CNEE normas trafos

COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA
4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010
TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: [email protected] FAX: (502) 366-4202
RESOLUCIÓN 31-2000
LA COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA
CONSIDERANDO:
Que el Artículo 4º de la Ley General de Electricidad establece como una de las funciones de la
Comisión Nacional de Energía Eléctrica, emitir las normas técnicas relativas al subsector
eléctrico y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas.
CONSIDERANDO:
Que la nota con referencia GGA-187-99 y fecha 19 de julio de 1999, por medio de la cual el
Gerente de Gestión de Activos de la Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima,
adjunta la propuesta de las NORMAS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS SUMERGIDOS EN
ACEITE PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN: CONVENCIONALES Y AUTOPROTEGIDOS, la
cual se propone para el obligado cumplimiento para cualquier instalación a poner en servicio en
la zona de responsabilidad de la Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima.
CONSIDERANDO:
Que la gerencia de Normas de la CNEE efectuó el análisis de la Norma Propuesta remitiendo
las observaciones correspondientes al Gerente de Gestión de Activos de la Empresa Eléctrica de
Guatemala, Sociedad Anónima por medio de nota con referencia CNEE-733-99 y fecha 3 de
septiembre de 1999.
CONSIDERANDO:
Que la Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima por medio de nota con referencia
GGA-269-99 y fecha 15 de octubre de 1999, informa que una vez recibidos los comentarios de
la CNEE envían la nueva propuesta de la norma en referencia.
CONSIDERANDO:
Que el Gerente de Normas de la CNEE por medio del dictamen de fecha 11 de enero de 2000,
en su parte final recomienda la autorización de la NORMA DE TRANSFORMADORES
MONOFASICOS SUMERGIDOS EN ACEITE PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN:
CONVENCIONALES Y AUTOPROTEGIDOS. Asimismo, que el en el dictamen de fecha 12 de
enero de 2000 en Licenciado Roberto Villeda Arguedas, luego del análisis jurídico respectivo
concluye que La CNEE está legalmente facultada para aprobar la Norma de Transformadores
Monofásicos Sumergidos en Aceite Para Distribución en Baja Tensión: Convencionales y
Autoprotegidos.
CONSIDERANDO:
Que con el propósito de obtener los comentarios de empresas que distribuyen transformadores
en Guatemala, el Directorio de la CNEE remitió copia de la Norma de referencia a empresas que
distribuyen transformadores en el país, habiéndose recibido los comentarios de algunas de ellas,
en las que manifestaron al respecto.
POR TANTO:
En ejercicio de la facultad que le confiere el artículo 4 inciso e), de la Ley General de
Electricidad,
RESUELVE:
I. Aprobar la siguiente
NORMA DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS SUMERGIDOS
EN ACEITE PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN: CONVENCIONALES Y
AUTOPROTEGIDOS
0
INTRODUCCIÓN
La presente norma forma parte de las normas NE de Empresa Eléctrica de Guatemala,
quien es responsable de su contenido y revisión periódica. Además, en su elaboración
ha tenido cuidado de no contravenir la Ley General de Electricidad y su Reglamento, ni
las normas emitidas hasta la fecha por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y las
revisiones periódicas la adecuará a las normas que posteriormente emita la Comisión
mencionada.
1
OBJETO
RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 1 de 15
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Esta norma establece en sí misma o mediante referencias a otras normas y/o planos y
dibujos, las especificaciones técnicas, características y pruebas que deben cumplir y
satisfacer los tipos de transformadores monofásicos sumergidos en aceite para
distribución en baja tensión, tipo convencional y tipo autoprotegido, utilizados en el
ámbito de Empresa Eléctrica de Guatemala en sus instalaciones de media tensión.
La norma fija en sí misma, o por referencia a otras normas, las características que
deben cumplir y los ensayos que deben satisfacer los transformadores citados.
