBIADOR DE DERIVACIONES CONECTA EN CADA POS FASE 1 4 CON 5 2 3 CON 5 3 3 CON 6 4 2 CON 6 5 2 CON 7 -
BAJA TENSIÓN PRECAUCI N: 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 DERIVACIONES 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 NOTAS 1.- LOS DATOS INDICADOS EN EL ARREGLO ANTERIOR SON MERAMENTE ILUSTRATIVOS 2.- PARA TRANSFORMADORES QUE SE EMBARQUEN DESARMADOS DEBEN INCLUIRSE 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 FACTOR DE POTENCIA A 20 C ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN Y TIERRA---M ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN Y TIERRA--------------------% BAJA TENSIÓN CONTRA ALTA TENSIÓN Y TIERRA--- M BAJA TENSIÓN CONTRA ALTA TENSIÓN Y TIERRA--------------------% ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN --- --------------M ALTA TENSIÓN CONTRA BAJA TENSIÓN -----------------------------------% CORRIENTE DE EXCITACIÓN. A___________________________kV (EQUIPO MEU) HUMEDAD RESIDUAL __________% FASE A:_____________________________FASE B:______________________________FASE C:__________________________
FIGURA 7.- Ejemplo de arreglo de placa de datos
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NMX-J-284-ANCE-2012 40/62 NOTA La información que se muestra en la figura 7 corresponde a un ejemplo ilustrativo y puede variar de acuerdo con la aplicación del transformador. –
La fijación de la placa de datos al portaplaca debe hacerse mediante remaches. 6.4.4.10.1
Información de la placa de datos
En la placa de datos deben indicarse como mínimo los datos de la tabla 14. Todos los datos deben estar grabados en el idioma español. NOTA Véase la NOM-008-SCFI para las magnitudes, unidades y sus respectivos símbolos a usar. –
6.4.4.10.2
Información adicional de la placa de datos
En adición a lo que se indica en la tabla 14, la información siguiente también debe incluirse cuando sea aplicable: a)
La indicación de si cuenta con provisión para futuro enfriamiento forzado;
b)
La indicación de dispositivos de potencial y transformadores de corriente;
c)
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 indicar la polaridad;
d)
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;
e)
La presión máxima de operación del sistema de preservación de líquido aislante positiva y negativa, en kPa;
f)
La indicación de que el tanque se diseña para soportar un vacío de -102 kPa (-14,8 psi);
g)
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);
h)
A solicitud del usuario, el tipo de material de los conductores de los devanados.
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TABLA 14.- Información de la placa de datos de transformadores de potencia (continúa) Datos
Véase inciso
Número de serie Clase ( ONAN/ONAN/ONAF) Número de fases Frecuencia en Hz Capacidad nominal de kVA o MVA Tensiones nominales en V o Kv Tensiones de las derivaciones en V Elevación de temperatura en °C Polaridad (transformadores monofásicos) Diagrama vectorial (transformadores trifásicos) Corriente de excitación en % a baja tensión Impedancia(s) en % Resistencia de aislamiento de núcleo a tierra en M Humedad residual en % Masas aproximadas, en kg Diagrama de conexiones Nombre del fabricante Instructivo La leyenda transformador o autotransformador Factor de potencia de los devanados en % Resistencia de aislamiento de los devanados en M Identificación del líquido aislante y volumen en litros (l) Niveles de impulso en kV Fecha (mes y año) de fabricación Símbolos Norma de fabricación Altitud de operación en m Leyenda que identifique país de origen
1 2 1y3 1y4 5y6 13 15 7 14 18 8 y 10 9 17 16 10 11 12 Leyenda “Libre de BPC” 1) 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 que 2 mm; 2)
En algunos casos puede ser conveniente incluir el tipo de núcleo en adición a la clase;
3)
En caso de que la clase de un transformador implique más de una capacidad, debe indicarse en todas las capacidades;
4)
Las tensiones nominales de un transformador se designan por las tensiones nominales de cada devanado, éstas deben separarse por un guión. Las tensiones nominales de los devanados se designan de acuerdo con lo que se indica en 6.2.6;
5)
Las tensiones de las derivaciones de un devanado se designan al ordenar 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 o letras en orden consecutivo. El número “1”
asigna la derivación de tensión mayor, a menos que otra cosa se especifique; 6)
Debe mostrarse la corriente de todas las derivaciones y en todas sus capacidades;
7)
Debe indicarse el por ciento de impedancia entre cada par de devanados a una temperatura igual a la elevación de temperatura correspondiente a la ele vación 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 s olicita debe indicarse la impedancia de secuencia cero;
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;
NMX-J-284-ANCE-2012 42/62
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TABLA 14.- Información de la placa de datos de transformadores de potencia (concluye) Datos 9)
Véase inciso
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 según se especifique). Todas las puntas y terminales internas deben identificarse con letras o números, para evitar confusiones con las terminales externas o las marcas de polaridad; Todas las puntas i nternas y terminales que estén permanentemente conectadas, deben indicarse con letras o números que permitan identificarse convenientemente, evitando confusiones con las marcas terminales y de polaridad;
10)
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;
11)
Deben indicarse los niveles básicos de impulso (onda completa en kV) de las terminales de línea y neutro;
12)
Cuando aplique, deben indicarse los símbolos siguientes:
Dispositivo de potencial Boquilla
Boquilla con derivación capacitiva
Boquilla con derivación capacitiva conectada a un dispositivo de potencial
13)
Cuando el transformador se diseña para operar a más de una elevación nominal de temperatura, éstas deben indicarse en la placa;
14)
Deben indicarse valores de resistencia de aislamiento de núcleo a tierra en M en transformadores mayores que 2,5 MVA;
15)
Debe indicarse el por ciento de corriente de excitación a _______ kV, aplica sólo para transformadores clase II;
16)
Debe indicarse la resistencia de aislamiento de los devanados en M;
17)
Debe indicarse el factor de potencia de los devanados a 20 ºC, en por ciento;
18)
Debe indicarse el por ciento de humedad residual para transformadores de 10 MVA y mayores.
