COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DEL ESTADO DE PUEBLA A.C. Módulo IV Transformadores de Instrumento 05-06 JULIO - 2023 TEMARIO PROCEDIMIENTO CFE VE100-13 PARA TRANSFORMADORES DE CORRIENTE. • CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES. • CONDICIONES DE OPERACIÓN. • PRUEBAS. • CONEXIONES. TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO. • TRANSFORMADORES DE TENSIÓN Y CORRIENTE. • TRANSFORMADORES COMBINADOS. • TRANSFORMADORES NO CONVENCIONALES. • TRANSFORMADORES CON SALIDA ÓPTICA. PRÁCTICA 1 PRUEBA DE TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO PEDESTAL. PRÁCTICA 2 PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE CORRIENTE TIPO DONA. PRÁCTICA 3 PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE POTENCIAL. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 2 de 70 4 DEFINICIONES Las definiciones aplicables a los transformadores de corriente de esta especificación, corresponden a las establecidas en la norma NMX-J-109-ANCE, además de las siguientes: 4.1 Distancia de Fuga Es la distancia más corta a lo largo del contorno de la superficie aislante externa del transformador, en la cual se aplica la tensión eléctrica de operación. 4.2 Familia de Equipos Es el conjunto de equipos que tienen características similares, relativas a pruebas específicas tal como se define en la tabla D.1 del Apéndice D y que sólo aplican para el caso de pruebas prototipo y especiales. 4.3 Tipos de Transformadores de Corriente a) Pedestal. Aquellos autosoportados que se instalan sobre una base (de concreto o metálica) por encima del nivel de piso terminado de la subestación y es para uso exterior. b) Bushing o dona c) Aquellos que constan de un núcleo en forma circular con su devanado secundario, principalmente en uso interior, el conductor de la boquilla actúa como devanado primario y se utilizan principalmente en interruptores de tanque muerto, transformadores de potencia, generadores, entre otros. d) Ventana. Aquellos que constan de un núcleo en forma rectangular o circular con su devanado secundario, que puede estar sujeto a una base, principalmente en uso interior donde el conductor que actúa como devanado primario no es parte integral del transformador de corriente. 4.4 Herramientas Especiales Son herramientas de fabricación para la marca del equipo que no son de uso general y no pueden adquirirse en el mercado abierto. 4.5 Tensión Máxima del Equipo Valor eficaz más alto de la tensión entre fases para el que está diseñado el aislamiento del equipo. 4.6 Material Elastomérico Polímero con propiedades elásticas. 4.7 Transformador de Corriente para Facturación Equipo diseñado para aplicación exclusiva de medición, se caracteriza por conservar la clase de exactitud en un rango amplio de corrientes primarias. 4.8 Factor de Seguridad para los Equipos de Medición (FS) Relación entre el corriente primario límite nominal y la corriente primaria nominal. 160606 Rev TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 3 de 70 4.9 Factor Límite de Protección (FLP) Es la relación entre la corriente primaria límite nominal y la corriente primaria nominal en el cual se mantiene el 10 % del error de protección (para la clase 10P20, el FLP es igual a 20). 4.10 Multirelación Se refiere a las características de los transformadores de corriente tipo boquilla y tipo ventana correspondiente al Apéndice B. 4.11 Relación Múltiple Aplica para transformadores de corriente definidos en la tabla 8. 5 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 5.1 m.s.n.m. Metros sobre el nivel del mar. 5.2 ppm Partes por millón. 5.3 EPDM Etileno propileno dieno monómero. 5.4 BPC Bifenilos Policlorados. 5.5 5.6 Notación de la Relación de Transformación a) Los cambios de relación primaria se denotan con el signo “X”. b) Los cambios de relación secundaria (derivaciones) se denotan con el signo “/”. c) La separación entre devanado primario y secundario se denotan con el signo “:”. d) La separación entre devanados secundarios se denotan con el signo “//”. NBAI Nivel básico de aislamiento al impulso por rayo. 6 CLASIFICACIÓN 6.1 Transformadores de Corriente Tipo Pedestal La información relacionada con estos transformadores se encuentra en los capítulos 7, 8, 9, 10, 11 y 12 de la presente especificación así como en los Apéndices A, C, D, E de acuerdo a la referencia [6], F, G, H e I. 160606 Rev TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 4 de 70 6.2 Transformadores de Corriente Tipo Bushing o Dona La información relacionada con estos transformadores se encuentra en el Apéndice B, así como en los Apéndices F, G, H e I. 6.3 Transformadores de Corriente Tipo Ventana La información relacionada con estos transformadores se encuentra en el Apéndice B, así como en los Apéndices F, G, H, e I. 7 CARACTERÍSTICAS Y CONDICIONES GENERALES 7.1 Especificaciones 7.1.1 Condiciones de servicio 7.1.1.1 Temperatura ambiente Se establece el intervalo de - 25 °C a 50 °C considerando una temperatura ambiente promedio de 40 °C durante un periodo de 24 h. En caso de que el área usuaria de CFE requiera valores diferentes debe indicarlo en el Apéndice A. 7.1.1.2 Conexión a tierra del sistema Los transformadores de corriente deben ser diseñados y construidos para operar en sistemas con neutro conectado sólidamente a tierra. 7.1.1.3 Expectativa de vida útil del equipo Los criterios del diseño, la selección de materiales del equipo, los procesos de manufactura y el aseguramiento de la calidad, deben dar una expectativa de vida útil mínima de 30 años. 7.1.1.4 Velocidad del viento Hasta 160 km/h, cuando se requiera un valor mayor se debe indicar en el Apéndice A. 7.1.1.5 Tipo de servicio a) Interior b) Exterior El tipo de servicio requerido se indica en el Apéndice A. 7.1.1.6 Altitud de operación Los transformadores deben diseñarse y fabricarse para operar hasta 2 500 m s.n.m., en caso de altitud mayor se debe indicar en el Apéndice A. 7.1.1.7 Diseño por sismo Para tensiones nominales del sistema de 69 kV y mayores deben estar diseñados considerando las zonas sísmicas indicadas en la figura 1 y cumplir con los valores establecidos en la tabla 1. Para propósitos de diseño y pruebas, la aceleración vertical debe ser igual a 2/3 de la aceleración horizontal máxima al nivel de piso. 160606 Rev TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 5 de 70 TABLA 1 - Coeficiente de Aceleración (horizontal) Zona sísmica A, B y C D (1) Coeficiente de aceleración (horizontal) 0.3 g 0.5 g FIGURA 1 - Regionalización sísmica de la república mexicana 160606 Rev ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 6 de 70 7.1.1.8 Nivel de contaminación y distancia de fuga específica mínima Los transformadores deben cumplir con la distancia de fuga específica mínima indicada en la tabla 2 y operar satisfactoriamente para un nivel de contaminación “medio”. En caso de requerirse otro nivel de contaminación se indica en el Apéndice A. TABLA 2 - Nivel de contaminación y distancia de fuga específica mínima Nivel de contaminación Distancia de fuga especifica mínima (mm/kV fase-fase) Salinidad (método de prueba: niebla salina*) (kg/m3) Medio 20 14 Alto 25 Extra Alto 31 40 NOTA: * De acuerdo con la norma NMX-J-109-ANCE y la NMX-J-150/2-ANCE-2004 7.1.2 Características de fabricación 7.1.2.1 Aislamiento exterior El material del aislamiento externo para los transformadores de corriente debe ser como se describe a continuación: 7.1.2.2 a) Para los transformadores de corriente con tensión máxima del equipo de 72.5 kV y mayores deben ser de porcelana, y sus características y pruebas se enuncian en esta especificación de acuerdo al capítulo bibliográfica [6]. b) Para transformadores de corriente con tensión máxima del equipo de 38 kV y menores, el aislamiento externo puede ser de porcelana o algún material sintético excepto EPDM. Aislamiento interior El aislamiento interno de los transformadores de corriente con tensión máxima del equipo de 38 kV y menores, debe ser tipo seco, y cumplir con los valores de descargas parciales y clase térmica del aislamiento establecido en la norma NMX-J-109-ANCE. En transformadores de corriente con tensión máxima del equipo de 72.5 kV y mayores, el aislamiento interno debe ser de papel impregnado en líquido aislante y deben cumplir los valores de descargas parciales establecidos en la norma NMX-J-109-ANCE. 7.1.2.3 Líquido aislante El líquido aislante para los transformadores de potencial debe ser aceite mineral nuevo inhibido o no inhibido tipo II (nafténico), y debe cumplir con la norma NMX-J-123-ANCE. El aceite debe estar libre de azufre corrosivo y BPC el cual debe cumplir con lo establecido en la especificación CFE D3100-19. 7.1.2.4 Base metálica y tornillos La base metálica debe ser galvanizada por inmersión en caliente, de acuerdo con la norma NMX-H-004-SCFI, de acero inoxidable o de aleación de aluminio. Para servicio exterior los tornillos deben ser de acero inoxidable tipo 304. 160606 Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 7 de 70 Si el área usuaria requiere un espesor de galvanizado diferente a lo que indica la norma NMX-H-004-SCFI, ésta debe indicarlo en el Apéndice A. 7.1.2.5 Caja de conexiones y terminales secundarias Los transformadores de corriente para servicio exterior deben estar provistos de una caja de acero galvanizado por inmersión en caliente de acuerdo con la norma NMX-H-004-SCFI o de acero inoxidable o de aleación de aluminio. La caja para zonas de contaminación media y alta deben ser con un grado de protección mínimo IP-45 y para zonas de extra alta contaminación deben ser con grado de protección mínimo IP-54, y cumplir de acuerdo a lo indicado en la norma NMX-J-529-ANCE. Debe estar ubicada en la base del transformador de corriente, con previsión para recibir tubos conduit de acuerdo con la norma NMX-J-534-ANCE y estar de acuerdo con lo indicado en la tabla 3. El número de salidas para tubo conduit debe indicarse en las Características Particulares. En caso de que el área usuaria requiera entradas roscadas para recibir tubo conduit, en equipos con tensiones mayores a 34.5 kV, debe indicarlo en el Apéndice A. Debe estar provista para la instalación de sellos tipo candado, por parte de CFE. En caso de que el área usuaria requiera 2 cajas de conexiones se debe indicar en el Apéndice A. El material de las terminales secundarias debe ser resistente a la corrosión y el tipo de cabeza de los tornillos debe ser hexagonal o pernos roscados con tuerca hexagonal Para equipos mayores o iguales a 72.5 kV, el proveedor debe indicar en el plano de aprobación prototipo (Aprobado por el área usuaria de CFE) el grado de protección IK contra impactos con que cumple de acuerdo a la normatividad indicada en el Apéndice G. TABLA 3 – Dimensiones del diámetro de entrada para tubo conduit 0.6 Tensión máxima de diseño del equipo (kV) 0.72 13.8 15.0 23.0 25.8 34.5 38 69 72.5 115 123 138 145 161 170 230 245 400 420 Tensión nominal del sistema (kV) 7.1.2.6 Dimensión diámetro real (mm) Diámetro nominal o comercial (mm) No aplica No aplica 32 25.4 44.5 38 Terminales primarias y conectadores Deben suministrarse los conectadores para recibir conductores, de cobre o aluminio, que se deben conectar al equipo. En el Apéndice A se debe definir el tipo de conectadores a emplear, así como el calibre y número de conductores por fase para cada caso. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 8 de 70 En caso de que el material de la terminal primaria del transformador de corriente sea distinto al material de los conductores, los conectadores del equipo deben tener un acabado que puede ser tipo estañado o plateado, y debe cumplir con lo establecido en la norma NMX-J-383-ANCE. 7.1.2.7 Accesorios de conexión a tierra El transformador de corriente debe incluir una terminal de conexión a tierra y el conectador respectivo para recibir cable de cobre de sección transversal de: 7.1.2.8 a) De 67.43 mm2 a 126.7 mm2 para transformadores con tensiones máximas de diseño hasta 38 kV. b) De 107.2 mm2 a 253.4 mm2 para transformadores con tensiones máximas de diseño de 72.5 kV y mayores. Hermeticidad Para los transformadores de corriente con tensión máxima de 72.5 kV y mayores, el diseño debe ser tal que asegure la hermeticidad en todas sus partes y componentes, con el propósito de evitar la entrada de humedad y fuga de aceite durante la expectativa de vida útil del equipo. La hermeticidad se debe verificar mediante alguno de los valores de prueba indicados en la tabla 4 (el fabricante elige el valor de prueba), además de cumplir con las condiciones siguientes: a) No presente deformación permanente del tanque. b) No existan fugas de aceite. c) Para el caso de equipos con cámara de nitrógeno debe mantener un 95 % de presión inicial durante toda la prueba. TABLA 4 - Valores de prueba de hermeticidad Prueba Temperatura Promedio mínima de aceite °C (I) (II) (III) (IV) (V) (Vl) 50 50 85 25 25 25 Presión interna Tiempo mínima h mínimo kPa 35 24 103 12 0 12 35 60 103 24 200 5 El diseño del transformador de corriente debe ser tal que garantice la hermeticidad en todas sus partes y componentes con el propósito de evitar la entrada de humedad y fuga de aceite durante la vida útil del equipo. NOTA: El valor de la prueba se debe acordar entre el fabricante y la CFE. 7.1.2.9 Sistema de expansión Los transformadores de corriente deben tener un sistema que permita la expansión y contracción del volumen de aceite por cambios de temperatura, reduciendo las sobrepresiones sin perder la hermeticidad. El diseño de este sistema debe ser tal que no se requiera la sustitución o reemplazo de los elementos que lo conforman durante la vida útil esperada del equipo, o en el caso de cambio o reemplazo de alguna parte, debe indicarse en el manual de mantenimiento y el periodo de cambio no debe ser menor a 10 años. No se aceptan sistemas de expansión de materiales elastomérico. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 9 de 70 El sistema de expansión debe contar con un indicador de nivel de aceite que sea completamente visible desde el piso de la subestación. Por ejemplo, con indicación de nivel “alto”, “medio” y “bajo” o con señalización de colores (rojo, amarillo y verde). 7.1.2.10 Elementos de izaje Los transformadores de corriente con tensiones máximas de diseño de 72.5 kV o mayores, deben tener integrado los elementos necesarios que permita izarlos y manejarlos durante la etapa de almacenamiento, transporte y montaje, sin dañar el equipo. 7.1.2.11 Elementos de fijación y anclaje Los transformadores de corriente deben incluir una base que permita la fijación a una columna soporte. Esta base debe satisfacer o poder adaptarse a las dimensiones mostradas en la tabla 5. TABLA 5 –Dimensiones de la plantilla de la base para TC’S con tensiones m áximas del equipo de 72.5 kV a 420 kV Tensión máxima del equipo (kV) Distancia entre centros (1) (mm) De 72.5 a 170 245 a 420 450 x 450 600 x 600 Diámetro de barrenos de anclaje (2) (mm) 19.0 25.4 NOTA: 1.- Tolerancias de ± 2.0 mm. 2.- Tolerancias de + 1.0 mm – 0.0 mm. 7.1.2.12 Posición de montaje Los transformadores de corriente con tensiones máximas del equipo de 38 kV y mayores deben fabricarse para operar en posición vertical. Los transformadores menores de 38 kV con aislamiento tipo seco, deben fabricarse para operar en cualquier posición 7.1.2.13 Herramientas El diseño de los transformadores de corriente debe ser tal que para su montaje, ensamble y/o mantenimiento, no se requiera el uso de herramientas especiales. 