2
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta norma se aplicará a los transformadores monofásicos de distribución,
convencionales o autoprotegidos, para instalar en postes, bóveda o intemperie, con el
núcleo y dos arrollamientos sumergidos en aceite, de capacidades entre 5 y 167 kVA,
una sola tensión primaria y dos tensiones en el lado secundario, servicio continuo,
refrigeración natural (O/A), para instalar en redes de potencia de 60 Hz y para
transformar la tensión de la red primaria de 7.620/13.2 kV a la tensión de la red
secundaria 120/240 V o a la tensión de servicios especiales en 240/480 V a utilizar en
toda la zona autorizada de Empresa Eléctrica de Guatemala.
3
NORMAS DE CONSULTA
Para propósitos de diseño, calidad de materiales, pruebas y normas de fabricación, los
transformadores de distribución deberán cumplir o exceder las últimas revisiones
aprobadas de las siguientes normas y publicaciones.
ANSI C57.12.80 "Terminology for tranformers, regulators, reactors and rectifiers".
(Terminología para transformadores, reguladores y rectificadores).
ANSI C57.12.00 "General requirements for liquid-inmersed distribution power and
regulating transformers".
(Requerimientos generales para líquidos inmersos en
transformadores de distribución de potencia y de regulación).
ANSI C57.12.90
"IEEE Guide for Short-Circuit Testing of distribution and power
transformers". (Guía de IEEE para las pruebas de corto circuito en transformadores de
distribución).
ANSI C57.12.20 "Overhead-type distribution transformers. 67 000 volts and below 500
kVA and smaller". (Transformadores de distribución para instalar poste, de 67 000 V y
menos y de 500 kVA y menores).
ANSI C57.100-1986,Test Procedure for thermal evaluation of oil-inmersed distribution
transformers. (Procedimiento para prueba de evaluación térmica de aceite inmerso en
transformadores de distribución).
ANSI C57.106-1977 “IEEE guide for acceptance and maintenance of insulating oil
equipment”. (Guía de IEEE para la aceptación y para el mantenimiento del aceite
dieléctrico en equipos).
El acrónimo “ANSI” arriba indicado se refiere a: American National Standard Institute.
El oferente deberá regirse por las presentes especificaciones y las normas
recomendadas. En caso de darse conflicto entre ellas, regirán las presentes
especificaciones.
Si el fabricante utiliza normas de construcción distintas a las arriba mencionadas, será
su obligación probar que las normas empleadas son iguales o superiores a las exigidas y
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que las mismas son emitidas por una entidad acreditada para tal efecto en el ámbito
internacional.
4
TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS NORMALIZADOS
Los transformadores monofásicos normados, para alimentar cargas residenciales,
comerciales o industriales, son los transformadores convencionales y los
autoprotegidos.
4.1
Definiciones
Bóveda: espacio asignado para la colocación de los transformadores de distribución
sobre el piso y que cuenta con las instalaciones apropiadas para las conexiones
eléctricas y para aislarlos del medio exterior.
Buje dieléctrico: aislador cilíndrico o en forma de campanas o anillos sobrepuestos que
sale en la pared exterior del tanque del transformador y que aísla del mismo un borne y
al conductor interior que une el borne con el extremo del devanado.
Borne: conector montado en el exterior del transformador en el cual puede sujetarse el
extremo de un conductor para conectar el transformador a un circuito independiente al
mismo.
Devanado primario: devanado del transformador conectado al lado de la entrada de
energía. En un transformador de distribución es el que va conectado a la línea de
mayor tensión.
Devanado secundario: devanado del transformador conectado al lado de salida de
energía. En un transformador de distribución es el que va conectado a la línea de
menor tensión.
Pérdidas sin carga: son las pérdidas de potencia que presenta el transformador debido
a la corriente de excitación cuando opera a circuito abierto, es decir sin carga.
BPC: siglas de bifenilos policlorados que son compuestos organoclorados de fórmula
condensada C12H10-nCln donde n = 1,2,3,…,10. En inglés se conocen como PCB
(Polychlorinated biphenyls).