6.4.4.10.3
Designación de las tensiones de los devanados en la placa de datos
Debe hacerse de acuerdo con las figuras 1 y 2. 6.4.4.11
Identificación de terminales
La identificación de las terminales debe ser como se indica en 6.2.13.4. 6.4.4.12
Dato estarcido de la capacidad
Las capacidades del transformador deben estarcirse, en un lugar visible del tanque, con letras y números iguales o mayores que 65 mm de altura, y con pintura de un color que contraste con la del transformador.
NMX-J-284-ANCE-2012 43/62
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6.4.4.13
Relevador de acumulación de gases y flujo repentino (trafoscopio o Buchholz)
En caso de que se especifique tanque de expansión, debe incluirse un relevador de acumulación de gases y flujo repentino (Buchholz), su conexión debe ser por medio de bridas en el tubo que va del tanque principal al tanque de expansión, además deben instalarse dos válvulas de paso 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. 6.4.5
Accesorios opcionales
6.4.5.1
Tableros de terminales para cambio de conexión
Se recomienda especificar solamente uno de los siguientes:
6.4.5.2
a)
Tablero de terminales para el cambio de conexión: serie / paralelo; o
b)
Tablero de terminales para el cambio de conexión: estrella / delta.
Garganta y cámara de aire
La ubicación de las gargantas o cámaras debe indicarse previo al diseño del transformador. 6.4.5.3
Relevador de sobrepresión súbita
En caso de que se especifique, debe instalarse un relevador de sobrepresión súbita para la indicación de fallas del transformador. 6.4.5.4
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;
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;
d)
Los contactos de alarma sin conexión a tierra deben soportar una tensión máxima de 250 V.
NOTA - Se entiende por contacto de alarma, al microinterruptor con un contacto NA y uno NC.
6.4.5.5
Transformadores de corriente tipo boquilla
A menos que otra cosa se especifique, los transformadores de corriente deben ser tipo boquilla de relación y exactitud definida por el usuario. Los transformadores de corriente deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-J-109-ANCE. Todas las terminales de los secundarios de los transformadores de corriente, deben colocarse en una caja que se localice en la parte superior del transformador 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 de acuerdo con la designación del conductor.
NMX-J-284-ANCE-2012 44/62
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En caso de que 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 protección del usuario y del equipo. Deben proveerse tablillas idóneas 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. 6.4.5.6
Ventiladores, bombas y su control
6.4.5.6.1 El equipo para el control automático de los ventiladores y bombas (si aplica) para transformadores con enfriamiento forzado, que opera por temperatura de los devanados o por temperatura del líquido (en la parte superior), debe consistir de los accesorios siguientes: a)
Un dispositivo de control de operación térmica, que responda a la temperatura del líquido aislante (en la parte superior) o de los devanados del transformador;
b)
Un interruptor de operación manual, con conexión en paralelo con los contactos de control automático e incluido en el gabinete que se menciona en 6.4.5.7. El selector para control (manual o automático) debe instalarse en el mismo gabinete.