7.1.2.14 Juntas (empaques) Las juntas (empaques) utilizadas para la unión de los diferentes elementos que conformen los transformadores de corriente deben cumplir con lo establecido en la norma NMX-J-116-ANCE. 7.1.2.15 Dispositivo de muestreo Los transformadores deben contar con un dispositivo para muestreo de aceite, ubicado en la parte inferior 8 CONDICIONES DE OPERACIÓN Los transformadores de corriente deben diseñarse bajo las condiciones de operación que se describen a continuación: 160606 Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 10 de 70 8.1 Frecuencia Los transformadores de corriente deben operar a una frecuencia nominal de 60 Hz. 8.2 Clase de Exactitud y Carga Nominal para Medición 8.2.1 Clase de exactitud Las clases de exactitud son: 0.2, 0.5, 0.2S y 0.2RE. Las clases de exactitud 0.2, 0.5 y 0.2S deben cumplir con lo descrito en la norma NMX-J-109-ANCE. La clase de exactitud 0.2RE debe cumplir con lo descrito en el punto 8.2.1.1. 8.2.1.1 Clase de exactitud 0.2RE Cuando se requieran clases de exactitud con rango extendido (0.2RE), los errores de medición no deben exceder los valores establecidos en la tabla 6, para la carga nominal secundaria y para el 25 % de dicha carga. Cuando el área usuaria de la CFE requiera equipos con clase de exactitud 0.2RE, debe indicarlo en el Apéndice A. TABLA 6 - Límites del error de corriente y del ángulo de fase de los transformadores de corriente para medición para clase de exactitud de rango extendido Clase de exactitud 0.2RE Error de corriente en %, ±, para los valores de corriente expresados en % de la corriente nominal 1 5 20 100 120 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 Ángulo de fase, ±, para los valores de corriente expresados en % de la corriente nominal Minutos Centirradianes 1 5 20 100 120 Icth (1) 1 5 20 100 120 Icth (1) 0.2 10 10 10 10 10 10 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 I cth (1) NOTA: Este punto de medida solo aplica cuando la Icth es mayor al 120 % de la corriente nominal. 8.3 Carga Nominal La cargas nominales seleccionables para medición son: 5 VA, 10 VA, 15 VA, 30 VA y 50 VA. Para la selección de la carga nominal requerida véase Apéndice G. La carga nominal requerida debe indicarse en el Apéndice A. 8.4 Factor de seguridad de instrumento (FS) El factor de seguridad debe ser menor o igual a 20. 8.5 Clase de Exactitud y Carga Nominal para Protección 8.5.1 Clase de exactitud Los transformadores de corriente deben contar con una clase exactitud 10P20 de conformidad con lo establecido en la norma NMX-J-109-ANCE. 160606 Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 11 de 70 8.5.2 Carga nominal La cargas nominales seleccionables para protección son: 25 VA, 50 VA, 100 VA o 200 VA. Para la selección de la carga nominal requerida véase Apéndice G. La carga nominal requerida debe indicarse en el Apéndice A. 8.6 Tensiones Nominales y Niveles Nominales de Aislamiento Normalizados Los transformadores de corriente deben diseñarse de acuerdo a las tensiones nominales y niveles de aislamiento normalizados definidos en la tabla 7. TABLA 7 - Niveles de aislamiento nominales normalizados para devanados primarios de transformadores de corriente tipo pedestal Tensión nominal del sistema (kV) (valor eficaz) Tensión máxima del equipo (kV) (valor eficaz) 13.8 15.0 23.0 25.8 34.5 38.0 69 72.5 115 123.0 138 145.0 161 170.0 230 245.0 400 420.0 Altitud de la instalación (m) Tensión nominal de aguante a 60 Hz (kV) (valor eficaz) Tensión nominal de aguante al impulso por rayo (kV cresta) Tensión nominal de aguante de impulso por maniobra (kV cresta) Interno Externo (1) Interno Externo (1) Interno Externo (1) Hasta 2 500 38 38 110 110 -- -- Más de 2500 38 40 110 110 -- -- Hasta 2 500 50 50 150 150 -- -- Más de 2 500 50 70 150 150 -- -- Hasta 2 500 70 70 200 200 -- -- Más de 2 500 70 95 200 200 -- -- Hasta 2 500 140 140 325 325 -- -- Más de 2 500 140 185 325 450 -- -- Hasta 2 500 230 230 550 550 -- -- Más de 2 500 230 275 550 650 -- -- Hasta 2 500 275 275 650 650 -- -- Más de 2 500 275 325 650 750 -- -- Hasta 2 500 325 325 750 750 -- -- Más de 2 500 325 360 750 850 -- -- Hasta 2 500 460 460 1 050 1 050 -- -- Más de 2 500 460 510 1 050 1 175 -- -- Hasta 2 500 630 630 1 425 1 425 1 050 1 050 Más de 2 500 630 680 1 425 1 550 1 050 1 175 NOTA: 1. Para equipos que operan a más de 2 500 m s.n.m., las pruebas para valores externos, se deben efectuar unicamente como prototipo. 2. Los valores establecidos en esta tabla están referidos a las condiciones atmosféricas normalizadas, esto es, temperatura de 20 °C, presión de 101.3 kPa, humedad absoluta de 11 g/m3. 8.7 Corriente en Devanados Secundarios El valor de la corriente en el devanado secundario debe ser de 5 A. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 12 de 70 8.8 Corriente Térmica Permanente Nominal (Icth) La corriente térmica permanente debe ser de 120 % la corriente nominal primaria para transformadores de corriente de protección y medición, y de 200 % para transformadores de corriente de medición cuando se especifique en el Apéndice A. Se debe cumplir la clase se exactitud para el devanado de medición a la corriente térmica permanente nominal especificada, y debe suministrar esta corriente térmica a la temperatura máxima promedio especificada. Si se requiere otro valor de corriente térmica permanente nominal se debe indicar en el Apéndice A. 8.9 Corriente Térmica de Cortocircuito Nominal (Ith) La corriente térmica de cortocircuito nominal de los transformadores de corriente debe ser seleccionada de los valores siguientes: 80 In (Para TC´s de facturación hasta 200 A), 25 kA, 31.5 kA, 40 kA, o 63 kA a 1 s. La corriente térmica de cortocircuito nominal requerida se indica en el Apéndice A. La determinación de la corriente térmica de cortocircuito nominal, se debe realizar en función de la corriente de cortocircuito esperada, eligiendo el valor inmediato superior que se indican en este punto. 8.10 Corriente Dinámica Nominal (Idyn) El transformador de corriente debe conducir una corriente primaria cuyo valor pico de una onda asimétrica, tenga una magnitud de 2.5 veces el valor de la corriente térmica nominal de corta duración, sin sufrir daños eléctricos y mecánicos debidos a los esfuerzos electromagnéticos. 8.11 Elevación de Temperatura De acuerdo con la norma NMX-J-109-ANCE. 8.12 Número de Devanados Los transformadores de corriente deben contar con: a) Devanado primario. Debe ser para simple, doble o múltiple relación de transformación y cumplir con los valores de corriente establecidos en la tabla 8, excepto que se indique otro valor en el Apéndice A. La clase de exactitud para medición y para protección no debe reducirse por el cambio de relación de transformación en el primario. b) Devanado secundario. Debe ser con uno o más devanados secundarios con una o más relaciones según lo establecido en la tabla 9, según se indique en el Apéndice A. Para el caso de tener dos o más devanados secundarios, cada uno de ellos deben ir en un núcleo magnético totalmente separado. La clase de exactitud para medición y para protección no debe reducirse por el cambio de relación de transformación en el secundario. 8.13 Relación de Transformación Son las indicadas en la tabla 8. Las características de clase de exactitud para medición y clase de protección deben garantizarse desde la relación de transformación menor, ya sea utilizando cambio de relación en el primario mediante conexiones serie – paralelo o utilizando tomas en el secundario (derivaciones). 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 13 de 70 TABLA 8 – Relaciones de transformación Tensión del sistema (kV) Corriente térmica de cortocircuito nominal (Ith) (kA) Relación de transformación primaria para medición y protección Relación de transformación para facturación (De un solo devanado) (1) Relación de transformación para facturación (De dos devanados) (1) 13.8 25 600:5 o 1 200:5 o 2 000:5 -- -- 0.08 In -- 10:5 o 50:5 o 200:5 -- 25 600:5 o 1 200:5 o 2 000:5 -- -- 0.08 In -- 10:5 o 50:5 o 200:5 -- 25 600:5 o 1 200:5 o 2 000:5 -- -- 0.08 In -- 10:5 o 50:5 o 200:5 -- 25 31.5 200/300/500 X 400/600/1 000 X 800/1 200/2 000 -- -- 0.08 In -- 50:5 o 200:5 -- 31.5 300/400/500X600/800/1000X1 200/1 600/2 000 -- 3 000:5 50:5 o 200:5 -- -- 3 000:5 50:5 o 200:5 -- -- 2 000:5 50:5 o 200:5 -- -- 1 600:5 1 500/1 600X3 000/3 200 -- 50:5 o 200:5 -- 800/1 000X1 600/2 000 -- 1 000:5 o 1 600:5 23 34.5 69 40 115 (3) 138 161 230 400 50 63 1 500/ 1600X3000/3 200 0.08 In -- 31.5 40 50 63 0.08 In 31.5 40 50 0.08 In 31.5 40 50 63 0.08 In 31.5 40 300/400/500X600/800/1 000X1 200/1 600/2 000 50 1 500/ 1600X3000/3 200 -600/800/1 000X1 200/1 600/2 000 1 500/1 600X3 000/3 200 -600/800/1 000X1 200/1 600/2 000 1 500/1 600X3 000/3 200 NOTA: 1. 2. 3. 160606 Solo aplica a TC´s de uno o dos devanados para facturación, no es compatible para aplicaciones de protección. Si se requiere una relación de transformación para facturación diferente a las indicadas en la tabla, el área usuaria debe indicarlo en el Apéndice A. Aplica también para sistemas con tensión nominal de 85 kV. Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 14 de 70 8.14 Cantidad y Características de los Devanados Secundarios para Medición y P rotección La cantidad de devanados secundarios de clase para medición y protección son los que se indican en la tabla 9. Para tensiones de 34.5 kV y menores se deben suministrar TC´s independientes para medición o protección con un solo devanado. TABLA 9 – Características de devanados secundarios Tensión del sistema (kV) Medición Devanados Clase Protección Carga (VA) FS Devanados Clase Carga (VA) 20 1 10P20 50 20 3 10P20 100 Factor de sobrecorriente 5 13.8 1 23 0.2S 10 15 34.5 69 1 0.2S 30 1.2 115(2) 138 161 1 0.2S 30 20 3 10P20 100 230 400 NOTAS: 1.- En el caso de requerirse características diferentes se debe indicar en el Apéndice A. 2.- Aplica también para sistemas con tensión nominal de 85 kV. 8.15 Marcado de las Terminales Las terminales del transformador de corriente marcadas como P1, C1, S1, y las terminales secundarias marcadas con número impar, deben ser tal que cuando la corriente primaria entre por P1 o C1 la salida de la corriente secundaria sea por S1, con el fin de tener una polaridad sustractiva y deben contar con sus respectivas marcas, de acuerdo a lo mostrado en las figuras 2, 3, 4, 5, 6, 7 y 8. Las marcas de las terminales secundarias deben marcarse en forma clara e indeleble. 8.16 Nivel de Descargas Parciales Los transformadores de corriente deben cumplir con los niveles de descargas parciales que se definen en la norma NMX-J-335-ANCE (Técnicas de prueba en alta tensión-medición de descargas parciales) y valores especificados de descargas parciales definidos en la norma NMX-J-335-ANCE. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 15 de 70 8.17 Tensión de Radio Interferencia (RI) Los transformadores de corriente con tensión máxima de diseño de 123 kV y superiores se deben diseñar para cumplir con el nivel de tensión de radio interferencia de 2 500 µV, de acuerdo con las condiciones de prueba y medición que se define en la norma NMX-J-109-ANCE. 8.18 Capacitancia y Factor de Disipación del Dieléctrico A los transformadores de corriente con tensión máxima de diseño de 72.5 kV y superiores se les debe medir su correspondiente valor de capacitancia y factor de disipación del dieléctrico (tan ), de acuerdo a lo establecido en la norma NMX-J-109-ANCE. 8.19 Información Técnica De acuerdo a lo indicado al Apéndice E. 9 CONDICIONES DE DESARROLLO SUSTENTABLE 9.1 Líquido Aislante Debe ser de baja inflamabilidad, punto de ignición mayor que 135 ºC, no tóxico. El proveedor debe presentar certificado de que no contiene bifenilos policlorados (askareles). 10 CONDICIONES DE SEGURIDAD INDUSTRIAL 10.1 Diseño de Explosión Dirigida Los transformadores de corriente con tensión máxima de diseño de 72.5 kV y superiores se deben diseñar de forma tal que en caso de ocurrir una falla interna desfogue hacía la parte superior. La parte activa no debe estar contenida dentro del aislador soporte. 11 CONTROL DE CALIDAD Los transformadores deben evaluarse mediante pruebas prototipo, especiales y de rutina. El fabricante debe entregar, para la aprobación de la CFE, los documentos que con base en los resultados de las pruebas de prototipo, especiales y de rutina, certifiquen que el diseño y la fabricación de los transformadores de corriente cumplen con los requerimientos especificados por la CFE. 11.1 Pruebas 11.1.1 Pruebas prototipo y especiales Las pruebas de prototipo y especiales, se basan en lo establecido en la norma NMX-J-109-ANCE, aplicando sus criterios y procedimientos generales. Las pruebas de prototipo y especiales son aplicables a un solo transformador o familia de transformadores tal como se define en el Apéndice D para cada prueba, excepto cuando sean de muy larga duración se pueden realizar las pruebas en otra pieza de características similares. Las pruebas indicadas en los incisos f), g), h) e i) para equipos que operan a más de 2 500 m s.n.m pueden realizarse con dos equipos, uno para soportar los valores de prueba internos, así como el resto de la secuencia de pruebas, y otro “testigo” que soporte los valores de prueba externos, como se indica en la tabla 7. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 16 de 70 El orden de la realización de las pruebas no es importante, excepto en las pruebas de descargas parciales y de exactitud, las cuales deben realizarse previo a las pruebas especificadas en los incisos d) al l). Las pruebas que deben efectuarse a los transformadores de corriente tipo pedestal son las que se describen a continuación: a) Verificación visual, dimensional y placa de datos con respecto a planos aprobados y características particulares. b) Descargas parciales. c) Prueba de exactitud. d) Pruebas de corriente de corta duración. e) Prueba de elevación de temperatura. f) Prueba de tensión de impulso por rayo de onda completa al devanado primario. g) Prueba de tensión de impulso por rayo de onda cortada al devanado primario. h) Prueba de tensión de impulso por maniobra (cuando proceda) al devanado primario. i) Prueba de aguante a la tensión en condiciones de humedad (cuando proceda) al devanado primario. j) Prueba de medición de tensión de radio interferencia (RI) (cuando proceda). k) Prueba mecánica. (Para equipos con tensiones máximas de 72.5 kV y mayores). - Prueba de flexión (esfuerzo en bornes). - Memoria de cálculo de aguante al sismo (véase Apéndice J). l) Prueba de contaminación artificial, con nivel de salinidad especificado en la tabla 2. Para equipos con envolvente de porcelana. m) Prueba de corrosión al sistema de expansión, de acuerdo con la metodología de pruebas indicada en el Apéndice C (cuando proceda). n) Prueba grado de protección IP45 o IP54 para caja de conexiones y terminales secundarias. Después de las pruebas de prototipo deben realizarse las pruebas de rutina indicadas en el inciso 11.2. 11.2 Pruebas de Rutina Las pruebas de rutina se deben realizar al 100 % de los transformadores, de acuerdo con la norma NMX-J-109-ANCE. El orden de la realización de las pruebas no es importante excepto en la prueba de descargas parciales, la cual debe realizarse después de la prueba de aguante a la tensión a 60 Hz, en seco en el devanado primario y en la prueba de exactitud, la cual debe realizarse al final del tren de pruebas. 160606 a) Verificación visual, dimensional y placa de datos con respecto a planos aprobados y CARACTERÍSTICAS PARTICULARES. b) Verificación de marcado de terminales y de polaridad. c) Prueba de aguante a la tensión de 60 Hz en seco en el devanado primario (solo valor de prueba interno de acuerdo a tabla 7). d) Medición de descargas parciales. Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 17 de 70 e) Medición de capacitancia y factor de disipación dieléctrica tan (para equipos con tensión máxima de diseño desde 72.5 kV hasta 420 kV, este valor debe ser de 0.5 % como máximo a tensión nominal de fase a tierra). f) Prueba de aguante a la tensión de 60 Hz en seco en el devanado secundario. g) Prueba de aguante a la tensión a 60 Hz en seco entre devanados secundarios. h) Prueba de sobretensión entre espiras en el devanado secundario. i) Prueba de aceite: cromatografía, contenido de humedad, Valor de tangente delta a 90 ºC (tan). Los valores obtenidos deben cumplir con lo establecido en la tabla 10. El valor de la tangente delta a 90 ºC (tan) debe tener un valor < 0.015 para equipos de 170 kV y menores y < 0.010 para equipos mayores a 170 kV. j) Verificación del factor de seguridad de los devanados de medición. k) Prueba de hermeticidad (de acuerdo con 7.1.2.8). l) Curva de excitación para devanados de protección, se debe realizar en la relación de transformación más baja y se requiere probar mínimo cinco puntos, (2 %, 5 %, 25 %, 100 %, 110 % de la tensión de la rodilla de la curva de excitación). m) Pruebas de exactitud para devanados de medición y protección. TABLA 10 - Valores máximos permisibles de concentración de gases disueltos en transform adores de corriente H2 300 ppm CO 300 ppm CO2 900 ppm CH4 30 ppm C2H6 50 ppm C2H4 10 ppm C2H2 2 ppm NOTA: Humedad máxima permitida es 10 ppm. H2 Hidrogeno CO Monóxido de Carbono CO2 Dióxido de Carbono CH4 Metano C2H6 Etano C2H4 Etileno C2H2 Acetileno 11.3 Pruebas de Aceptación Son las mismas que las pruebas de rutina y deben ser atestiguadas por personal del LAPEM. El fabricante debe presentar los documentos siguientes: 160606 a) Curva de excitación para devanados de protección, se requiere probar mínimo cinco puntos, (2 %, 5 %, 25 %, 100 %, 110 % de la tensión de la rodilla de la curva de excitación). b) Planos aprobados por el usuario. c) Informes de pruebas de rutina, de cada uno de los transformadores. Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 18 de 70 d) Contrato de bienes. e) Constancia de aceptación de prototipo, vigente. f) Verificación de hermeticidad. NOTA: Verificación visual rápida a través de un medio de “contraste” a temperatura ambiente, propuesta por el fabricante g) Prueba de aceite (verificación documental de la prueba de rutina inciso i) del párrafo 11.2). En la inspección se debe verificar el cumplimiento de las pruebas de rutina realizadas por el fabricante al 100 % del lote y la inspección de aceptación puede ser por muestreo normal, nivel de inspección general II, con un plan de muestreo 0-1, es decir el lote se acepta con cero defectos y se rechaza con un defecto, de acuerdo a la norma NMX-Z-012-2. 11.4 Criterios de Aceptación Cualquier resultado no satisfactorio en las pruebas de rutina y aceptación es motivo de rechazo del suministro. 12 MARCADO Los transformadores de corriente deben contar con placas de identificación que muestren sus principales características de diseño. Las placas instaladas en el exterior deben ser de acero inoxidable y las placas que se instalen en el interior de la caja de conexiones deben ser de acero inoxidable o aluminio. La fijación de las placas debe hacerse por medio de remaches o puntos de soldadura. La información contenida en la placa debe estar grabada de manera clara, visible e indeleble, y no se acepta de tipo por golpe, excepto para el número de serie, fecha de fabricación y número de contrato. Las leyendas deben estar escritas en idioma español y empleando el Sistema General de Unidades de Medida, de acuerdo a lo establecido en la norma NOM-008-SCFI. 12.1 Placas de Datos Las placas deben incluir los siguientes datos: 160606 a) Nombre del fabricante y/o logotipo. b) Leyenda: “Transformador de corriente”. c) Tipo y/o modelo. d) Altitud de operación (m). e) f) Número de serie. Símbolo CFE, véase Apéndice F. g) Tensión máxima del equipo, (kV). h) Relación de transformación, (A). i) Clase de exactitud, factor de seguridad o factor límite de protección y carga nominal para cada secundario. j) Tensión de aguante al impulso (NBAI). k) Corriente térmica de cortocircuito, (kA). Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 19 de 70 12.2 l) Corriente dinámica de cortocircuito, (kA cresta). m) Factor térmico de sobrecorriente en permanencia de la corriente nominal. n) Frecuencia (Hz). o) Distancia de fuga específica mínima (mm/kV). p) Número de contrato de CFE o contratista. q) Identificación de país de origen. r) Aceleración horizontal (para equipos con tensiones máximas de diseño mayores 72.5 kV) (g). s) Mes y año de fabricación. t) Masa aproximada (kg). u) Volumen y tipo de líquido aislante, cuando proceda (l). incluir la leyenda “libre de BPC”. v) Valor de tangente delta (tan ). w) Valor de capacitancia. x) Valor de contenido de humedad del aceite (ppm). de Placa de Conexiones Los transformadores de corriente deben incluir una placa de conexiones en la que se muestre un diagrama esquemático con las conexiones, la identificación de terminales y las marcas de polaridad. 12.3 Terminales Las terminales de los transformadores de corriente deben ser marcadas con la siguiente identificación: a) P1-P2 para las terminales primarias. b) C1-C2 para las terminales primarias que permiten llevar a cabo su conexión serie-paralelo, o diagrama esquemático que describa las conexiones paralelo, serie-paralelo y serie. c) S1-S2, S3-S4, Sn-1-Sn para las terminales secundarias cuando hay solo dos terminales secundarias por devanado y S1-S2-S4-S6, S7-S8-S10-S12, S13-S14-S16-S18, S19-S20-S22-S24 cuando son cuatro devanados con tres tomas secundarias. Las terminales del transformador de corriente deben ser marcadas como se muestran en las figuras 2, 3, 4, 5, 6, 7 y 8. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 20 de 70 FIGURA 2 – Designación de terminales de TC´s para 69 kV NOTA: Se está ejemplificando el primer secundario, para la designación de las terminales de los demás secundarios, consultar el punto 8.15. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 21 de 70 FIGURA 3 – Designación de terminales de TC´s para 115 kV y 138 kV NOTA: Se está ejemplificando el primer secundario, para la designación de las terminales de los demás secundarios, consultar el punto 8.15. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 22 de 70 FIGURA 4 – Designación de terminales de TC´s para 115 kV, 138 kV, 161 kV, 230 kV y 400 kV NOTA: Se está ejemplificando el primer secundario, para la designación de las terminales de punto 8.15. los demás secundarios, consultar el FIGURA 5 – Designación de terminales de TC´s para 115 kV NOTA: Se está ejemplificando el primer secundario, para la designación de las terminales de los demás secundarios, consultar el punto 8.15. 160606 Rev 161222 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 23 de 70 FIGURA 6– Designación de terminales de TC´s para 161 kV y 230 kV NOTA: Se está ejemplificando el primer secundario, para la designación de las terminales de los demás secuandarios, consultar el punto 8.15. 160606 Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 24 de 70 A. Conexión primaria 1 P1 P2 S1 Común B. Conexión primaria 2 S4 1000 S2 800 P1 P2 S1 Común A 10P20 100 VA para protección 0,2S, 30 VA, FS 20 para medición S4 2000 S2 1600 B 800/1000 X 1600/2000 : 5 FIGURA 7 – Designación de terminales de TC´s para 400 kV NOTA: Se está ejemplificando el primer secundario, para la designación de las terminales de los demás secundarios, consultar el punto 8.15. 160606 Rev 161222 ESPECIFICACIÓN CFE VE100-13 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV 25 de 70 Relación: Simple relación primaria 1 SEC 10:5, 50:5, 200:5 600:5, 1200:5, 2000:5 Relación: 300x600:5//5 1000x2000:5//5 Simple relación primaria 2 SEC FIGURA 8 - Designación de terminales para TC´s hasta 38 kV 13 EMPAQUE, EMBALAJE, ALMACENAJE Y MANEJO EMBARQUE, TRANSPORTACIÓN, DESCARGA, RECEPCIÓN, El equipo debe ser empacado y embarcado de acuerdo a lo establecido en la L1000-11 y además cumplir con lo siguiente: a) Los transformadores de corriente deben embarcarse completos, protegidos contra impactos en cajas de madera. b) Cuando tenga porcelana debe llevar soportes a lo largo de esta. c) Cada caja o bulto debe llevar una lista de empaque indicando las partes que contiene y marcarse con letra visible lo siguiente: número de contrato de la CFE, indicación de los puntos de izaje y masa. Además de requisitos de condiciones de almacenamiento, estiba y seguridad (RCL). d) Apéndice E. En cada caja o bulto se debe pintar con letra visible lo siguiente: 160606 Rev - Siglas CFE. - Cantidad de piezas contenidas. - Transformador de corriente. - Número(s) de serie. - Relación de transformación, (A). 161222 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc 6.4. Transformadores de Instrumentos. Los aparatos de medida y los relés de protección no pueden soportar, por lo general, ni elevadas tensiones ni elevadas corrientes, ya que de lo contrario se encarecería sobremanera su construcción. Por otra parte es conveniente evitar la presencia de elevadas tensiones en aquellos dispositivos que van a estar al alcance de las personas. Son éstas las principales razones para la utilización de los transformadores de medida y protección, a través de los cuales se pueden l l e v a r señales de tensión y corriente, de un valor proporcional muy inferior al valor nominal, a los dispositivos de medida y protección. Se consigue además una separación galvánica, (entre las magnitudes de alta y baja tensión), de los elementos pertenecientes a los cuadros de mando, medida y protección con las consiguientes ventajas en cuanto a seguridad de las personas y del equipamiento. Como las mediciones y el accionamiento de las protecciones se hallan referidas, en última instancia, a la apreciación de tensión y corriente, se dispone de dos tipos fundamentales de transformadores de medida y protección: ¾ Transformadores de tensión. ¾ Transformadores de corriente. Normalmente estos transformadores se construyen con sus secundarios, para corrientes de 5 ó 1 A y tensiones de 100, 110, 100/ 3 , 110/ 3 V. Los transformadores de corriente se conectan en serie con la línea, mientras que los de tensión se conectan en paralelo, entre dos fases o entre fase y neutro. Esto en sí, representa un concepto de dualidad entre los transformadores de corriente y los de tensión que se puede generalizar en la siguiente tabla y que nos ayuda para pasar de las funciones de un tipo de transformador al otro: Equivalencias de funciones en los transformadores de instrumentos. Concepto Norma IEC / IRAM Tensión Corriente La carga se determina por: Causa del error: La carga secundaria aumenta cuando: Conexión del transformador a la línea: Conexión de los aparatos al secundario: Transformador Tensión Corriente 60186 / 2271 60185 / 2344 - 1 Constante Variable Variable Constante Corriente Tensión Caída de tensión Corriente derivada en serie en paralelo Z2 disminuye Z2 aumenta En paralelo En serie En paralelo En serie A continuación se ven, por separado, las características principales de cada uno de los dos tipos de transformadores arriba mencionados. Ambos pueden utilizarse para protección, para medición, o bien, para los dos casos simultáneamente siempre y cuando las potencias y clases de precisión sean adecuadas a la función que desarrollen. 1 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc 6.4.1. Transformadores de corriente. Son aparatos en que la corriente secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es prácticamente proporcional a la corriente primaria, aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos tipos de función: transformar la corriente y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. El primario del transformador, que consta de muy pocas espiras, se conecta en serie con el circuito cuya intensidad se desea medir y el secundario se conecta en serie con las bobinas de corriente de los aparatos de medición y de protección que requieran ser energizados. Las espiras del arrollamiento primario suelen ser una o varias, las cuales se pueden a su vez dividir en dos partes iguales y conectarse en serie o paralelo para cambiar la relación, y atraviesan el núcleo magnético, cuya forma suele ser cerrada tipo toroidal o puede tener un cierto entrehierro, sobre el cual se arrollan las espiras del secundario de una forma uniforme, consiguiendo así reducir al mínimo el flujo de dispersión. Este arrollamiento es el que se encarga de alimentar los circuitos de intensidad de uno o varios aparatos de medida conectados en serie. Se puede dar también la existencia de varios arrollamientos secundarios en un mismo transformador, cada uno sobre su circuito magnético, uno para medida y otro para protección. De esta forma no existe influencia de un secundario sobre otro. Si el aparato tiene varios circuitos magnéticos, se comporta como si fueran varios transformadores diferentes. Un circuito se puede utilizar para mediciones que requieren mayor precisión, y los demás se pueden utilizar para protección. Por otro lado, conviene que las protecciones diferenciales de cables o transformadores de potencia y de distancia se conecten a transformadores de corriente independientes. Los transformadores de corriente se pueden fabricar para servicio interior o exterior. Los de servicio interior son más económicos y se fabrican para tensiones de servicio de hasta 36 kV, y con aislamiento en resina sintética. Los de servicio exterior y para tensiones medias se fabrican con aislamiento de porcelana y aceite, o con aislamientos a base de resinas que soportan las condiciones climatológicas. Para altas tensiones se continúan utilizando 2 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc aislamientos a base de papel y aceite dentro de un recipiente metálico, con aisladores pasatapas de porcelana. Actualmente se utilizan resinas dentro de un aislador de porcelana, o gas SF6 y cubierta de porcelana. La tensión del aislamiento de un transformador de corriente debe ser, cuando menos, igual a la tensión más elevada del sistema al que va a estar conectado. Para el caso de los transformadores utilizados en protecciones con relés digitales se requieren núcleos que provoquen menores saturaciones que en el caso de los relés de tipo electromagnético, ya que las velocidades de respuesta de las protecciones electrónicas son mayores. Los transformadores de corriente pueden ser de medición, de protección, mixtos o combinados. Transformador de medición. Los transformadores cuya función es medir, requieren reproducir fielmente la magnitud y el ángulo de fase de la corriente. Su precisión debe garantizarse desde una pequeña fracción de corriente nominal del orden del 10%, hasta un exceso de corriente del orden del 20%, sobre el valor nominal. Transformadores de protección. Los transformadores cuya función es proteger un circuito, requieren conservar su fidelidad hasta un valor de veinte veces la magnitud de la corriente nominal, cuando se trata de grandes redes con altas corrientes puede ser necesario requerir treinta veces la corriente nominal. En el caso de los relés de sobrecorriente, sólo importa la relación de transformación, pero en otro tipo de relés, como pueden ser los de impedancia, se requiere además de la relación de transformación, mantener el error del ángulo de fase dentro de valores