Pérdidas de carga: son las pérdidas de potencia que se dan en los devanados del
transformador con la carga nominal.
Pérdidas totales: es la suma de las pérdidas sin carga mas las pérdidas de carga en el
transformador.
Polaridad aditiva: cuando la tensión a través de los devanados primario y secundario es
mayor que la tensión del devanado primario solo.
REA: siglas de Rural Electrification Agency.
Transformador de distribución: es un transformador que transfiere potencia eléctrica de
un circuito de mayor tensión (circuito primario) a otro de menor tensión (circuito
secundario).
4.2
Transformadores convencionales
4.2.1 El transformador convencional tiene como característica particular el que cada
uno de los extremos del devanado primario sale a través de la tapadera del
tanque por medio de 2 (dos) bujes dieléctricos.
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4.2.2 Se emplean para formar centros de transformación instalados en postes cuando
los transformadores son hasta de 75 kVA o en bóvedas cuando los
transformadores son hasta de 167 kVA. (Actualmente existen bancos de
transformadores de 167 x 3 = 500 KVA instalados en poste y de 250 KVA en
bóvedas).
4.2.3 Cuenta con cambiador de relación de transformación para variación de tensión
cuando su capacidad es de 25 kVA o mayor.
4.2.4 Se deben proteger con dispositivos adicionales y que se conectan externamente,
tales como: pararrayos, cortacircuitos y conexión a tierra.
4.3
Transformadores autoprotegidos
4.3.1 Se llaman así porque cuentan con protecciones contra sobre tensión y sobre
corriente incorporados. Se caracterizan porque uno de los extremos del
devanado de mayor tensión sale a través de la tapadera del tanque por medio
de un buje dieléctrico (boquilla); el otro extremo del devanado primario debe
estar conectado a tierra mediante una conexión interna al tanque del
transformador.
4.3.2 Los transformadores autoprotegidos solamente se emplean para formar centros
de transformación instalados en poste. El centro de transformación puede ser
monofásico hasta de 50 kVA, o trifásico estrella – delta abierta hasta de 100
kVA.
4.3.3 El transformador autoprotegido deberá estar completamente autoprotegido
contra rayos, sobrecargas y corrientes de corto circuito en estricto acuerdo con el
boletín REA-161-22 y deberá contar con el siguiente equipo de protección
debidamente coordinado en la fábrica:
4.3.2
-
Pararrayo (tipo válvula de semiconductores y polímero) montado en la
pared del tanque y conectado a tierra por el tanque del transformador.
-
Fusible de lado primario.
Este fusible deberá estar montado
internamente en el aislador terminal de paso y en serie con la línea de
alto voltaje para proteger al transformador en caso de fallas internas.
-
Interruptor termomagnético montado en el interior del transformador el
cual protegerá al transformador en caso de fallas externas o sobrecargas
en el circuito secundario.
Cada transformador autoprotegido deberá estar provisto de los siguientes
dispositivos de control y de indicación externa:
-
Luz indicadora que señale, antes o después de que el interruptor
termomagnético haya disparado, que el transformador ha tenido una
sobrecarga.
-
Palanca para abrir y cerrar el interruptor termomagnético por medio de
pértiga.
-
Control manual de emergencia que permita la operación temporal del
transformador bajo condiciones de sobrecarga. La operación de este
control cambia las características del interruptor termomagnético de tal
forma que permite llevar mayores cargas sin que éste se dispare.
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4.3.5 El transformador autoprotegido debe contar también con cambiador de relación
de transformación para la variación de tensión si su capacidad es igual o mayor
a 50 kVA.
4.4
Principales características:
En las tablas 1 y 2 de esta norma se presentan las principales características de los
transformadores monofásicos convencionales y en la tabla 3 las de los transformadores
monofásicos autoprotegidos.