6.4.5.6.2 Los motores de los ventiladores y de las bombas pueden ser monofásicos o trifásicos, totalmente cerrados no ventilados, con protección individual contra cortocircuito y sobrecargas, con factor de servicio 1,15, pueden tomarse en cuenta las normas que se indican B.1 y B.5 del Apéndice B. 6.4.5.6.3 Para transformadores tipo ONAN, en los que se especifique enfriamiento futuro forzado con control por la temperatura del líquido aislante (en su parte superior) o por la temperatura de los devanados, debe incluirse el equipo de control automático que se indica en 6.4.5.7.1 y sólo considerar el espacio para instar los ventiladores en los radiadores así como el alambrado. 6.4.5.7
Gabinete de control
Debe proporcionarse un gabinete de control a prueba de goteo para las terminales de los circuitos de alarma (6.4.5.4), de los secundarios de los transformadores de corriente (6.4.5.5) y de los accesorios del equipo de control de ventiladores y bombas (6.4.5.6), éste debe localizarse de manera que su parte más alta no sea mayor que 2 m y su parte más baja se localice a una altura mayor que 0,3 m del piso, en cualquier costado del transformador. Para evitar la condensación debe usarse una resistencia calefactora que se controle por un termostato y para evitar la entrada de humedad, deben evitarse las acometidas por la parte superior del gabinete. 6.4.5.7.1
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: a)
El alambrado de llegada debe estar a un mismo lado de la tablilla terminal. Cualquier conexión común que se requiera por el proveedor debe hacerse en este mismo lado, de forma que el otro lado quede libre para el alambrado del usuario;
b)
El arreglo del alambrado debe ser de forma que los accesorios e instrumentos puedan removerse sin causar problemas en alambrado;
NMX-J-284-ANCE-2012 45/62
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c)
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 campo;
d)
El alambrado debe agruparse en paquetes y asegurarse con cinchos no metálicos;
e)
Todo el alambrado debe soportar las pruebas que se indican en la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE.
Los conductores y accesorios que se usan en el alambrado deben cumplir con los requisitos siguientes: a)
b)
c)
1)
Conductores 1)
En caso de que se instalen en tubo (conduit ), debe usarse cable tipo flexible para 600 V y 90 ºC;
2)
En caso de que se instalen expuestos, debe usarse cable flexible de uso rudo, 600 V, 90 ºC, tipo SO para uso en interiores y tipo SOW para servicio en exterior 1);
3)
Los cables que pasen por puertas abatibles deben ser del tipo flexible, idóneo para esta aplicación;
4)
La designación de los conductores que se usan, debe ser de acuerdo con cada aplicación, pero en ningún caso menor que 2,082 mm 2 (14 AWG) (19 hilos);
5)
No debe efectuarse ningún empalme del cable en el gabinete o en las tuberías metálicas ( conduit );
6)
Cada cable debe identificarse con un número o letra indeleble en sus extremos.
Tubos metálicos (conduit ) 1)
Los tubos que se usan para alojar los cables deben ser de tubo rígido metálico tipo pesado (pared gruesa) de acero o aluminio, de acuerdo con las Normas Mexicanas NMX-J-534-ANCE o NMX-J-576-ANCE respectivamente;
2)
El diámetro de los tubos metálicos debe ser mayor o igual que 25,4 mm;
3)
Los tubos metálicos que entran a cubiertas o cajas de terminales deben ser roscados.
Terminales 1)
Las terminales de los conductores deben ser tipo ojo o anillo y deben sujetarse a las tablillas terminales por medio de tornillos;
2)
No deben emplearse zapatas abiertas, ni tipo espada. No se permite tablillas de compresión del cable;
3)
No deben usarse más de dos terminales de alambrado interno por tornillo;
4)
Las terminales deben agruparse en secciones independientes, correspondientes a circuitos de fuerza, control, medición y señalización.
Puede consultarse la NOM-063-SCFI para mayor información acerca del este tipo de cable.
NMX-J-284-ANCE-2012 46/62
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6.4.5.7.2
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. 6.4.5.8
Ruedas
En caso de que se requieran ruedas, estas deben ser bidireccionales y deben ser capaces de soportar la masa del transformador. 6.4.5.9
Soporte para apartarrayos
Cuando se especifiquen, debe cumplirse con lo siguiente:
6.4.5.10
a)
Una placa para conexión a tierra de los apartarrayos, en la parte superior del tanque;
b)
Los soportes deben ser idóneos para sostener la masa de los apartarrayos con un factor de seguridad de 2;
c)
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, una brida de 152 mm de diámetro. NOTA Las dimensiones del párrafo anterior se consideran nominales y la tolerancia está en función de la norma correspondiente al producto. –
6.4.5.11
Cambiador de derivaciones para operación con carga
El cambiador de derivaciones para operación con carga, en caso de que e l usuario lo requiera, puede ser del tipo reactivo o resistivo, y puede instalarse en el devanado de alta o baja tensión, ya sea 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 generen arcos directos en el líquido, los componentes deben localizarse en un compartimiento sellado de manera que se prevenga la posible transferencia de líquido a cualquier otro compartimiento o al tanque principal. 6.4.5.12
Dispositivos electrónicos para monitoreo
En caso de que 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 instalarse en termopozos o bridas y deben entregar señales de 4 mA a 20 mA, 0 mA a 1 mA ó 0 V a 10 V.