predeterminados. Transformadores mixtos. En este caso, los transformadores se diseñan para una combinación de los dos casos anteriores, un circuito con el núcleo de alta precisión para los circuitos de medición y uno o dos circuitos más, con sus núcleos adecuados, para los circuitos de protección. Transformadores combinados. Son aparatos que bajo una misma cubierta albergan un transformador de corriente y otro de tensión. Se utilizan en estaciones de intemperie fundamentalmente para reducir espacios. Descripción de los transformadores de corriente. Los componentes básicos son: Aislamiento externo: el aislamiento externo consta de una envolvente cerámica con una línea de fuga lo suficientemente larga como para que ningún arco pueda contornear bajo condiciones de contaminación, como lluvia, niebla, polvo, etc. Aislamiento interno: puede variar según sus características constructivas. Un caso es aquél en que las partes activas se moldean en resina de epoxy que las fija, las separa y las aísla, existiendo una cámara de aire entre el aislamiento externo de porcelana y el cuerpo de resina. Esta cámara se sella herméticamente con juntas de caucho nitrílico y se la rellena con aceite aislante o gas SF6. Existe otro tipo constructivo, indicado para potencias de precisión elevadas y grandes intensidades de cortocircuito, en que el aislamiento interno suele ser cartón prespán impregnado en aceite para el conjunto de los núcleos, arrollamientos secundarios y la 3 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc bajante de los conductores que unen los arrollamientos secundarios con sus cajas de bornes. Esta bajante lleva incorporada en el interior de su aislamiento una serie de pantallas metálicas de forma cilíndrica, estando todo ello envuelto por un tubo metálico en forma decreciente, de forma cónica. Este conjunto constituye un capacitor que permite un reparto uniforme de tensión a lo largo de toda la aislación interna. El aceite que se utiliza para impregnar el cartón es desgasificado y filtrado, y cuando se rellena el transformador se hace bajo condiciones de vacío. Los transformadores con aislamiento de cartón impregnado en aceite suelen disponer de un depósito de expansión (donde va a parar el aceite sobrante cuando éste se calienta) en su extremo superior. Conviene indicar que la parte superior del transformador, donde se halla el conjunto del núcleo y arrollamiento secundario, está moldeada en resina epoxy, formando una cabeza donde da cabida también al depósito de expansión de aceite. Este tipo constructivo de transformador se utiliza para tensiones desde 36 hasta 765 kV. Núcleo: los transformadores de intensidad, tanto de medida como de protección, se construyen con núcleos de chapa magnética de gran permeabilidad. Cabe diferenciar que cuando un núcleo va destinado para un transformador de medida se utiliza una chapa de rápida saturación, mientras que si va destinado para protección, la chapa a utilizar será de saturación débil o lenta. Veamos las siguientes curvas de imantación: 1.- Chapa con alto porcentaje de silicio. 2.- Chapa de aleación ferromagnética a base de níquel (30% al 70%) de gran permeabilidad magnética y débil poder de saturación. 3.- Ídem anterior pero con gran poder de saturación. Las chapas de las curvas 2 y 3 se llaman comercialmente Mu – Metal o Permalloy. Con esta distinción de núcleos se garantiza, cuando se utiliza una chapa de gran permeabilidad y de rápida saturación en los transformadores para medida, una buena precisión para corrientes primarias no superiores al 120 % de la corriente primaria nominal, mientras que las sobreintensidades y cortocircuitos no se transfieren al secundario gracias a la rápida saturación de la chapa. Por otra parte, cuando se elige una chapa de gran permeabilidad y saturación débil para transformadores de protección, se garantiza el mantenimiento de la relación de 4 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc transformación para valores de intensidad primaria varias veces superior a la nominal, con lo que en el secundario se pueden obtener valores proporcionales a las corrientes de sobrecarga y cortocircuito aptos para poder accionar los dispositivos de protección. Con estos razonamientos en la elección del tipo de chapa para los núcleos se puede comprender que se instalen núcleos separados cuando se desea tener en un mismo transformador un devanado secundario para medida y otro para protección. Arrollamiento primario: es de pletina de cobre electrolítico puro, en barra pasante o formando varias espiras distribuidas por igual alrededor del núcleo. Existe la posibilidad de construir el arrollamiento partido con acceso a los extremos de cada parte para que a base de realizar conexiones en serie o paralelo de las partes del arrollamiento, se puedan obtener diferentes relaciones de transformación. Arrollamiento secundario: es de hilo de cobre electrolítico puro, esmaltado, uniformemente distribuido alrededor del núcleo. Existe la posibilidad de cambio de relación de transformación por tomas secundarias. Es el arrollamiento que alimenta los circuitos de intensidad de los instrumentos de medida, contadores, y relés. Bornes terminales primarios: pueden ser de latón, bronce o aluminio, están ampliamente dimensionados y son de forma cilíndrica, planos o con tornillos. Bornes terminales secundarios: son de latón y se hallan alojados en una caja de bornes de baja tensión estanca. 1. Diafragma. 2. Domo metálico. 3. Indicador de nivel de aceite. 4. Bornes terminales primarios. 5. Arrollamiento primario. 6. Arrollamiento secundario. 7. Aislamiento de papel aceite. 8. Aceite aislante. 9. Bushing interno. 10. Soportes aislantes. 11. Aislador de porcelana. 12. Conexiones secundarias. 13. Grampas sujeción aislador. 14. Caja de terminales secundarios. 15. Base metálica de fijación. Transformador de corriente CTA 145 serie Balteau de Alsthom. 5 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Transformador de corriente QDR 123 a 245 kV serie Balteau de Alsthom. 1. Caperuza de aluminio o domo. 2. Diafragma de goma corrugada. 3. Indicador de nivel de aceite. 4. Descargador. 5. Bornes para cambio relación. 6. Bornes terminales primarios. 7. Bobinado primario. 8. Bobinados secundarios. 9. Aislación de papel aceite. 10. Cabezal de resina sintética. 11. Grampas superiores de fijación. 12. Aislador de porcelana. 13. Aceite aislante. 14. Blindaje de baja tensión. 15. Conexiones secundarias. 16. Grampas inferiores de fijación. 17. Base metálica de fijación al pedestal. 18. Caja de terminales secundarios. 6 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Dimensiones en mm y pesos en kg. kV D1 145 245 525 525 D2 (B) 590 590 D2 (M) 700 700 D3 (*) 150 150 H1 110 110 H2 H3 2.240 2.720 2.960 3.440 L1 L2 403 403 450 600 Peso Peso Total Aceite 620 65 680 86 (B) terminal tipo barra, (M) terminales redondos, (*) terminal tipo zapata. Parámetros de los transformadores de corriente. Corrientes. Las corrientes primaria y secundaria de un transformador de corriente deben estar normalizadas de acuerdo con cualquiera de las normas nacionales (IRAM) o internacionales en uso (IEC, ANSI) Corriente primaria. Para esta magnitud se selecciona el valor normalizado inmediato superior de la corriente calculada para la instalación. Para estaciones de potencia, los valores normalizados son: 100, 200, 300, 400, 600, 800, 1.200, 1.500, 2.000 y 4.000 amperes. Corriente secundaria. Valores normalizados de 5 A ó 1 A, dependiendo su elección de las características del proyecto. Carga secundaria o prestación. Es el valor de la impedancia en Ohms, reflejada en el secundario de los transformadores de corriente, y que está constituida por la suma de las impedancias del conjunto de todos los medidores, relés, cables y conexiones conectados en serie con el secundario y que corresponde a la llamada potencia de precisión a la corriente nominal secundaria. Es decir, una potencia de precisión de 30 VA para una corriente nominal secundaria de 5 amperes, representa una impedancia de carga de: 30 = 1,20 Ω 2 5 La carga se puede expresar también, por los volt - amperes totales y su factor de potencia, obtenidos a un valor especificado de corriente y frecuencia. El valor del factor de potencia normalizado es de 0,9 para los circuitos de medición y de 0,5 para los de protección. Todos los aparatos, ya sean de medición o de protección, traen en el catálogo respectivo la carga de acuerdo con su potencia de precisión. Límite térmico. Un transformador debe poder soportar en forma permanente, hasta un 20% sobre el valor nominal de corriente, sin exceder el nivel de temperatura especificado. Para este límite las normas permiten una densidad de corriente de 2 A / 2 mm , en forma continua. 7 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Límite de cortocircuito. Es la corriente de cortocircuito máxima que soporta un transformador durante un tiempo que varía entre 1 y 5 segundos. Esta corriente puede llegar a significar una fuerza del orden de varias toneladas. Para este límite las normas permiten 2 una densidad de corriente de 143 A / mm durante un segundo de duración del cortocircuito. Tensión secundaria nominal. Es la tensión que se levanta en los terminales secundarios del transformador al alimentar éste una carga de veinte veces la corriente secundaria nominal. Por ejemplo, si se tiene un transformador con carga nominal de 1,20 ohms, la tensión secundaria generada será de: 1,20 ohms x 5 amperes x 20 veces = 120 volts. Relación de transformación real. Es el cociente entre la corriente primaria real y la corriente secundaria real. Relación de transformación nominal. Es el cociente entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal. Error de corriente. Error que el transformador introduce en la medida de una corriente y que proviene del hecho de que la relación de transformación real no es igual a la relación de transformación nominal. Dicho error viene expresado por la fórmula: Error de corriente % = kn . IS - Ip . 100 Ip Donde: kn es la relación de transformación nominal. IP es la corriente primaria real. IS es la corriente secundaria real correspondiente a la corriente IP en las condiciones de la medida. Error de fase (válido sólo para intensidades senoidales). Es la diferencia de fase entre los vectores de las intensidades primaria y secundaria, con el sentido de los vectores elegido de forma que este ángulo sea nulo para un transformador perfecto. El error de fase se considera positivo cuando el vector de la intensidad secundaria está en avance sobre el vector de la intensidad primaria. Se expresa habitualmente en minutos o en centirradianes. Potencia nominal o de precisión. Es la potencia aparente secundaria que a veces se expresa en volt-amperes (VA) y a veces en ohms, bajo una corriente nominal determinada y que se indica en la placa de características del aparato. Para escoger la potencia nominal de un transformador, se suman las potencias de las bobinas de todos los aparatos conectados en serie con el devanado secundario, más las pérdidas por efecto joule que se producen en los cables de alimentación, y se selecciona el valor nominal inmediato superior. Los valores normales de la potencia de precisión son: 2,5 - 5 - 10 – 15 - 30 y hasta 60 VA. Para los secundarios de 5 amperes, la experiencia indica que no se deben utilizar conductores con secciones no inferiores a los 4 mm2. Este conductor sobredimensionado, reduce la carga 8 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc y además proporciona alta resistencia mecánica, que disminuye la posibilidad de una ruptura accidental del circuito, con el desarrollo consiguiente de sobretensiones peligrosas. Frecuencia nominal. Valor de la frecuencia en la que serán basadas todas las especificaciones y que será de 50 Hz. Clase de precisión para medición. La clase de precisión se designa por el error máximo admisible, en por ciento, que el transformador puede introducir en la medición, operando con su corriente nominal primaria y la frecuencia nominal. Precisiones normalizadas en transformadores de corriente. Clase. 0.1 Utilización. Aparatos para mediciones y calibraciones de laboratorio. 0.2 a 0.3 Mediciones de laboratorio y alimentaciones para los kilowatímetros hora de alimentadores de potencia. 0.5 a 0.6 Alimentación para de kilowatímetros hora de facturación en circuitos de distribución e industriales. 1.2 Alimentación a las bobinas de corriente de los aparatos de medición en general, indicadores o registradores y a los relés de las protecciones diferencial, de impedancia y de distancia. 3a5 Alimentación a las bobinas de los relés de sobrecorriente. Las normas ANSI definen la clase de precisión de acuerdo con los siguientes valores: 0.1, 0.2, 0.3, 0.5, 0.6, 1.2, 3 y 5, cada clase de precisión especificada debe asociarse con una o varias cargas nominales de precisión, por ejemplo: 0.5 de precisión con una carga de 50 VA. Según el uso que se dé al transformador, se recomiendan las siguientes precisiones, considerando que a precisiones más bajas corresponden precios del transformador más altos, para una misma tensión y relación de transformación.. Los transformadores para medición están diseñados para que el núcleo se sature para valores relativamente bajos de sobrecorriente, protegiendo de esta forma los instrumentos conectados al secundario del transformador. Clase de precisión para protección. Los transformadores con núcleos para protección, se diseñan para que la corriente secundaria sea proporcional a la primaria, para corrientes con valores de hasta 30 veces el valor de la corriente nominal. Resistencia de los transformadores de corriente a los cortocircuitos. Esta resistencia está determinada por las corrientes de límites térmico y dinámico definidas como: Corriente de límite térmico. Es el mayor valor eficaz de la corriente primaria que el transformador puede soportar por efecto joule, durante un segundo, sin sufrir deterioro y con el circuito secundario en cortocircuito. Se expresa en kiloamperes eficaces o en múltiplos de la corriente nominal primaria. 9 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc La elevación de temperatura admisible en el aparato es de 150°C para aislamiento de clase A. Dicha elevación se obtiene con una densidad de corriente de 143 A / mm2 aplicada durante un segundo. La corriente térmica se calcula a partir de: ITH = MVAcc 3 . kV Donde: ITH = Valor efectivo de la corriente de límite térmico. MVA = Potencia de cortocircuito en MVA. kV = Tensión nominal del sistema en kV. La corriente térmica en 1 segundo es ITH = 80 In (kAef) Corriente de límite dinámico. Es el valor de pico de la primera amplitud de corriente que un transformador puede soportar por efecto mecánico sin sufrir deterioro, con su circuito secundario en cortocircuito. Se expresa en kiloamperes de pico, de acuerdo con la expresión Idin = 1,8 2 ITH = 2,54 ITH = 200 In Donde: Idin = Valor de pico de la corriente dinámica. En la práctica, para construir transformadores resistentes a los cortocircuitos se requieren grandes secciones de cobre en los bobinados, lo que reduce el número de espiras del primario. Como la potencia de precisión varía sensiblemente con el cuadrado del número de amper - vueltas del primario, la precisión de los transformadores que pueden resistir cortocircuitos disminuye considerablemente. O sea, para tener un transformador con características elevadas de resistencia al cortocircuito, habría que limitar la precisión al mínimo. Placa de características. Los transformadores de intensidad deben llevar una placa de características, indeleble, en la que deben figurar, las siguientes indicaciones según norma IEC 60185. ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ Nombre del constructor o cualquier otra marca que permita su fácil identificación. Número de serie y designación del tipo. Corrientes nominales primaria y secundaria en amperes (400/5 A). Frecuencia nominal en Hz. Potencia de precisión y clase de precisión correspondiente a cada núcleo. Tensión más elevada de la red (145 kV). Nivel de aislamiento nominal (275/650 kV). 10 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Identificación de bornes. Los bornes de los arrollamientos primario y secundario deben poder ser identificados con fiabilidad. Para ello, en la norma IEC 60185 se indica el criterio a seguir para su nomenclatura, siendo aquellos bornes que empiecen con P y C los del arrollamiento primario, y los que empiecen con S los del arrollamiento secundario. En las figuras a continuación se visualizan los diferentes casos. 1. - Transformador de simple relación. 2. - Transformador con toma intermedia en el secundario. 3. - Transformador con dos secciones en el arrollamiento primario para su conexión en serie o paralelo. 4. - Transformador con dos arrollamientos secundarios y núcleos independientes. En la figura 4 existen dos posibilidades de identificación de los bornes secundarios. Todos los terminales identificados con P1, S1 y C1 deben tener la misma polaridad en el mismo instante. Los bornes terminales deben marcarse o identificarse clara e indeleblemente sobre su superficie o en su inmediata vecindad. La identificación consiste de letras seguidas, o precedidas donde fuera necesario, por números. Las letras deben ser siempre mayúsculas. 11 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Condiciones de Servicio. Los transformadores son apropiados para su empleo bajo las siguientes condiciones de servicio, según IEC 60185.. ¾ Temperatura ambiente. Temperatura máxima Valor máximo de la media en 24 horas ¾ Temperatura mínima. Transformadores para interiores Transformadores para intemperie ¾ 40 °C 35 °C - 5 °C - 25 °C Humedad relativa del aire. Transformadores para interiores Transformadores para intemperie hasta 70 % hasta 100 % Requerimientos de aislación. El nivel de aislación nominal del bobinado primario de un transformador de corriente está en relación con la máxima tensión permanente admisible de servicio del sistema (Um). Para bobinados comprendidos entre 3,6 kV o superiores, pero menores de 300 kV, el nivel de aislación nominal es determinado por las tensiones nominales resistidas a frecuencia industrial e impulso de rayo y deben ser elegidas según la tabla 2 A de la IEC 60185/95. Tensión Máxima Permanente Admisible de Servicio Um kV 3,6 7,2 12 17,5 24 36 52 72,5 100 123 145 170 Tensión Nominal Resistida Tensión Nominal Resistida a Frecuencia Industrial a Impulso de Rayo (Valor (Valor Eficaz) kV Pico) kV 10 20 40 20 40 60 28 60 75 38 75 95 50 95 125 70 145 170 95 250 140 325 185 450 185 450 230 550 230 550 275 650 275 650 12 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc 325 750 245 395 950 460 1050 Nota: para instalaciones expuestas es recomendable elegir los niveles de aislación más altos. Requerimientos de exactitud. Los transformadores de corriente para medida son aquellos especialmente concebidos para alimentar equipos de medida, siendo una de sus características fundamentales el hecho de que deben ser exactos en las condiciones normales de servicio. El grado de exactitud de un transformador de medida se mide por su clase o precisión, la cual nos indica en tanto por ciento el máximo error que se comete en la medida. La norma IEC especifica que la clase o precisión debe mantenerse siempre y cuando la corriente que circula por el arrollamiento primario se encuentre por debajo del 120 % de la corriente primaria nominal debiendo también mantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del transformador esté comprendida entre el 25 y el 100 % de la carga nominal. Los grados de precisión se dividen en dos grupos: clases de precisión normales y clases de precisión especiales. Los transformadores de clase de precisión especial son los que se utilizan para aquellos equipos de medida que garantizan su exactitud entre el 20 y el 120 % de la corriente nominal del secundario del transformador. El valor de corriente del secundario de estos transformadores es de 5 A. Ambas clases de precisión quedan reflejadas en las tablas siguientes: Clases de Precisión Normales de los Transformadores de Corriente de Medida. Clase de Error de relación (±εi) en % para Error de fase (±δi) en minutos para los precisión los valores de la corriente en % de valores de la corriente en % de la la corriente nominal. corriente nominal. 5 20 100 120 5 20 100 120 0,1 0,4 0,2 0,1 0,1 15 8 5 5 0,2 0,75 0,35 0,2 0,2 30 15 10 10 0,5 1,5 0,75 0,5 0,5 90 45 30 30 1 3 1,5 0,1 0,1 180 90 60 60 Clases de Precisión Especiales de los Transformadores de Corriente de Medida de Gama Extendida. (I2n = 5 A) Clase de Error de relación (±εi) en % para los Error de fase (±δi) en minutos para precisión valores de la corriente en % de la los valores de la corriente en % de corriente nominal. la corriente nominal. 1 5 20 100 120 1 5 20 100 120 0,2 S 0,75 0,35 0,2 0,2 0,2 30 15 10 10 10 0,5 S 1,5 0,75 0,5 0,5 0,5 90 45 30 30 30 13 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Los transformadores de corriente para protección son los destinados a alimentar relés de protección, por lo que deben garantizar una precisión suficiente para corrientes primarias que sean varias veces superiores a la corriente primaria nominal. Para estos transformadores ya no se considera el mismo error que representa la clase de precisión en los transformadores de medida, sino que se considera el error compuesto, el cual se define como el valor eficaz de la diferencia integrada en un periodo entre los valores instantáneos de la corriente primaria y el producto de la relación de transformación nominal por los valores instantáneos de la corriente secundaria real. Este valor se expresa en tanto por ciento y viene expresado por: ∑C = 100 1 IP T T ∫ (k ⋅ I S − I P ) dt 2 n 0 Donde: I P es la corriente nominal primaria, I S es la corriente secundaria real, kn es la relación de transformación nominal y T es el periodo de integración. Si las intensidades I P e I S son senoidales, el error compuesto es la suma vectorial del error de relación y del error de fase quedando la fórmula: ∑ = εI −δI 2 C 2 Definiéndose como corriente límite de precisión nominal aquella corriente primaria más elevada para la cual, estando el transformador con la carga de precisión, se asegura que no se sobrepasará el error compuesto. A partir de este concepto de error compuesto, las clases de precisión para los transformadores de corriente para protección son las de la siguiente tabla. Clases de Precisión Normales de los Transformadores de Corriente de Protección. Clase de Error de relación (±εi) en Error de fase (±δi) en Error compuesto en precisión. % para la corriente % para la corriente minutos para la límite de precisión. nominal. corriente nominal. 5P 5 ±1 ±60 10 P 10 ±3 −−− Por ejemplo, 10 P 30 significa que el transformador de protección presenta un error total compuesto del 10 por 100, a una corriente 30 veces mayor que la nominal. Dada la diferencia entre los conceptos de precisión en los transformadores de corriente para medida y para protección, cuando se construyen transformadores de corriente con dos o más arrollamientos, se los hará con núcleos independientes, ya que las características de un núcleo de un transformador al que se le exige una precisión determinada para una corriente primaria que no supere el 120 % de la corriente nominal, no pueden ser las mismas que las de un núcleo de un transformador al que se le existe mantener una determinada precisión para valores de corriente primaria varias veces superior a la corriente nominal primaria. 14 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Elección de un transformador de Corriente. Es conveniente, para una correcta instalación de un transformador de corriente, un estudio detallado para la elección del mismo, del cual dependerá el funcionamiento y segundad de la instalación. A título orientativo se recomienda seguir las siguientes pautas: ¾ Tipo de instalación: si es de interior o intemperie. Se deberá tener en cuenta la altitud para alturas superiores a 1.000 metros sobre el nivel del mar. ¾ Nivel de aislamiento: definido por tensión máxima permanente admisible de servicio Um en kV ¾ Relación de transformación nominal: las relaciones de transformación nominal deberán ser normalizadas, tal y como quedan indicadas en la norma IEC. Se recomienda no seleccionar un transformador de corriente con una corriente primaria excesivamente elevada con respecto a la que le corresponda, dado que de ello depende que se mantenga la precisión del transformador. En caso de que sea necesario recurrir a un sobre dimensionamiento del valor de intensidad primaria, a la doble y a la triple relación y a la gama extendida en caso que sea necesario. ¾ Clase de precisión: se seleccionará la clase de precisión en función de la utilización que vaya a recibir el transformador. Las clases de precisión quedan reflejadas en las tablas dadas. ¾ Potencia nominal: según la carga a conectar en el secundario se adoptará uno de los valores de potencia de precisión especificados en la norma. Conviene no sobredimensionar excesivamente la potencia del transformador. Si el secundario tiene una carga insuficiente, se puede intercalar una resistencia para compensar. ¾ Frecuencia nominal: si no se especifica otra distinta, se tomará por defecto 50 Hz. ¾ Número de secundarios: si se desea realizar medida y protección a partir de un mismo transformador, serán necesarios tantos secundarios como usos se deseen obtener del mismo. ¾ Resistencias a los esfuerzos térmicos y dinámicos: vendrán determinados por los respectivos valores de intensidad limite térmica e intensidad límite dinámica. Conviene no sobredimensionar estos valores para no encarecer mucho el transformador. Clasificación de Ensayos según IEC 60185/95 Los ensayos especificados en la norma IEC son clasificados como ensayos de tipo, ensayos de rutina y ensayos especiales. El ensayo de tipo es el efectuado sobre un transformador de cada tipo para demostrar que todos los transformadores construidos con la misma especificación cumplen con los requerimientos no cubiertos por los ensayos de rutina. El ensayo de rutina se efectúa en forma individual sobre cada transformador. 15 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc 6.4.2. Transformadores de tensión. Un transformador de tensión es un dispositivo destinado a la alimentación de aparatos de medición y /o protección con tensiones proporcionales a las de la red en el punto en el cual está conectado. El primario se conecta en paralelo con el circuito por controlar y el secundario se conecta en paralelo con las bobinas de tensión de los diferentes aparatos de medición y de protección que se requiere energizar. Cada transformador de tensión tendrá, por lo tanto, terminales primarios que se conectarán a un par de fases o a una fase y tierra, y terminales secundarios a los cuales se conectarán aquellos aparatos. En estos aparatos la tensión secundaria, dentro de las condiciones normales de operación, es prácticamente proporcional a la tensión primaria, aunque ligeramente desfasada. Desarrollan dos funciones: transformar la tensión y aislar los instrumentos de protección y medición conectados a los circuitos de alta tensión. En esta definición tan amplia quedan involucrados los transformadores de tensión que consisten en dos arrollamientos realizados sobre un núcleo magnético y los transformadores de tensión que contienen un divisor capacitivo. A los primeros los llamaremos en adelante "Transformadores de Tensión Inductivos" y a los segundos "Transformadores de Tensión Capacitivos". Es de hacer notar que estas denominaciones no son de uso universal, pero consideramos que son las que mejor se adaptan a la Norma IRAM 2271, que incluye a los dispositivos con divisor capacitivo. Estos transformadores se fabrican para servicio interior o exterior, y al igual que los de corriente, se fabrican con aislamientos de resinas sintéticas (epoxy) para tensiones bajas o medias de hasta 33 kV, mientras que para altas tensiones se utilizan aislamientos de papel, aceite, porcelana o con gas SF6. Generalidades. Un Transformador de Tensión Inductivo (TT) consiste en un arrollamiento primario y un arrollamiento secundario dispuestos sobre un núcleo magnético común. Como dijimos los terminales del arrollamiento primario se conectan a un par de fases de la red, o a una fase y a tierra o neutro. Los terminales del arrollamiento secundario se conectan a los aparatos de medición y / o protección que constituyen la carga. En realidad la idea expuesta corresponde a un TT monofásico, que es el modelo más usado en todas las tensiones y casi indefectiblemente para tensiones superiores a 33 kV. La tensión primaria de un TT es elegida de acuerdo a la tensión de la red a la cual está destinado. Si se trata de medir la tensión entre fases, la tensión nominal primaria estará en correspondencia con la tensión compuesta, pero si se trata de medir tensión entre fase y tierra la tensión nominal primaria será 1 / 3 veces la tensión compuesta. La tensión nominal secundaria de un TT depende del país en el se utilice, pero en le República Argentina se ha normalizado en 100 V, 110 V, o en 200 V y 220 V para la aplicación en circuitos secundarios extensos, para transformadores usados entre fases. Para transformadores usados entre fase y tierra, las tensiones secundarias nominales son aquellas divididas por 1,73. El tamaño de los TT está fundamentalmente determinado por la tensión del sistema y la aislación del arrollamiento primario a menudo excede en volumen al arrollamiento mismo. Un TT debe estar aislado para soportar sobretensiones, incluyendo tensiones de impulso. Si se debe lograr 17 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc eso con un diseño compacto, la tensión debe estar distribuida uniformemente a través del arrollamiento, lo cual requiere una distribución uniforme de la capacidad del arrollamiento o la aplicación de apantallado electrostático. Un TT convencional tiene, en la mayoría de los casos, un solo arrollamiento primario, cuya aislación presenta grandes problemas para tensiones superiores a 132 kV. Esos problemas son solucionados con los TT en cascada repartiendo la tensión primaria en varias etapas separadas. En la figura se muestra un corte esquemático de un TT monofásico para redes de 132 kV , de la marca Trench. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Borne terminal primario Fuelle metálico de expansión Tapón orificio llenado aceite Aislador de porcelana Caja de bornes secundarios Bornes secundarios Válvula drenaje aceite Terminal de tierra Placa de salida cables 10 11 12 13 14 15 16 17 - 18 de 43 Ojales para izaje Indicador nivel de aceite Bushing interior Bobinados secundarios Bobinado primario Domo de aluminio Tanque metálico de Al Núcleo magnético MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc En la figura se muestra esquemáticamente la disposición de un TT en cascada, que en realidad está constituido por varios transformadores individuales cuyos arrollamientos primarios están conectados en serie. Cada núcleo magnético tiene el arrollamiento primario (P) repartido en dos lados opuestos, mientras que el arrollamiento secundario (S) consiste en un solo bobinado colocado únicamente en la última etapa. Los arrollamientos de acoplamiento (C), conectados entre etapas proveen los circuitos para la transferencia de Amper - vueltas entre ellas y aseguran que la tensión se distribuya igualmente en los distintos arrollamientos primarios. El potencial de los núcleos y de los arrollamientos de acoplamiento es fijado a valores predeterminados conectándolos a puntos seleccionados del primario. De ese modo, la aislación de cada arrollamiento sólo debe ser suficiente para la tensión desarrollada en aquel arrollamiento La aislación entre etapas se consigue mediante el soporte del conjunto de los transformadores individuales, el cual debe también ser capaz de soportar la plena tensión primaria. Como se verá más adelante los Transformadores de Tensión Capacitivos fueron desarrollados debido al alto costo de los Transformadores de Tensión Inductivos, principalmente para tensiones por encima de los 100 kV. Sin embargo la respuesta transitoria de aquellos es menos satisfactoria que la de estos últimos. 19 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 Tapa o domo Borne terminal primario Vinculo interior de alta tensión Anillo equipotencial para atenuar efecto corona Núcleos magnéticos y bobinados Aislador porcelana superior Barras aislantes que soportan los núcleos Soporte metálico de la unidad superior Conexiones de baja tensión entre las dos unidades Indicador nivel de aceite Envolvente de aluminio Aislador porcelana inferior Conexiones secundarias Grampas de fijación del aislador inferior a la base Caja de bornes secundarios Bornes secundarios Base metálica Comportamiento estacionario. En la figura se puede ver esquemáticamente la conexión de un TT a la red y a su carga. Si bien es cierto que esa forma de conexión es similar a la de un transformador de potencia, los requerimientos son totalmente distintos. En efecto, en un TT se plantea la necesidad que la tensión de salida, aplicada a la carga, sea una réplica de la tensión de entrada dentro de un rango especificado. Con esa finalidad, las caídas de tensión en los arrollamientos deben ser pequeñas y la densidad de flujo magnético en el núcleo debe ser establecida muy por debajo de la 20 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc densidad de saturación, de modo que la corriente de excitación sea baja y la impedancia de excitación sea sustancialmente constante dentro del rango de variación de la tensión primaria que corresponda a la variación esperada, incluyendo algún grado de sobretensión. Eso implica que la relación tamaño - carga de un TT es mucho mayor que en un transformador de potencia. Por otra parte, la relación corriente de excitación - corriente de carga también resulta mayor que en un transformador de potencia. Descripción de los transformadores de tensión. Los transformadores de tensión no difieren en mucho de los transformadores de potencia en cuando a elementos constructivos básicos se refiere. Los componentes básicos son los siguientes: Aislamiento externo: El aislamiento externo consta de una envolvente cerámica con una línea de fuga lo suficientemente larga para que ningún arco pueda contornear bajo condiciones de contaminación, como lluvia, niebla, polvo, etc. Aislamiento interno: El aislamiento interno suele ser cartón prespán en seco o impregnado en aceite. El aceite que se utiliza es desgasificado y filtrado, y cuando se rellena el transformador se hace bajo vacío. Los transformadores con aislamiento de cartón impregnado en aceite suelen disponer de un depósito de expansión en su extremo superior. Núcleo: Los transformadores de tensión, tanto de medida como de protección, se construyen con núcleos de chapa magnética de gran permeabilidad y de rápida saturación que mantienen constante la relación de transformación y la precisión cuando la tensión en el arrollamiento primario se mantiene por debajo de 1,2 veces la tensión nominal. La razón del uso de estos núcleos se basa en que en un sistema eléctrico la tensión no presenta grandes variaciones (caso contrario a la corriente) y no se hace necesaria la utilización de núcleos de gran permeabilidad y saturación débil o lenta, los cuales mantienen la relación de transformación para valores muy superiores a la tensión nominal del primario, además. el uso de núcleos de saturación débil ocasionaría que ante la presencia de sobretensiones en el arrollamiento primario, éstas se transferirían al secundario con el consecuente daño al equipo conectado al mismo. Arrollamientos: Son de hilo de cobre electrolítico puro, esmaltado de clase H. Se bobinan en capas de ejecución antirresonante para la distribución uniforme de las sobretensiones transitorias. Las capas de papel intermedias se disponen de modo que las tensiones entre espiras no sobrepasen valores controlados. Bornes terminales primarios: Son de latón o bronce, y de forma cilíndrica. Bornes terminales secundarios: Son de latón y se hallan alojados en una caja de bornes de baja tensión estanca. 21 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Parámetros y definiciones de los transformadores de tensión. Transformador de tensión no puesto a tierra: Es el transformador monofásico cuyo arrollamiento primario no se halla conectado entre fase y tierra, sino entre dos fases. Se emplea en tensiones hasta 36 kV. Transformador de tensión puesto a tierra: Es el transformador monofásico cuyo arrollamiento primario se halla conectado entre fase y tierra. Arrollamiento primario: Es el arrollamiento al cual se aplica la tensión a transformar. Arrollamiento secundario: Es el arrollamiento que alimenta los circuitos de tensión de los instrumentos de medida, contadores y relés. Circuito secundario: Circuito exterior alimentado por el arrollamiento secundario de un transformador de tensión. Tensión primaria nominal: Es el valor de la tensión que figura en la designación del transformador, de acuerdo con la cual se determinan sus condiciones de funcionamiento. Tensión secundaria nominal: Valor de la tensión secundaria que figura en la designación del transformador, de acuerdo con la cual se determinan sus condiciones de funcionamiento. La tensión secundaria nominal para los transformadores monofásicos utilizados en redes monofásicas o montados entre fases de redes trifásicas, es de 110 V. Para los transformadores monofásicos destinados a ser montados entre fase y tierra en las redes trifásicas, en los cuales la tensión primaria nominal es la tensión nominal de la red dividida por 3 , la tensión secundaria nominal es 110 / 3 V con el fin de conservar el valor de relación de transformación nominal. Relación de transformación real: Es el cociente entre la tensión primaria real y la tensión secundaria real. Relación de transformación nominal: Es el cociente entre la tensión primaria nominal y la tensión secundaria nominal. Error de tensión: Error que el transformador introduce en la medida de una tensión y que proviene del hecho de que la relación de transformación real no es igual a la relación de transformación nominal. Dicho error viene expresado por la fórmula: Error de tensión % = kn . US - Up . 100 Up Donde: kn es la relación de transformación nominal, Up..es la tensión primaria real, US es la tensión secundaria real correspondiente a la tensión UP en las condiciones de la medida. Error de fase (válido sólo para tensiones senoidales): Es la diferencia de fase entre los vectores de las tensiones primaria y secundaria, con el sentido de los vectores elegido de forma que este ángulo sea nulo para un transformador perfecto. El error de fase se considera positivo cuando el vector de la tensión secundaria está en avance sobre el vector de la tensión primaria. Se expresa habitualmente en minutos, o en centirradianes. 22 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Clase de precisión: Designación aplicada a un transformador de tensión cuyos errores permanecen dentro de los límites especificados para las condiciones de empleo especificadas. Con ella se designa el error máximo admisible que el TT puede introducir en la medición de potencia operando con su Un primaria y la frecuencia nominal. Carga: Admitancia del circuito secundario, expresada en Siemens, con indicación del factor de potencia. No obstante, la carga se expresa normalmente por la potencia aparente, en VA. absorbida con un factor de potencia especificado y bajo la tensión secundaria nominal. Carga de precisión: Valor de la carga en la que están basadas las condiciones de precisión. Potencia de precisión: Valor de la potencia aparente en VA, con un factor de potencia especificado, que el transformador suministra al circuito secundario a la tensión secundaria nominal cuando está conectado a su carga de precisión. Los valores normales de la potencia de precisión para un factor de potencia de 0,8 son: 10 - 15 - 25 - 30 - 50 -75 -100 150 - 200 -300 - 400 - 500 VA. Los valores preferentes son los que están en cursiva. Frecuencia nominal: Valor de la frecuencia en la que serán basadas todas las especificaciones y que será de 50 Hz. Placa de características. Los transformadores de tensión deben llevar una placa de características, indeleble, en la que deben figurar, las siguientes indicaciones según norma IEC 60186. ¾ Nombre del constructor o cualquier otra marca que permita su fácil indicación. ¾ Número de serie y designación del tipo. ¾ Tensiones nominales primaria y secundaria en voltios. ¾ Frecuencia nominal en Hz. ¾ Potencia de precisión y clase de precisión correspondiente. ¾ Tensión más elevada de la red. ¾ Nivel de aislamiento nominal. Identificación de bornes. Los bornes de los arrollamientos primario y secundario deben poder ser identificados con fiabilidad. Para ello, en la norma IEC 60185, sección 8 se indica el criterio a seguir para su nomenclatura, siendo aquellos bornes que empiecen con las letras mayúsculas A, B, C y N los de los arrollamientos primarios, y con idénticas letras, pero minúsculas a, b, c, y n los de los arrollamientos secundarios. Las letras A, B y C definen bornes terminales totalmente aislados y la letra N el borne terminal a ser conectado a tierra, siendo su aislación menor que la de los otros terminales. Las letras da y dn identifican terminales de bobinados destinados a suministrar una tensión residual. Todos los terminales identificados con A, B, C, y a, b, y c deben tener la misma polaridad en el mismo instante. 23 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Las identificaciones son aplicables a transformadores monofásicos y también a conjuntos de ellos montados como una unidad y conectados como un transformador de tensión trifásico o a un transformador de tensión trifásico que tenga un núcleo magnético común para las tres fases. En las figuras a continuación se visualizan los diferentes casos. Fig. 1.- Transformador monofásico con bornes primarios totalmente aislados y un solo secundario. Fig. 2. - Transformador monofásico con un borne primario neutro de aislación reducida y un solo secundario. Fig. 3.- Transformador trifásico de un solo secundario. Fig. 4.- Transformador monofásico con dos secundarios. Fig. 5.- Transformador trifásico con dos secundarios. Fig. 6.- Transformador monofásico con un secundario de tomas múltiples. Fig. 7.- Transformador trifásico con un secundario de tomas múltiples. 24 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Fig. 8.- Transformador monofásico con dos secundarios de tomas múltiples. Fig. 9.- Transformador monofásico con un secundario de tensión residual. Fig. 10.- Transformador trifásico con un secundario de tensión residual. Condiciones de Servicio. Los transformadores son apropiados para su empleo bajo las siguientes condiciones de servicio, según IEC 60186. ¾ Temperatura ambiente. Temperatura máxima Valor máximo de la media en 24 horas ¾ 40 °C 30 °C Temperatura mínima. Transformadores para interiores Transformadores para intemperie ¾ Humedad relativa del aire. Transformadores para interiores Transformadores para intemperie ¾ - 5 °C - 25 °C hasta 70 % hasta 100 % Altitud. Hasta 1.000 m sobre el nivel de mar. ¾ Condiciones atmosféricas. Atmósferas que no están altamente contaminadas. 25 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc ¾ Sistemas de puesta a tierra. Neutro aislado. Neutro a tierra a través de una bobina de extinción. Neutro efectivamente puesto a tierra. a) Neutro efectivamente puesto a tierra. b) Neutro a tierra a través de una resistencia o reactancia de valor bastante bajo. Los fabricantes deben ser informados si las condiciones, incluso aquellas bajo las cuales los transformadores serán transportados, difieren de las especificadas arriba. Clasificación de los transformadores de tensión. La clasificación principal de los transformadores de tensión se basa en el destino o utilización del transformador distinguiéndose los siguientes tipos: Transformadores de tensión para medida: Son los concebidos para alimentar equipos de medida. Una de sus características fundamentales es que deben ser exactos en las condiciones normales de servicio. El grado de exactitud de un transformador de medida se mide por su clase o precisión, la cual nos índica en tanto por ciento el máximo error que se comete en la medida. La norma IEC especifica que la clase o precisión debe mantenerse cuando la tensión que se aplica en el arrollamiento primario se encuentre comprendida en un rango que va del 80 al 120 % de la tensión primaria nominal, asimismo también debe mantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del transformador esté comprendida entre el 25 y el 100 % de la carga nominal y con un factor de potencia de 0,8 inductivo. Las clases de precisión normales para los TT monofásicos para medidas son: 0,1 – 0,2 – 0,5 – 1,0 – 3,0 Transformadores de tensión para protección: Son aquellos destinados a alimentar relés de protección. Si un transformador va a estar destinado para medida y protección, se construye normalmente con dos arrollamientos secundarios, uno para medida y otro para protección, compartiendo el mismo núcleo magnético, excepto que se desee una separación galvánica. Por esta razón, en la norma IEC, se exige que los transformadores de protección cumplan con la clase de precisión de los transformadores de medida. Límites de error de tensión y de ángulo de fase. El error de tensión y de defasaje a la frecuencia nominal no debe superar los valores de la tabla V de la IEC. Clase de precisión 0,1 0,2 0,3 1,0 3,0 Clases de Precisión de los Transformadores de Tensión. Límites de Error de Angulo de error Angulo de error en tensión tensión % en minutos centirradianes 0,8 – 1,2 Un ±0,1 ±5 ±0,15 0,8 – 1,2 Un ±0,2 ±10 ±0,30 0,8 – 1,2 Un ±0,3 ±20 ±0,60 0,8 – 1,2 Un ±1 ±40 ±1,20 1 Un ------±3 26 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Requerimientos adicionales para transformadores de tensión para protección. Todos los TT destinados a protección deben cumplir con alguna de las clases de precisión definidas en la tabla anterior, y además deben ser de una de las clases de precisión definidas en el párrafo 30.1 de la IEC Las clases de precisión normales de TT para protección son “3P” y “6P”, y los mismos límites de error de tensión y de defasaje son normalmente aplicables tanto al 5% de la Un como a la tensión correspondiente al factor de tensión nominal. A 2% de la Un, los límites de error son llevados al doble de aquellos válidos al 5% de la Un. Clases de Precisión de los Transformadores de Tensión para Protección. Clase de Error de Angulo de error en Angulo de error en precisión tensión % minutos centirradianes 3P ±3,0 ±120 ±3,5 6P ±6,0 ±240 ±7,0 El error de tensión y de ángulo de fase a la frecuencia nominal no deben sobrepasar los valores de la tabla a 5% de la Un y al producto de la Un por el factor de tensión nominal (1,2 – 1,5 ó 1,9) y para toda carga comprendida entre el 25% y el 100% de la carga nominal con un factor de potencia 0,8 inductivo. Clasificación de Ensayos. Los ensayos especificados en la norma IEC son clasificados como ensayos de tipo, ensayos de rutina y ensayos especiales. Ensayos de tipo. ¾ Calentamiento. ¾ Tensión de impulso de rayo. ¾ Tensión de impulso de maniobra. ¾ Tensión aplicada a frecuencia industrial bajo lluvia para los transformadores de intemperie. ¾ Determinación de errores. ¾ Capacidad resistida al cortocircuito. Ensayos de rutina. ¾ Verificación de la identificación de los bornes terminales. ¾ Tensión aplicada a frecuencia industrial sobre los bobinados secundarios. ¾ Tensión aplicada a frecuencia industrial entre secciones del bobinado secundario. ¾ Tensión aplicada a frecuencia industrial sobre el bobinado primario. ¾ Medida de descargas parciales. ¾ Determinación de errores. 