Tabla 1
Transformadores convencionales 7.62 – 13.2 kV/120-240 V normalizados
Potencia
KVA
5
10
25
50
75
100
167
Cambiador
relación
transformación
para variación
tensión
No tiene
No tiene
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
de
de Código
Almacén
de
%
%
%
%
%
de
42-0104
42-0108
42-0112
42-0116
42-0118
42-0120
42-0122
Tabla 2
Transformadores convencionales 7.62 – 13.2 kV/240-480 V normalizados
Potencia
KVA
10
25
50
75
167
Cambiador
relación
transformación
para variación
tensión
No tiene
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
de
de Código
Almacén
de
%
%
%
%
de
42-0109
42-0114
42-0117
42-0119
42-0123
Tabla 3
Transformadores autoprotegidos 7.62 – 13.2 kV/120-240 V normalizados
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Potencia
KVA
5
10
25
50
75
5
Cambiador
relación
transformación
para variación
tensión
No tiene
No tiene
No tiene
7.62 kV +/- 2X2.5
7.62 kV +/- 2X2.5
de
de Código
Almacén
de
%
%
de
42-3074
42-3078
42-3082
42-3086
42-3088
CARACTERÍSTICAS
Los transformadores objeto de esta norma, en lo que respecta a las características que
no se detallan, deberán cumplir con las normas: ANSI C57.12.20 y ANSI C57.12.00
indicadas anteriormente.
5.1
Tensiones asignadas
Las tensiones del lado primario se indican en la tabla 4 y las del lado secundario se
presentan en la tabla 5.
Tabla 4
Tensiones asignadas en el lado primario de transformadores monofásicos
convencionales o autoprotegidos
Tensión asignada
KV
13.2/7.62 kV
Tensión más elevada
Para el material
KV
13.97
Nivel de aislamiento
al impulso
KV
95
Tabla 5
Tensiones asignadas en el lado secundario para transformadores monofásicos
convencionales o autoprotegidos
Tensión asignada
V
120 V /240 V
240 V / 480 V
5.2
Tensión más elevada
Para el material
KV
1.2
1.2
Nivel de aislamiento
Al impulso
KV
30
30
Clases
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Se establecen como clases las siguientes:
5.2.1
5.3
Clase de enfriamiento: O/A, el líquido donde está inmerso el núcleo se enfría
por la circulación natural del aire.
5.2.2
Clase de aislamiento: 15 kV para el lado primario y
secundario.
1.2 kV para el lado
5.2.3
Clase de aceite dieléctrico: Aceite mineral con inhibidor sintético de oxidación
con menos de dos partes por millón (2 ppm) de bifenilos policlorados.
5.2.4
Clase de aislamiento por rango de temperatura: Clase B.
Potencias asignadas
Las capacidades normadas para transformadores de distribución tipo convencional son
las que se indican en las tablas 1 y 2, según sean de voltaje secundario 120 – 240 V ó
de 240-480 V; y en la tabla 3 se indican las capacidades normadas para
transformadores de distribución tipo autoprotegido.
6.
POLARIDAD
6.1
La Polaridad de los transformadores monofásicos convencionales y autoprotegidos debe
ser aditiva.
6.2
Los bornes de los devanados primario y secundario deben estar marcados para
distinguir uno del otro. Los bornes del devanado primario deben estar marcados con:
H1, H2. Los bornes del devanado secundario deben estar marcados con: X1,X2,X3.
6.3
Los bornes H1 y X1 de los devanados primario y secundario respectivamente deben
estar colocados en diagonal.
7
DETALLES CONSTRUCTIVOS
7.1
Cambiador de relación de transformación
7.1.1
El cambiador de relación de transformación para variación de tensión según
requerimiento, podrá ser interno o externo. Si se requiere interno deberá ser
con la manija de operación sobre el nivel de aceite.
7.1.2
El cambiador de relación de transformación para variación de tensión estará
diseñado para 5 (cinco) posiciones y podrá operarse únicamente con el
transformador desenergizado.
7.1.3
Seleccionada la relación de transformación deseada, la manija de operación
deberá tener un mecanismo que la fije en la posición correspondiente, evitando
que la misma se mueva accidentalmente.