6.5
Cortocircuito
6.5.1
Requisitos de cortocircuito
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6.5.1.1
Generalidades
Los transformadores inmersos en líquido aislante, deben diseñarse y construirse para soportar los esfuerzos mecánicos y térmicos, que se producen 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 que 35 % de la terminal del devanado de mayor capacidad. Los requisitos, para otras condiciones de falla, deben establecerse explícitamente en las especificaciones del usuario. En caso de que se especifiquen pruebas de cortocircuito, éstas deben realizarse como se describe en la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE. 6.5.1.2
Categorías de transformadores
Se reconocen cuatro categorías según la capacidad nominal (véase tabla 15). TABLA 15.- Categorías de transformadores según su capacidad Capacidad en kVA1)
Categoría I2) II III IV
Monofásico
Trifásico
5 a 500 501 a 1 667 1 668 a 10 000 mayor que 10 000
15 a 500 501 a 5 000 5 001 a 30 000 mayor que 30 000
1)
Todas las capacidades en kVA son las mínimas de placa para los devanados principales. La categoría I corresponde a transformadores de distribución
2)
6.5.1.3
Duración de la corriente de cortocircuito
6.5.1.3.1
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. En caso de que se usen 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 sea mayor que 2 s. NOTA Para corrientes entre la nominal y la máxima de cortocircuito, se recomienda que la duración se consulte con el fabricante. –
Los cálculos para demostrar el cumplimiento de los requisitos térmicos de cortocircuito deben hacerse de acuerdo con lo que se indica en 6.5.4. 6.5.1.3.2
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 realizarse 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 a continuación se describe: Categoría II
t = 1,0 s
Categoría III
t = 0,5 s
NMX-J-284-ANCE-2012 48/62
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En aplicaciones especiales donde son comunes largos tiempos de falla en servicio, el usuario debe especificar pruebas especiales de larga duración. En caso de que 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 se especifican en 6.5.3.4. 6.5.1.4
Magnitud de la corriente de cortocircuito
6.5.1.4.1
Categoría II
La corriente simétrica de cortocircuito debe calcularse sólo con la impedancia del transformador. 6.5.1.4.2
Categorías III y IV
La corriente simétrica de cortocircuito debe calcularse con la impedancia del transformador más la impedancia del sistema, ésta última debe especificarse por el usuario. En caso de que no sea así, deben usarse los valores según se indica en 6.5.1.5.2 (características del sistema). 6.5.1.4.3
Devanados estabilizadores
Los devanados estabilizadores que se usan en transformadores trifásicos (devanados en delta sin terminales externas) deben ser capaces de soportar la corriente resultante de cualquiera de las fallas del sistema que se especifican en 6.5.1.1, para ello debe tomarse en cuenta la forma de conectar el transformador a la red de tierras. El usuario debe proporcionar la tensión del devanado estabilizador. 6.5.1.5
Cálculos de corriente de cortocircuito
La corriente simétrica de cortocircuito, en amperes eficaces, se calcula de la forma siguiente:
En donde: I cc
es la corriente simétrica de cortocircuito, en amperes eficaces;
I b
es la corriente base para la derivación que se selecciona, en amperes eficaces;
Z T
es la impedancia del transformador para la derivación que se selecciona, en por unidad a la misma potencia aparente base que se usa para I b;
Z S
es la impedancia del sistema o de aparatos permanentemente conectados, en por unidad a la misma potencia base que se usa para I b.
La corriente simétrica de cortocircuito ( I ), en múltiplos de la corriente base se obtiene con la ecuación siguiente:
En donde: I
es la corriente de cortocircuito, en por unidad;
I cc
es la corriente simétrica de cortocircuito, en amperes eficaces;
I b
es la corriente base para la derivación que se selecciona, en amperes eficaces;
NMX-J-284-ANCE-2012 49/62
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6.5.1.5.1
Corriente asimétrica
La cresta de la corriente asimétrica del primer ciclo, que el transformador debe soportar, debe determinarse con la ecuación siguiente:
En donde: I cc
es la corriente simétrica de cortocircuito, en amperes eficaces;
I cc asim
es la corriente asimétrica, en amperes pico;
k
se obtiene de la tabla 16 o de la ecuación siguiente:
1
sen
Para valores de k véase tabla 16. En donde: e
es la base de los logaritmos naturales;
Ø
es la tan-1 , en radianes.
En donde:
es la relación de la reactancia y la resistencia, ambas en corriente alterna y en ohms. Es la impedancia total que limita la corriente de falla para conexión del transformador cuando ocurre el cortocircuito. Cuando la impedancia del sistema está incluida en 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.
es la relación de la resistencia y la reactancia, ambas en corriente alterna y en ohms.