27 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Ensayos especiales. ¾ Tensión de impulso de rayo con onda cortada. 6.4.3. Transformadores combinados de corriente y de tensión. Los transformadores combinados de medida son unidades para servicio exterior que contienen en su interior un transformador de intensidad y un transformador de tensión inductivo. En la figura se puede apreciar el corte transversal de un transformador de medida combinado de la firma Alsthom 1. Diafragma. 2. Cubierta. 3. Nivel de aceite. 4. Bornes primarios. 5. Bobinado primario transformador de corriente. 6. Bobinado secundario transformador de corriente. 7. Aislación de papel aceite. 8. Aceite aislante. 9. Aislador de porcelana. 10. Bobinado secundario transformador de tensión. 11. Bobinado primario transformador de tensión. 12. Grampas de fijación del aislador. 13. Caja de terminales secundarios. 14. Base metálica. Su aplicación es, por lo tanto, la misma que la de los aparatos de que consta; separar del circuito de alta tensión los instrumentos de medida, contadores, relés, etc... y reducir las corrientes y tensiones a valores manejables y proporcionales a las primarias originales. El transformador de corriente consta de uno o varios núcleos con sus arrollamientos secundarios dentro de una caja metálica que hace de pantalla de baja tensión y sobre la que se coloca el aislamiento de papel - aceite, pantalla de alta tensión y arrollamiento 28 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc primario (pasante o bobinado). El conjunto está en la parte superior y los conductores secundarios descienden dentro de un borne/a condensadora aislada con papel - aceite y formada por pantallas distribuidoras del campo. Las partes activas del transformador de corriente están encerradas en una cabeza de aluminio. El transformador de tensión va colocado en la parte inferior. Los arrollamientos son de diseño antirresonante lo que proporciona a los aparato un correcto comportamiento tanto a frecuencia industrial como ante fenómenos transitorios de alta frecuencia. El conjunto está herméticamente sellado con un compensador metálico que absorbe las variaciones de volumen de aceite. 6.4.4. Transformadores de tensión capacitivos. Los transformadores de tensión vistos hasta ahora basan su funcionamiento en la inducción de una tensión en bornes del arrollamiento secundario a partir de un campo magnético variable generado por el arrollamiento primario, es decir, son transformadores inductivos. Cuando se ha de trabajar con tensiones nominales elevadas, iguales o superiores a 220 kV se pueden y suelen utilizarse transformadores de tensión capacitivos. Estos transformadores se componen básicamente de un divisor de tensión capacitivo consistente en varios condensadores conectados en serie, contenidos dentro de aisladores huecos de porcelana, con el fin de obtener una tensión intermedia. En este punto de acceso a la tensión intermedia del divisor de tensión se conecta un transformador de tensión intermedia, igual que uno inductivo, a través de una inductancia que compensa la reactancia capacitiva del divisor. El transformador puede tener 1, 2 ó 3 secundarios de utilización según los casos y modelos. En la figura se puede apreciar un esquema básico de un transformador de tensión capacitivo: donde U1 es la tensión en el lado primario, Ui tensión intermedia, U2 tensión en el lado secundario, C1 y C2 condensadores del divisor de tensión, Li inductancia de compensación, TTi transformador de tensión intermedia, y Z la impedancia que representa la carga. Este tipo de transformador se puede u t i l i z a r exactamente igual que un transformador de tensión inductivo, con la salvedad de que en este caso se presentan otros factores 29 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc que afectan a la precisión del mismo, como por ejemplo, variaciones de frecuencia, variaciones de temperatura y estabilidad en el tiempo. La respuesta de un transformador de tensión capacitivo en régimen transitorio no es tan rápida como la de un transformador inductivo, por lo que no se recomienda su utilización cuando las exigencias de las protecciones sean las de unas respuestas rápidas por parte del transformador de tensión. Sin embargo, aparte de su utilización para medida y protección, los transformadores de tensión permiten utilizar la línea de alta tensión para comunicación y telemando dada su especial capacidad para la sintonización de ondas portadoras de alta frecuencia. 1. Manómetro de presión de aceite. 2. Unidades condensadoras. 3. Aceite aislante. 4. Aislador de porcelana. 5. Sello. 6. Diafragma elástico para expansión de aceite. 7. Tanque. 8. Circuito de amortiguamiento contra efectos ferrorresonantes. 9. Transformador inductivo de media tensión. 10. Caja de terminales secundarios, N y terminales de alta frecuencia. 11. Inductancia serie. Borne de A.T. y manómetro. Transformador capacitivo de tensión, marca GEC ALSTHOM, tipo CCV. 30 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Estos transformadores permiten la medición de altas tensiones y la transmisión de ondas portadoras desde 30 a 500 kHZ. Trabajan simultáneamente como un transformador de tensión y un capacitor de acoplamiento de onda portadora. Construcción. El capacitor de alta tensión y el capacitor intermedio están constituidos por varios elementos capacitivos conectados en serie. Cada elemento está hacho de papel celulósico altamente purificado o papel – polipropileno y hojas de aluminio formando electrodos. Los elementos son ensamblados para formar una unidad dentro del aislador de porcelana. Cada unidad es secada por temperatura y vacío, y luego impregnada con aceite dieléctrico seco y desgasificado. El sello del aceite es asegurado por juntas de goma sintética, las cuales no son afectadas por el aceite o la polución ambiente. Un diafragma elástico, de acero inoxidable, permite la expansión del aceite dentro del aislador a una presión constante dentro del rango de variaciones de temperatura. Los componentes electromagnéticos, que incluyen el transformador de media tensión y la inductancia en serie, están alojados en un tanque herméticamente sellado y lleno de aceite aislante. Esta parte electromagnética está equipada con dispositivos que la protegen de sobretensiones y efectos ferro resonantes. La caja de terminales de baja tensión está montada sobre un lateral del tanque o cuba. Las conexiones están hechas sobre una placa de resina epoxy que contiene los terminales secundarios, N, los terminales de alta frecuencia (HF), los terminales de tierra y los porta fusibles y fusibles secundarios. Accesorios opcionales como resistencia de calefacción, y equipamiento para onda portadora se instalan dentro de la misma caja de bornes terminales. Tanque. Caja de terminales de baja tensión. El transformador de tensión capacitivo estará compuesto de uno o varios unidades capacitivas dependiendo del nivel de tensión donde prestara servicio. El aislador es fijado al tanque por medio de una brida metálica la cual es adherida a la porcelana. Este tipo de montaje otorga una alta resistencia mecánica a los esfuerzos de sismicidad. 31 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Circuito eléctrico. Dónde: A: Borne primario de A.T. C1: Capacitor de A.T. C2: Capacitor de M.T. 1. Transformador de M.T. 2. Inductancia de compensación. 3. Inductancia de choque para la onda portadora. 4. Descargador. 5. Circuito amortiguador ferro resonante. 6. Borne terminal de HF. 7. Borne terminal de tierra N de A.T. 8. Borne terminal de tierra secundario. 9. Caja de bornes de baja tensión. 10. Interruptor de tierra. 11. Borne de tierra del tanque. 12. Resistencia calefactora. Fusibles (F) del arrollamiento secundario o interruptores miniatura. Accesorios para portadora de HF 13. Interruptor de tierra de HF. 14. Descargador de sobretensión. 15. Bobina. 6.4.5. Transformadores de instrumentos no convencionales. El aumento de tensión en el transporte de energía hace que los niveles de aislamiento, seguridad y características mecánicas sean cada vez más exigentes. Todo esto ha conducido a la búsqueda de nuevos modelos de transformadores de instrumentos que den una respuesta adecuada a los problemas planteados. A diferencia de los transformadores convencionales, estos aparatos se basan generalmente en efectos ópticos o electromagnéticos de muy baja potencia para medir la corriente y la tensión, y llevan una electrónica encargada de transformar esas medidas en datos digitales (normalmente) o en señales analógicas de baja potencia (± 5 V). Debido al avance en el desarrollo de los microprocesadores, hoy en día casi todos los equipos de medida y protección son digitales, por ello se puede enviar los datos de las medidas de una red eléctrica (corriente y tensión), mediante un determinado protocolo de comunicaciones. 32 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Estos nuevos transformadores. tienen la ventaja principal del aislamiento entre la Alta Tensión y tierra, pues tan solo es necesario una fibra óptica por el interior de un aislador (normalmente se usan aisladores sintéticos), por donde viaja la información de la señal medida en la Alta Tensión. Después, una electrónica situada en la caseta de relés prepara toda la información para enviarla a los equipos de medida y protección. También en algunos casos. existe una electrónica en la Alta Tensión que transforma la señal medida en datos digitales para que sean transmitidos por la fibra óptica hasta la electrónica situada en la caseta de relés. Los transformadores electrónicos tienen un tamaño mucho menor que los convencionales. A continuación se exponen las principales alternativas tecnológicas que se están utilizando en los nuevos transformadores de instrumentos no convencionales. Transformadores de corriente. En los últimos años se han desarrollado alternativas válidas al transformador convencional, a través de una serie de metodologías diferentes de captación de corrientes. Las principales son las siguientes: ¾ Transformadores ópticos que utilizan el efecto Faraday. ¾ Transformadores convencionales con salida óptica. ¾ Transformadores que utilizan anillos de Rogowsky. Transformadores ópticos que utilizan el efecto Faraday. El efecto Faraday consiste en la rotación del plano de polarización de la luz por la acción de un campo magnético. El ángulo de rotación dependerá de la intensidad del campo magnético y de la longitud que recorra la luz polarizada: ØF = V ∫ H.dl Siendo: ØF = ángulo de rotación. V = constante de Verdet característica propia del material óptico y dependiente de la temperatura y de la frecuencia de la señal luminosa. H = intensidad del campo magnético. l = longitud recorrida por la señal luminosa bajo la acción de la inducción magnética. Donde: A: Luz polarizada incidente. B: Rotación del plano del polarización. C: Cristal óptico. D: Luz polarizada transmitida. El esquema de un captador óptico por efecto Faraday es el de la siguiente figura 33 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Si el elemento sensor se corresponde con un cristal óptico de constante de Verdet elevada (vidrio FLINT, etc.) el captador se denomina extrínseco. En el caso de utilizar fibra óptica como elemento sensor, el captador recibe el nombre de intrínseco. Uno de los aspectos más críticos de los sistemas de medida basados en el efecto Faraday es el control preciso de los ángulos de polarización de la luz incidente y la transmitida. Otro es la influencia en el estado de polarización de la luz de factores como la temperatura, reflexiones en las caras del cristal, influencia de las otras fases, y en el caso de la fibra óptica, de imperfecciones en la sección. Transformadores convencionales con salida óptica. Consiste en la utilización de un transformador de corriente tradicional al que se añade una salida óptica que sustituye a la salida por cables, de tal forma que se mantienen las ventajas tanto de la tecnología convencional como de las nuevas tecnologías ópticas. El transformador de corriente que se usa con esta metodología puede diferir del diseño de un transformador de corriente normal para Alta Tensión. En primer lugar el transformador de corriente no necesita aislamiento de Alta Tensión. En segundo la carga es constante (y consume muy poca potencia) pudiéndose reducir las dimensiones del núcleo, e incluso utilizar núcleos de otros materiales (o de aire para obtener una buena respuesta en altas frecuencias). Donde: A : Transformador de corriente. B : Carga. C : Conductor circuito de alta tensión. D : Fibra óptica. Se emplea una electrónica que produce una salida óptica digital, compuesta básicamente por un circuito CMOS de baja potencia y un diodo óptico. El diodo óptico realiza dos funciones: por una parte transmite los pulsos luminosos en que se codifica la medida efectuada, y por otra actúa como receptor de la energía luminosa que es enviada desde la parte de Baja Tensión, transformándola en energía eléctrica utilizada para alimentar al resto de la 34 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc electrónica situada en la parte de alta tensión. Debido a que se utiliza una codificación digital para la transmisión de la señal la fibra óptica no tiene por qué ser de muy alta calidad. Mientras se pueda detectar las señales procedentes de la fibra la transmisión no degradará la precisión de la medida. El error está por lo tanto completamente determinado por el transductor. Sólo el transductor necesita ser calibrado. Si tiene lugar una avería, es posible sustituir cualquiera de los componentes del sistema (transductor, fibra y unidad de interface) sin recalibración. Transformadores que utilizan anillos de Rogowsky. El anillo de Rogowsky es un arrollamiento helicoidal flexible con hilo de retorno axial. Su funcionamiento es equivalente al de un transformador convencional pero con núcleo no magnético. Su sensibilidad a la inducción magnética es, por lo tanto, mucho menor. Esto se soluciona elevando el número de espiras utilizado en el secundario. La tensión en bornes del anillo de Rogowsky es proporcional a la variación de la intensidad en el conductor Vr = S dI/dt Donde: S = sensibilidad del anillo. Vr = tensión inducida en bornes del anillo. Aunque este método es conocido desde principios del siglo XX no ha tenido aplicación en sistemas eléctricos de medida debido principalmente a su alta impedancia de salida lo que lo hace susceptible al ruido, proporcionando una escasa potencia de salida. Además, para dar una réplica de la corriente primaria es necesario un integrador. Sin embargo, el anillo de Rogowsky presenta la ventaja de ser enteramente lineal ya que no existe material magnético que saturar. Los problemas de ruido pueden ser corregidos mediante apantallamientos electromagnéticos adecuados. El anillo puede ser de tamaño reducido y tiene poco peso. Transformadores de tensión. Los transformadores de medida de tensión no convencionales desarrollados en los últimos años están basados en dos filosofías de diseño: ¾ Transformadores que utilizan el efecto Pockels. ¾ Transformadores que utilizan un divisor capacitivo y salida óptica. 