7.1.4 Las posiciones del cambiador de relación de transformación para variación de
tensión serán cinco (5): La nominal, dos con valores menores al nominal en –2.5
% y en – 5.0 %, y dos con valores mayores al nominal en + 2.5 % y en + 5.0
%.
7.2
Tanque para transformadores Convencionales y Autoprotegidos
7.2.1
La preservación del aceite será por medio de un tanque sellado, el cual deberá
estar provisto de una tapadera desmontable en la parte superior, para permitir
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la inspección interna del transformador y los cambios de las conexiones internas
del mismo.
7.2.2
Las soldaduras del tanque del transformador deberán ser del tipo continuo,
inspeccionando la calidad de las mismas para que queden libres de poros e
inclusión de escorias, rugosidades, asperezas, falta de penetración, etc., a través
de ensayos no destructivos
7.2.3
El tanque del transformador deberá ser hermético para evitar la entrada de
humedad y otros contaminantes, los empaques o juntas utilizadas para obtener
dicha hermeticidad deben ser de un material resistente y que se puedan volver a
usar.
7.2.4
La cubierta o tapadera del tanque deberá estar diseñada para fácil montaje y
desmontaje y su sistema de sujeción deberá producir una presión uniforme en
toda la superficie de unión con el tanque.
7.2.5
La tapadera del tanque deberá estar aislada y conectada a la toma de tierra del
tanque. Deberá tener una pendiente que facilite resbalar el agua de su
superficie.
7.2.6
La base del tanque deberá ser adecuada y tener la resistencia mecánica, para
que el transformador se pueda deslizar sin que el mismo sufra deformación ni
daño.
7.2.7
Previo a la aplicación de la pintura, la superficie metálica deberá prepararse por
un proceso de limpieza de chorro de arena (Sand-blasting) para remover todo
tipo de contaminante, luego deberá aplicarse un enjuague de fosfato para
asegurar así la adhesión de la pintura al metal base. Posteriormente se aplican
las capas de base anticorrosiva en el número y espesor adecuado. La aplicación
final de pintura deberá ser de acuerdo a lo descrito en 7.2.8.
7.2.8
La pintura del tanque del transformador deberá aplicarse electrostáticamente,
interior y exteriormente, en número de capas y espesor que la hagan resistente
a la corrosión, raspaduras o rayaduras; y deberá ser de color gris cielo No. 70,
según ANSI Z55.1.
7.2.9 La pintura de acabado deberá ser adecuada para resistir por lo menos una
prueba de rociado con agua salada durante 1000 (mil) horas sin que aparezcan
señales de oxidación, de acuerdo a la especificación de la American Standard
Test Materials-B-117-49T (ASTM-B-117-49T).
7.2.10 El tanque debe tener capacidad para soportar una presión absoluta máxima
de 2 atmósferas (203 kPa). (ANSI C57.12.00-1980, 6.5), pero por seguridad,
debe poseer medios automáticos, tales como válvula automática de alivio o
tapadera aliviadora, que liberen la presión debida a incrementos de temperatura
por sobrecargas o por corto circuito.
7.3
Aceite
7.3.1
El aceite del transformador deberá cumplir con los requisitos que se dan en la
siguiente tabla No. 6
Tabla No. 6
Características límites del aceite dieléctrico */
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Propiedad
Tensión de ruptura del dieléctrico
Condición visual
Contenido de agua
Contenido de BPB **/
Factor de potencia a 100 °C
Tensión interfacial
*/
**/
Magnitud o calidad
30 kV mínimo
Claro (valor 0.5)
15 ppm máximo
Menos de 2 ppm
1.0 % máximo
4.0 mN/m mínimo
Datos tomados de la norma C57-106-1977
Tomado de IIE, Sept./Oct. 1997
7.3.2
El fabricante de transformadores debe utilizar un aceite mineral refinado tipo II,
inhibido a los ácidos, con un 0.15 % (cero punto quince porciento) mínimo de
inhibidor añadido (DBPC: Ditertary-butyl-paracresol).