NMX-J-284-ANCE-2012 50/62
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TABLA 16.- Valores de k r/x
0,001 0,002 0,003 0,004 0,005 0,006 0,007 0,008 0,009 0,010 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,20
x/r
k
1 000 500 333 250 200 167 143 125 111 100
2,824 2,820 2,815 2,811 2,806 2,802 2,798 2,793 2,789 2,785
50 33,3 25 20 16,7 14,3 12,5 11,1 10,0 5
2,743 2,702 2,662 2,624 2,588 2,552 2,518 2,484 2,452 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 que se proporcionan en esta tabla son aproximados dentro de un 0,7 % de los valores que calculan por el método exacto.
6.5.1.5.2
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. En concordancia con los valores que se especifican de capacidad de falla del sistema y la impedancia de las máquinas rotatorias, los valores pueden seleccionarse para cada fuente de las tablas 17 y 18. Cuando no se especifique una relación X0/X1, debe usarse un valor de 2,0. TABLA 17.- 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
NMX-J-284-ANCE-2012 51/62
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TABLA 18.- Reactancia subtransitoria de máquinas sincrónicas trifásicas Reactancia más común (por unidad) 0,10 0,14
Valores de reactancia subtransitoria (por unidad) 0,07 a 0,20 0,12 a 0,21
Generador de polos salientes y motores con amortiguadores
0,20
0,13 a 0,32
Generador de polos salientes y motores sin amortiguadores
0,30
0,20 a 0,50
Condensadores enfriados por aire Condensadores enfriados por hidrógeno
0,27 0,32
0,19 a 0,30 0,23 a 0,36
Tipo de máquina Turbogenerador 2 polos Turbogenerador 4 polos
6.5.1.5.4
Limitaciones de corriente
Cuando los devanados principales, por sí solos, no tuvieran la resistencia mecánica que se requiere, puede limitarse la corriente de falla por medio de impedancias internas adicionales a los devanados principales. El uso de impedancias externas debe definirse previo al diseño del equipo. 6.5.1.5.5
Requisitos especiales que deben considerarse 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 definirse explícitamente en las especificaciones del transformador. Estos aspectos se relacionan con la magnitud de la corriente de falla, la duración o la frecuencia de ocurrencia: 1)
Los transformadores con impedancia extremadamente baja (por ejemplo < 4 %), los cuales dependen de la impedancia de los aparatos que se conectan directamente para limitar la corriente de falla;
2)
Los transformadores susceptibles a sobrecorrientes excesivas, que se producen por la conexión del generador al sistema en una condición fuera de sincronia;
3)
Terminales de transformador que se conectan a máquinas rotatorias (tales como motores o condensadores síncronos) que pueden actuar como generador y alimentar corriente al transformador bajo condiciones de falla del sistema;
4)
Tensión de operación mayor que la nominal en la o las terminales en las cuales no se presenta la falla;
5)
Alcanzar frecuentemente sobrecorrientes que ocurren por el método de operación o la aplicación particular (por ejemplo transformadores de horno, transformadores de arranque, aplicaciones en las que se usan interruptores a tierra para protección con relevadores, transformadores para sistemas de tracción);
6)
Transformadores auxiliares de estación o transformadores que se conectan directamente a un generador, que pueden ser propensos a fallas de duración prolongada (mayor que 2 s) como resultado de los largos tiempos de apertura del interruptor de campo del sistema de excitación de los generadores.
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6.5.2
Accesorios
Los accesorios de los transformadores tales como boquillas, cambiadores de derivación bajo carga, cambiadores de derivación de operación desenergizada, transformadores de corriente y otros, que conducen la corriente de carga en forma continua, deben cumplir con todos los requisitos de 6.5.1.3 y 6.5.1.4. Sin embargo, no se requiere que los cambiadores de derivación bajo carga aguanten la operación en condiciones de cortocircuito. 6.5.3
kVA base
6.5.3.1
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 19 a los kVA máximos de la placa de datos. 6.5.3.2
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 al dividir los kVA base del devanado por los kV nominales del devanado por fase. 6.5.3.3
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 de acuerdo con lo que 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 por 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, que resulta en una diferencia fasorial máxima. Todas las condiciones de carga simultáneas que se indican en la placa de datos deben considerarse con objeto de obtener el valor máximo;
c)
Las corrientes base se calculan con la capacidad autoenfriada o la equivalente por medio de los factores de multiplicación de la tabla 19. NOTA - Las definiciones de corriente base se aplican solo para devanados que se diseñan para conectarse a carga.