7.3.3
Los transformadores deberán ser embarcados completamente armados y llenos
de aceite.
7.3.4 La acidez del aceite debe ser tal que 5 mm3 con 1mg. de KOH debe presentar
color lila.
7.4
Núcleos y Bobinas
7.4.1 Los conductores de cobre o aluminio de los devanados deberán tener
aislamiento de barniz o polímero en alta tensión.
7.4.2
Para reducir al mínimo el valor de la impedancia, los devanados deberán
arrollarse en el orden siguiente: Secundario sobre primario sobre secundario.
7.4.3
Todos los transformadores cubiertos por estas especificaciones, deberán tener
papel aislante adecuado para aumentos de temperatura de cincuentiséis (56)
grados centígrados.
7.4.4
Las bobinas del transformador deberán tener un revestimiento de un compuesto
acrílico, para proporcionar máxima resistencia contra cortocircuitos.
7.4.5
El núcleo del transformador deberá ser de acero de grano orientado y laminado
en frío o de material amorfo.
7.4.6
Las bobinas del transformador deberán quedar bien sujetadas al núcleo
mediante 8 (ocho) superficies de sujeción, 4 (cuatro) en la parte superior y 4
(cuatro) en la inferior. El paso del núcleo por el centro de las bobinas no
constituye en sí una forma efectiva de sujetar las bobinas.
7.4.7 El conjunto núcleo y bobinas deberá estar sujeto al tanque en un mínimo de 2
puntos laterales internos.
7.4.8
El transformador deberá tratarse al vacío mientras el núcleo y bobinas estén
calientes, para eliminar completamente la humedad y el aire. El transformador
deberá llenarse con aceite sin burbujas de aire mientras la unidad permanece
bajo condiciones de vacío.
7.4.9
Todas las unidades deberán estar provistas de medios automáticos para el
desahogo de presiones internas (ANSI C57-12.201).
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7.4.10 Los transformadores de distribución deberán tener capacidad para resistir
corrientes de corto circuito como se indica en la tabla No. 7
El fabricante deberá presentar pruebas de un laboratorio independiente, que certifiquen
que diseños similares cumplen con las pruebas de cortocircuito.
7.5
Terminales para transformadores Convencionales y Autoprotegidos
7.5.1
Las terminales de los devanados del transformador que salgan del tanque
estarán completamente aisladas y equipadas con medios de conexión del tipo
sin
soldaduras.
Tabla No. 7
Corrientes de corto circuito que deben soportar
los transformadores de distribución monofásicos
Capacidad en kVA
5 – 25
37.7 – 100
167 – 500
Corriente de corto circuito en kA
40 x In
35 x In
25 x In
7.5.2
El conductor que une el extremo del devanado secundario con su borne exterior
deberá atravesar las paredes del tanque por medio de un buje dieléctrico. El
conductor neutro del secundario deberá ser conectado al tanque externamente.
7.5.3
El conductor que une el extremo del devanado primario con su borne exterior
deberá atravesar la tapadera del tanque por medio de un buje dieléctrico. En
los transformadores autoprotegidos se requiere solamente un buje dieléctrico
para el devanado primario, porque el otro extremo del devanado mencionado
está conectado internamente al tanque del transformador.
En los
transformadores convencionales se requieren dos bujes dieléctricos.
7.5.4
Los bornes del devanado primario y los del devanado secundario deberán ser
adecuados para conductores de aluminio o de cobre y deberán estar provistos
de medios para mantener una presión de contacto adecuada sobre el conductor,
para compensar los efectos de contracción y dilatación producidos por cambios
de temperatura. Las terminales de baja tensión –lado secundario- deben tener
capacidad para conectar los calibres máximos que se indican en la tabla No. 8.