TABLA 19.- Factores de multiplicación Tipo de transformador ONWF ONAF, OFAF, ODAF, OFWF, ODWF
Factor de multiplicación 1,0 0,6
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6.5.3.4
Límites de temperatura de transformadores para condiciones de cortocircuito
La temperatura del conductor en los devanados de transformadores bajo las condiciones de cortocircuito que se establecen en 6.5.1.1 a 6.5.1.4 y que se calculan por los métodos que se describen en 6.5.4, no deben ser mayores que 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 se establecen en consideración de los factores siguientes:
6.5.4
a)
Generación de gas a partir del líquido aislante o del aislamiento sólido;
b)
Recocido del conductor;
c)
Envejecimiento del aislamiento. Cálculo de la temperatura de los devanados durante un cortocircuito
La temperatura final del devanado ( T f) al concluir un cortocircuito de duración “t ”, debe calcularse con base en todo el calor que se almacena en el material del conductor y de su aislamiento asociado, conforme a la ecuación siguiente: T f = (T k + T s) m (1 + E + 0,6 m) + T s
Todas las temperaturas están en grados Celsius y donde:
Estas ecuaciones son aproximadas y su uso debe restringirse a valores de m = 0,6 o menores. Para valores de m mayores que 0,6 deben usarse las ecuaciones siguientes:
m 11
En donde: T k
es una constante que para el cobre es 234,5 ºC y para el aluminio de grado EC es 225 ºC;
T s
es la temperatura inicial, que es la temperatura ambiente de 30 ºC más el límite de elevación de temperatura del punto más caliente;
e
es la base de los logaritmos naturales;
E
son las pérdidas por corrientes parásitas en por unidad, basadas en las pérdidas por resistencia W S a la temperatura inicial, y se calcula con la ecuación siguiente: 2
T k T r E E r T T s k
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En donde: E r
son las pérdidas por corrientes parásitas en por unidad, a la temperatura de referencia;
T r
es la temperatura de referencia, la cual es igual a 20 ºC de temperatura ambiente más la elevación promedio del devanado;
W S
son las pérdidas por resistencia ohmica del devanado debidas a la corriente del cortocircuito, y que se calculan a la temperatura de referencia en watt por kg de material del conductor; W s
2
W r N M
T k T s T k T r
En donde: W r
son las pérdidas por resistencia ohmica del devanado, debidas a la corriente nominal, y que se calculan a la temperatura de referencia en watt;
N
es la magnitud del cortocircuito simétrico, en por unidad de la corriente nominal;
M
es la masa del conductor en kilogramos;
C
es la capacitancia térmica promedio por cada kg del conductor y su aislamiento por vuelta asociado, en watt-segundo por cada grado Celsius-kilogramo. Este valor debe determinarse por iteración de cualquiera de las ecuaciones empíricas siguientes: C= [174 + 0,0225 (T s + T ) f +110 Ai/Ac] ×2,2 C= [405 + 0,1 (T s + T ) f + 360 Ai/Ac]×2,2
para cobre; para aluminio.
En donde: Ai
es la sección transversal del aislamiento por vuelta en mm2; Ai = At - Ac;
At
es la sección transversal del conductor incluyendo la sección del aislamiento en mm2;
Ac
es la sección transversal del conductor desnudo en mm 2.
6.6
Pruebas aplicables y métodos de prueba
6.6.1
Generalidades
Todas las pruebas a transformadores deben realizarse de acuerdo con los métodos que se describen en la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE, según aplique. 6.6.2
Pruebas de prototipo
Las pruebas de prototipo deben realizarse de acuerdo con los requisitos de la tabla 20.
NMX-J-284-ANCE-2012 55/62
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6.6.3
Pruebas de rutina
Las pruebas de rutina deben realizarse de acuerdo con los requisitos de la tabla 20. 6.6.4
Pruebas opcionales
Cuando se especifique, las pruebas opcionales deben realizarse de acuerdo con los requisitos de la tabla 20.
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TABLA 20.- Pruebas a transformadores de potencia inmersos en líquido aislante Pruebas P 1.- Características físicas de los accesorios. 2.- Incremento de temperatura promedio de los devanados.
b)
3.- Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado. 4.- Tensión de aguante al impulso por maniobra para 230 kV y mayores. 5.- Características físicas del transformador totalmente ensamblado.
Transformadores de potencia Clase Ia) Clase IIa) R O P R
X
X
X
X
X
X X X
X
6.- Resistencia del aislamiento de los devanados.
X
X
7.- Rigidez dieléctrica del líquido aislante.
X
X
8.- Relación de transformación.
X
X
9.- Resistencia óhmica de los devanados.
X
X
10.-Polaridad y secuencia de fases.
X
X
11.-Pérdidas en vacío al 100 % y 110 % de la tensión nominal.
X
X
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.
X
X
X
X
15.-Pérdidas debidas a la carga.
X
X
16.-Tensión aplicada.
X
X
17.-Tensión inducida.
X
X
18.-Hermeticidad.
X
X
X
19.-Presión negativa (vacío). 20.-Prueba a circuitos de control, medición y fuerza.
X
X
X
X
21.-Cromatografía de gases. 22.-Factor de potencia de los aislamientos.
X X
X
X
X
23.-Resistencia del aislamiento del núcleo a tierra.
X
24.-Nivel de ruido audible.
X
25.-Por ciento de humedad residual.
X
X
26.-Medición de descargas parciales.