Tabla No. 8
Capacidad del transformador
Diámetro
“mm”
en de la terminal abierta
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en kVA
5
10
25
50
75
100
167
7.5.5
7.6
7.7
Lado primario
7.9
7.9
7.9
7.9
7.9
7.9
7.9
Lado secundario
15.9
15.9
20.6
20.6
23.8
31.8
Conector de paleta
Los bornes deberán tener una buena resistencia mecánica así como alta
conductividad eléctrica y deberán tener dimensiones adecuadas para garantizar
adherencia, rigidez y una buena superficie de contacto eléctrico capaz de
soportar la corriente especificada.
Accesorios
7.6.1
Los transformadores tipo autoprotegido y convencional, deben contar con 2
(dos) ganchos especiales para poder levantarlos. Dichos ganchos deben
soportar el peso del transformador completo con aceite.
7.6.2
Los transformadores tipo autoprotegido y convencional, deben contar con
soportes tipo "A" para capacidades hasta de 50 kVA y deben contar con soportes
tipo “B” para capacidades de 75 a 167 kVA, con sus dimensiones de acuerdo a
normas ANSI. El soporte deberá ser adecuado para el montaje del
transformador en poste.
Placa de características
7.7.1
Cada transformador deberá estar provisto de una placa de acero inoxidable con
un grosor mínimo de 1.0 mm sobre la cual irá grabada la información necesaria.
7.7.2 La leyenda de la placa deberá estar en idioma español, ser resistente a la
intemperie y deberá contar como mínimo con los siguientes datos:
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
XIII
XIV
XV
XVI
XVII
XVIII
Nombre del fabricante
Tipo o modelo
Lugar y año de fabricación
Número de serie
Capacidad del transformador en kVA
Tensión primaria en voltios
Tensión secundaria en voltios
Polaridad
Información sobre las derivaciones
Peso del transformador en N. (lbs.)
Diagrama de conexiones
Nivel básico de aislamiento al impulso en kV
Corriente nominal en el lado secundario en amperios
Impedancia en por ciento
Material del conductor en cada devanado
Nombre genérico del tipo de aceite dieléctrico
Número de la orden de compra
Propiedad de: Empresa Eléctrica de Guatemala
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La placa deberá estar asegurada firmemente al soporte inferior del transformador.
7.8
Tornillería
Todos los elementos de tornillería, tornillos, tuercas, etc., deben ser de material
inoxidables.
7.9
Dimensiones
Las dimensiones que deben tener los transformadores de distribución monofásicos
convencionales y autoprotegidos, se muestran en la tabla 9, con referencia a la figura 1.
Tabla 7
Tabla 7
Figura 1
Tabla No. 9
Dimensiones normadas de los transformadores
monofásicos convencionales y autoprotegidos
Capacidad
kVA
5
10
25
50
75
100
167
C
Metros
0.10
0.10
0.10
0.10
0.12
0.12
0.13
D
mm
381 +/381 +/381 +/381 +/381 +/381 +/381 +/-
76
76
76
76
76
76
76
E
Mm
286
286
286
286
591
591
591
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7.10 Pérdidas normadas
Los transformadores monofásicos convencionales y autoprotegidos que tiene normados
la Empresa Eléctrica de Guatemala, deben presentar como máximo las pérdidas sin
carga y las pérdidas de carga que se presentan en las tablas 10 y 11 respectivamente,
según la capacidad del transformador.
Tabla 10
Pérdidas máximas permisibles en
transformadores monofásicos convencionales
Capacidad kVA
5
10
25
50
75
100
167
Sin carga en W
25
40
70
125
170
220
310
De carga en W
85
107
210
400
580
725
1200
Tabla 11
Pérdidas máximas permisibles en
transformadores monofásicos autoprotegidos
Capacidad kVA
10
25
50
75
Sin carga en W
40
70
125
170
De carga en W
110
210
410
580
8
PRUEBAS
8.1
Cada uno de los transformadores deberá someterse en la fábrica a las pruebas de
diseño y rutina requerida por las normas ANSI C57.12.00, C57.12.90, C57.12.25,
C57.12.28.