X
X
27.-Cortocircuito. c)
X
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.
X
32.-Impedancia de secuencia cero.
X X
X X
X
X
X
X
X
X
X
X
33.-Respuesta a la frecuencia. 34.-Factor de potencia y capacitancia a boquillas capacitivas.
O
X X
X
NOTA - La letras en l as columnas significan: P = Prototipo R = Rutina O = Opcional d) a) Para la clasificación de transformadores de potencia véase 6.2.7. b) Con análisis de cromatografía de gases antes y después de esta prueba para clase II, cuando se requiera por el cliente. c) La prueba de cortocircuito puede omitirse por medio de un informe de similitud (para mayor información puede consultarse el Apéndice E). d) Las pruebas opcionales son aquellas que se especifican por el usuario, previo al diseño del transformador.
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APÉNDICE A (Normativo) PRUEBA DE CARGA DE FLEXIÓN PARA BOQUILLAS Debe aplicarse el método de prueba que se proporciona en la Norma Mexicana NMX-J-234-ANCE con las modificaciones siguientes:
A.1
Presión de prueba
Aplicar una presión manométrica de por lo menos 70 kPa (10 psi).
A.2
Criterio de deformación permanente
Puede presentarse deformación permanente la cual se mide al transcurrir 1 minuto después de retirar la carga de prueba, pero está no debe ser mayor que 1,52 mm.
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9
BIBLIOGRAFÍA
NOM-008-SCFI-2002
Sistema general de unidades de medida.
NOM-063-SCFI-2001
Productos eléctricos - Conductores - Requisitos de seguridad.
NMX-J-153-1972
Clasificación de materiales aislantes.
NMX-J-572/1-ANCE-2005
Líquidos aislantes de alto punto de ignición para transformadores – Parte 1: Guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control, mantenimiento y tratamiento de fluidos aislantes siliconados.
NMX-J-572/2-ANCE-2005
Líquidos aislantes de alto punto de ignición para transformadores - Parte 2: Guía para la aceptación, manejo, almacenamiento, control, mantenimiento y tratamiento de fluidos de hidrocarburos menos inflamables.
IEC 60076-1 ed3.0 (2011-04)
Power transformers – Part 1: General.
IEEE C57.12.00-2010
General requirements for liquid-immersed distribution, power, and regulating transformers.
IEEE C57.19.00-2004
General requirements and test procedure for outdoor apparatus bushings.
IEEE C57.19.01-2000
Performance characteristics and dimensions for outdoor apparatus bushings.
10
CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES
Esta norma no coincide1) con la Norma Internacional “IEC 60076-1, Power transformers – Part 1: General, ed3.0 (2011-04)”, ya que no es posible concordar con la Norma Internacional por las razones siguientes: a)
Esta Norma Mexicana sólo contiene requisitos para transformadores de potencia, a diferencia de la Norma Internacional que contempla requisitos para transformadores de distribución y de potencia;
b)
La presente Norma Mexicana integra las especificaciones que de acuerdo con la práctica nacional han demostrado satisfacer los requisitos de los usuarios, ya que proporcionan intercambiabilidad y compatibilidad a los transformadores; y
c)
La presente Norma Mexicana hace referencia a métodos de prueba contenidos en Normas Mexicanas que en la práctica nacional representan una solución eficaz de ingeniería para obtener reproducibilidad y repetibilidad en los resultados.
1)
Esta Norma Mexicana es no equivalente (NEQ) con la Norma Internacional IEC 60076-1, Power Transformers – Part 1: General, edición 3.0 (2011-04). Lo anterior con base en los términos del lineamiento Internacional guía ISO/IEC 21- 1 “Regional or national adoption of International Standards and other International Deliverables - Part 1: Adoption of International Standards” primera edición 005, en donde NEQ significa no equivalente.
NMX-J-284-ANCE-2012 59/62
NMX-J-284-ANCE-2012 59/62
APÉNDICE B (Informativo) NORMAS DE CONSULTA
Ésta es información adicional no obligatoria que se relaciona con el tema indicado. B.1
NMX-J-075/1-1994-ANCE
Aparatos eléctricos - Máquinas rotatorias - Parte 1: Motores de inducción de corriente alterna de rotor en cortocircuito, en potencias desde 0,062 a 373 kW – Especificaciones
B.2
NMX-J-321-ANCE-2005
Apartarrayos de óxidos metálicos sin explosores, para sistemas de corriente alterna - Especificaciones y métodos de prueba.
B.3
IEC 60076-5 Ed3.0 (2006-02)
Power transformers – Part 5: Ability to withstand short circuit.
B.4
ANSI/IEEE C57.19.01-2000
Performance Characteristics and Dimensions for Outdoor Apparatus Bushings.
B.5
ANSI/NEMA MG 1-2011
Motors and Generators.