8.2
La prueba de impulso deberá proporcionar una indicación fehaciente de que ha ocurrido
una falla sin tener que depender únicamente de la observación directa del operario
durante la prueba.
9
CALIFICACIÓN Y RECEPCIÓN
9.1
Calificación
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Con carácter general, la inclusión de suministradores y productos se realizará siempre
de acuerdo con lo establecido en la norma NE 00.08.01: "Calificación de
suministradores y productos tipificados".
Para la calificación del material según esta norma podrá exigirse:
-
Registro de Empresa ISO 9001 ó 9002 (a partir de 01-06-99)
-
Calificación directa de Empresa Eléctrica de Guatemala
Empresa Eléctrica de Guatemala se reserva el derecho de repetir, previo acuerdo,
ciertos ensayos de calificación.
La calificación de Empresa Eléctrica de Guatemala, incluye fundamentalmente:
9.2
-
La visita a fábrica para comprobación del sistema de calidad o Registro de Empresa,
así como de los requisitos de las marcas de calidad.
-
La comprobación de las pruebas indicadas en esta norma.
-
El cumplimiento de las especificaciones dadas en esta norma.
Recepción
Los criterios de recepción variarán a juicio de Empresa Eléctrica de Guatemala, en
función del Control de Calidad instaurado en fábrica y de la relación Empresa Eléctrica
de Guatemala con el Suministrador en lo que respecta a este producto (experiencia
acumulada, calidad concertada, etc.).
9.2.1
La recepción implica las siguientes revisiones aplicadas a grupos obtenidos por
técnicas de muestreo:
-
9.2.2
Pruebas que se practicarán a cada uno de los transformadores recibidos:
-
9.2.3
Revisión del estado de la pintura, tanto interna como externa.
Revisión del estado de las conexiones de los bornes a los devanados.
Revisión del estado del aislamiento.
Revisión de las dimensiones.
Revisión del nivel de aceite.
Revisión de los soportes, válvula de alivio de presión, ganchos para su
levantamiento, cambiador de derivaciones, etc.
En el caso de los transformadores autoprotegidos, se revisarán también
el interruptor termomagnético en el lado secundario, pararrayos, fusible en
el lado primario, la palanca para operar el interruptor termomagnético y la
fuente de luz indicadora de sobrecarga.
Prueba
Prueba
Prueba
Prueba
de pérdidas
de aislamiento
de relación de vueltas
con tensión
Si los resultados de las revisiones o de las pruebas no se ajustan a lo ofrecido,
Empresa Eléctrica se reserva el derecho de rechazar el lote de transformadores
recibidos o de rechazar los que presentaron problema.
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10
MARCAS HOMOLOGADAS
Las marcas que están homologadas en Empresa Eléctrica de Guatemala son:
General Electric, Cooper, Howard, Prolec G.E.
11
ABB,
BIBLIOGRAFIA
1.
Norma ANSI C-57 1986.
2.
Especificaciones Técnicas de transformadores de distribución (Rev 30/1/95)
EEGSA.
3.
Norma de Iberdrola NI-72.30.03 97-02
4.
Problemática de los bifenilos policlorados en México. Por Esteban Valle y María
Guadalupe Cruz. Boletín IIE, septiembre/octubre de 1997.
Instituto de
Investigaciones Eléctricas de México. PP.244/252.
5.
Manual de ingeniería eléctrica.Tomo II decimotercera edición. McGraw-Hill. 1995
6.
Catálogos de transformadores de distribución.
II. Los asuntos no previstos serán resueltos por la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica.
III. Esta Norma deberá ser publicada en el Diario de Centroamérica por la Empresa
Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima .
IV.La presente norma entrará en vigencia al siguiente día de su publicación en el Diario
de Centroamérica.
Dada en la Ciudad de Guatemala a los 31 días del mes de mayo de 2000
Ingeniero Sergio Velásquez
Secretario
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