B.6
IEEE C57.12.00-2010
General Requirements for Liquid-immersed Distribution, Power, and Regulating Transformers.
B.7
IEEE C57.12.10-2010
Requirements for Liquid-Immersed Power Transformers.
B.8
IEEE C57.12.90-2010
Test Code for Liquid-Immersed Distribution, Power and Regulating Transformers.
NMX-J-284-ANCE-2012 60/62
NMX-J-284-ANCE-2012 60/62
APÉNDICE C (Informativo) ADHERENCIA DEL ACABADO EN EL TANQUE
En tanto no exista norma mexicana al respecto, puede consultarse en forma supletoria la publicación ASTM D3359 "Standard Methods for Measuring Adhesion by Tape Test".
NMX-J-284-ANCE-2012 61/62
NMX-J-284-ANCE-2012 61/62
APÉNDICE D (Informativo) NIVELES DE PRUEBA DE FRENTE DE ONDA
TABLA D.1 .- Niveles de prueba para frente de onda en transformadores de potencia clase I* ) Tensión de aguante al impulso por rayo normalizado
Niveles de impulso Frente de onda Tensión mínima
Tiempo específico de arqueo
45 60 75
kV (cresta) -
µs -
95 110 150
165 195 260
0,5 0,5 0,5
kV (cresta)
200 345 250 435 350 580 *) Véase 6.2.7 para descripción de transformadores de potencia clase I. DISPOSICIONES ADICIONALES:
0,5 0,5 0,58
-
Los niveles de impulso de frente de onda se especifican previo al diseño del transformador.
-
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 primerios de baja tensión de transformadores para generadores y devanados que operan a 5 000 V o menores.
NMX-J-284-ANCE-2012 62/62
NMX-J-284-ANCE-2012 62/62
APÉNDICE E (Informativo) INFORME DE SIMILITUD PARA PRUEBA DE CORTOCIRCUITO
D.1
Generalidades
Se puede demostrar que un transformador soporta los esfuerzos de cortocircuito mediante un informe de similitud con respecto a un transformador previamente probado; emitido por un laboratorio acreditado (véase nota) por la autoridad competente, de acuerdo con la definición siguiente de transformador similar: NOTA De acuerdo con la Norma Mexicana NMX-EC-17025-IMNC vigente. –
Un transformador se considera similar a otro, si se cumplen las características siguientes: a)
Mismo tipo de operación; por ejemplo: generación, transmisión, distribución;
b)
Mismo diseño conceptual; por ejemplo: tipo seco o inmerso en aceite, núcleo tipo columna o acorazado, bobinas circulares o elípticas, con cambiador de derivaciones ya sea para operación sin o con carga;
c)
Mismo arreglo y secuencia geométrica de los devanados principales;
d)
Mismo método de apriete y arreglo de sujeción de los devanados;
e)
Mismo tipo de conductor de los devanados, por ejemplo aluminio, aleación de aluminio, cobre recocido o endurecido en frío, lámina de metal, conductor circular, solera de cobre, cable transpuesto continuo con opción en resina epóxica;
f)
Mismo tipo de devanados principales, por ejemplo helicoidales, disco, de capas;
g)
Potencia absorbida en cortocircuito (potencia nominal/Impedancia de cortocircuito en por unidad) entre el 30 % y el 130 % con respecto al transformador de referencia;
h)
Esfuerzos axiales y radiales en los devanados menores o igual que 120 % de los que se presentan en la unidad de referencia;
i)
Mismos procesos de manufactura;
j)
Misma marca y fábrica.
ACUERDO PARA USO DE NORMAS MEXICANAS ANCE EN FORMA ELECTRÓNICA USO PERSONAL
ACUERDO PARA USO DE NORMAS MEXICANAS ANCE EN FORMA ELECTRÓNICA USO PERSONAL
La Asociación de Normalización y Certificación A.C, en adelante ANCE, por medio del presente se hace constar información importante, así como los derechos y obligaciones a las que queda sujeto el ACREEDOR de las normas NMX- ANCE en formato “Electrónico Personal”.
Requerimientos generales Será necesario proporcionar datos del usuario (nombre completo, empresa, domicilio de la empresa, teléfono, dirección de correo electrónico, ciudad). La información brindada servirá para personalizar la norma adquirida, quedando asentada la información del comprador al costado izquierdo de cada una de las hojas que componen el cuerpo de la norma. La Norma Mexicana adquirida en este formato puede entregarse en CD (directamente en las instalaciones de ANCE) o por envío (con cargo extra por concepto de mensajería). Asimismo, la norma puede enviarse al correo electrónico del usuario, el cual debe tener la capacidad adecuada para recibir el archivo por este medio. Respecto al recibo por la adquisición de la norma se emite en forma electrónica, de necesitarlo en forma física, se envía por mensajería generando los respectivos gastos por el servicio, esto en caso de que no se recoja directamente en las instalaciones de ANCE.
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