35 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Transformadores que utilizan el efecto Pockels. El efecto Pockels consiste en la rotación del plano de polarización de la luz por la acción de un campo eléctrico. El ángulo de rotación viene representado por la siguiente expresión: ϕ = (2π/ λ0) no3 k v Donde: λ0 : longitud de onda de la señal luminosa en el vacío. no : índice de refracción normal de la luz. K : constante electroóptica de proporcionalidad. v : tensión eléctrica. En la figura tenemos: A : Luz polarizada incidente. B : Rotación del plano del polarización. C : Tensión de control. D : Cristal óptico. E : Luz polarizada transmitida. El efecto Pockels se produce solamente en cristales desprovistos de centros de simetría tales como los óxidos de bismuto (Bi), de silicio (Si), de litio (Li), de tantalio (Ta),... Además de la rareza de los materiales empleados, estos captadores presentan piezo electricidad e influencia de la temperatura que pueden distorsionar la medida. La estructura de un captador por efecto Pockels es la siguiente: A : Cristal óptico. B : Lentes. C : Polarizador. D : Electrodo. E : Retardador de ¼ de longitud de onda. F : Analizador. G :Transmisión óptica. 36 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Transformadores que utilizan un divisor capacitivo y salida óptica. Esta metodología es la más sencilla y utilizada. Su principio se basa en el empleo de una serie de condensadores para dividir la tensión. El captador se sitúa en una zona de baja tensión proporcional a la de la línea. Circuitos electrónicos se encargan de codificar esta señal de baja tensión en pulsos luminosos digitales para que la transmisión sea inmune a radiaciones electromagnéticas y el ruido. Presentan como ventajas principales una alta linealidad y una buena respuesta de frecuencia. Donde: A : Conversión eléctrica a óptica. B : Fibra óptica. ________________________________________________________________________ Sistemas Ópticos para Medición de Tensión y Corriente. (Aplicación de los Efectos Faraday y Pockels) El desarrollo de transductores ópticos pasivos utilizados como sensores de voltaje y corriente en aplicaciones de medición y protección en alta tensión ha evolucionado rápidamente en los últimos años. Sistemas de medición y protección basados en esta tecnología han sido instalados en sistemas eléctricos desde 115 hasta 550 kV en los Estados Unidos, Canadá, Alemania y Chile. Actualmente las compañías suministradoras de energía eléctrica pueden aprovechar las ventajas ofrecidas por esta tecnología. Sus dimensiones compactas, menor peso, precisión en un rango amplio ofrecen una alternativa atractiva en el diseño de subestaciones modernas. El primer sistema de medición de corriente basado en un Transductor Magneto - Óptico de Corriente (MOCT) fue instalado en 1986 en la compañía Tennessee Valley Authority, en los EE.UU. El MOCT es ahora una solución viable y disponible comercialmente para instalaciones de medición de corriente para aplicaciones en alta tensión hasta 765 kV. En 1995, el primer sistema de medición basado en un Transductor Electro - Óptico de Tensión (EOVT) fue manufacturado y suministrado para su instalación en el campo. El rápido desarrollo del EOVT en los pasados años lo ha convertido en una solución atractiva para los requerimientos de medición de voltajes en aplicaciones de alta tensión. En 1996, las tecnologías del MOCT y el EOVT fueron combinadas en una Unidad Óptica de Medición (OMU) monofásica. Esta unidad proporciona una nueva solución para medición combinada de corriente y tensión. Los procesos de desregulación de la industria eléctrica que están en marcha en varios países del mundo, han hecho necesaria la adición de instalaciones de medición, con el fin de posibilitar la facturación de intercambios de energía en puntos de interconexión y generación. La tecnología óptica de medición de voltaje y corriente ofrece ventajas de tamaño, peso y funcionamiento con respecto a los transformadores convencionales 37 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc El MOCT basa su operación en el efecto de Faraday. La presencia de un campo magnético modula la intensidad de un haz de luz polarizada, cuando éste se propaga a través de un material ópticamente activo. Dependiendo del material seleccionado, es necesario corregir la señal, considerando el rango lineal de este efecto y las variaciones introducidas por la temperatura. En aplicaciones de medida, el MOCT satisface y excede la clase de precisión 0,2 según la norma IEC 60185 para un amplio rango de corrientes desde 5 A hasta 4.000 A como equipo estándar. Para aplicaciones de protección, se pueden obtener corrientes de falla típicas de hasta 100 kA linealmente. En aplicaciones simultaneas de medida y protección las corrientes nominales de falla será especificada como un múltiplo, típicamente 60, de la corriente nominal. La Figura 1 muestra la operación del sensor óptico del MOCT el cual es un sensor pasivo. La luz es emitida por un diodo emisor de luz (LED) en el módulo electrónico y transmitida al sensor a través de un cable de fibra óptica. La luz se polariza a la entrada del sensor y su intensidad es modulada por el campo magnético al propagarse en una trayectoria cerrada alrededor del conductor. A continuación, la luz retorna al módulo electrónico, donde la intensidad de luz modulada es procesada para generar una señal de salida de tensión o corriente analógica, proporcional a la corriente que pasa a través del sensor. TRANSFORMADOR DE CORRIENTE ÓPTICO ABB Figura 1 38 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Figura 2 La Figura 2 muestra el arreglo básico del sistema MOCT en una estación. El sistema completo se compone de los sensores ópticos localizados del lado de alta tensión, aisladores de material compuesto (caucho de silicona) que soportan al sensor óptico y proporcionan una transición para el cable de fibra óptica entre el potencial de la línea y tierra, además de un cable de fibra óptica que transmite la luz hasta el cuarto de control de la estación, donde se localiza el módulo electrónico. El uso de una fibra óptica multimodo entre el sensor y el módulo electrónico permite transmitir la señal a mayores distancias. El cable se aloja en conductos o conduits. Las primeras versiones del sistema MOCT proporcionaban una señal analógica de salida de bajo voltaje. Esta señal es una representación exacta de la corriente fluyendo a través de las barras de la estación. El sistema MOCT puede satisfacer necesidades de detección de corriente para niveles de medición o protección en una gran variedad de aplicaciones. Beneficios importantes del sistema MOCT son: Rangos amplios para medición de corrientes desde un nivel de 4.000 amperios hasta menos de 5 amperios. Precisión de medición IEC clase 0,2 sobre el rango completo de medición. Reproducción precisa de la forma de onda de corriente hasta 100 kA efectivos. No hay requerimientos de aceite o gas en el sistema de aislamiento. Mayor seguridad sin mecanismos que puedan causar fallas o secundarios abiertos. Diseño mas compacto y liviano que los equipos tradicionales con aislamiento en base a aceite o SF6. Aislamiento efectivo de medidores y relevadores electrónicos de los efectos de sobretensiones generadas por descargas atmosféricas. Debido a que el equipo representa una carga cero, puede alimentar múltiples medidores y relevadores. Evita problemas de ferro resonancia asociados con equipos cuya construcción incluye un núcleo magnético saturable. 39 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc Por ser ligero, el MOCT puede adaptarse a una gran variedad de diferentes posiciones de montaje, ya sea invertido, horizontal o en ángulo. El Transductor Opto Eléctrico de Tensión EOVT opera usando una variación del efecto electro óptico de Pockels denominado Celda de Cuadratura de Pockels. Este efecto de Pockels es el nombre del principio físico que describe como un campo eléctrico puede modular el estado de polarización de la luz a medida que esta pasa a través de un material transparente. La configuración usada por el EOVT puede ser descrita como dos celdas longitudinales de Pockels dentro del mismo cristal. Cada celda representa un plano óptico por el cual se propaga un haz de luz polarizado, la celda de cuadratura de Pockels se muestra en la Figura 3. El haz de luz pasa a través de un polarizador, luego el haz se divide en dos. Un haz pasa por una placa de onda que produce un desfasamiento de + 45° mientras que el otro haz pasa por una placa de onda que produce un desfasamiento de - 45°. Como consecuencia cada haz de luz queda desfasado con respecto al otro en 90° y se dice que ambas señales de luz están en cuadratura. Si se aplica un voltaje entre los extremos del cristal, el campo eléctrico presente en el cristal produce una modulación en la frecuencia de la luz. Cuando la luz se ha propagado de un extremo a otro del cristal, dicha modulación representará la integral de la intensidad del campo eléctrico, es decir, la tensión aplicada al cristal. La tensión aplicada se reconstruye digitalmente a partir de estas dos señales en cuadratura. Esto se hace por medio de un procesador digital que considera el número de ciclos de la señal y reconstruye la forma de la tensión utilizando porciones de la señales que son una representación lineal de la tensión senoidal aplicada. Figura 3 40 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc En resumen, el sensor electro óptico reproduce la forma de la onda de tensión y mide la tensión al integrar el campo eléctrico a lo largo del camino de la señal óptica. El EOVT no necesita de un divisor de tensión, por lo que su precisión no es afectada por la presencia de objetos metálicos como en el caso de divisores capacitivos tradicionales. La Figura 4 muestra el diagrama completo del montaje óptico usando el concepto de cuadratura de la celda de Pockels. En un extremo del cristal el haz de luz es reflejado de regreso a través del cristal por medio de un prisma y es recogido en el otro extremo. Esto permite localizar las fibras y elementos ópticos en el extremo a tierra del EOVT, facilitando el montaje óptico. Este arreglo de doble trayectoria resulta una modulación óptica doble como la celda tradicional de Pockels. Figura 4 El módulo electrónico del EOVT provee la luz al cristal por medio de un diodo emisor de luz (LED) y recibe la luz modulada a través de un fotodiodo PIN. Dicho módulo consiste de dos unidades de procesamiento, una analógica y la otra digital y un convertidor digital a analógico (D/A) para producir la señal de salida. El módulo es acoplado al cristal a través de fibras ópticas. Los electrodos son usados para aplicar la tensión de línea a través del cristal que es bastante largo para soportar la tensión de línea plena. El módulo electrónico del EOVT proporciona una tensión nominal de salida de 120 Vca en proporción a la tensión de línea a tierra aplicada a través del sensor. La precisión de medición excede la Clase 0.3 de acuerdo a la norma ANSI C57 y la clase 0.2 de acuerdo IEC 60186 con una cargabilidad de 75 VA. Esta tensión nominal de salida estándar le permite al EOVT operar con medidores y relevadores electrónicos. Los sensores pasivos del EOVT están localizados entre el potencial de línea y tierra, contenidos en el interior de los aisladores huecos de material compuesto (hule de silicona) El volumen interior está aislado en un ambiente presurizado en SF6 que provee la rigidez dieléctrica necesaria para la tensión de línea a tierra. 41 de 43 MODULO II - 5 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTOS.doc El sistema tipo OMU fue desarrollado para proveer un aparato de medición óptico combinado pasivo de tensión y corriente, el cual pueda ser conectado a medidores y protecciones en estaciones de alta tensión. El OMU combina los dos sensores pasivos vistos el MOCT y el EOVT. El elemento sensor óptico de corriente MOCT es montado en la parte superior del aislador de alta tensión en una caja de protección, mientras que el sensor óptico de tensión se encuentra alojado en un ambiente sellado relleno de SF6. Las conexiones entre los sensores MOCT y EOVT en el OMU y los módulos electrónicos en la sala control son vía fibra óptica. 42 de 43 COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DEL ESTADO DE PUEBLA A.C. Módulo IV Transformadores de Instrumento 05-06 JULIO - 2023 PRÁCTICA 1 PRÁCTICA: PRUEBA DE TRANSFORMADOR DE CORRIENTE TIPO PEDESTAL 2 Contenido INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 3 OBJETIVOS ..................................................................................................................................... 3 OBJETIVOS GENERALES .............................................................................................................. 3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................................................. 3 MATERIALES Y EQUIPO POR UTILIZAR ............................................................................................ 4 DESARROLLO ................................................................................................................................. 5 PRUEBA RELACIÓN DE CORRIENTE RTS ....................................................................................... 5 PRUEBA DE SATURACIÓN ........................................................................................................... 7 PRUEBA DE POLARIDAD ............................................................................................................. 9 CONCLUSIÓN ............................................................................................................................... 10 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................................................................................................... 11 3 INTRODUCCIÓN En esta práctica veremos pruebas que se aplica a los TC de medición clase C y a los TC de protección clase T. Como la prueba de polaridad, de relación de corriente y de saturación, para poder comprender valores normalizados en los Tc para sus compresión y análisis de estado de TC. En un sistema eléctrico de potencia el equipo de medición y protección es sumamente importante, dentro de los elementos más importantes encontramos a los Tc que pueden ser de clase C y Testo debido por su construcción y utilización. Estos reducen la corriente en función de su relación de transformación sin Alterar la frecuencia, la forma de onda ni el Angulo entre fase, es el elemento que aísla la alta tensión para alimentar a los devanados de baja tensión y baja corriente, se realizan las siguientes pruebas para saber datos importante y análisis de estado de estos elementos OBJETIVOS OBJETIVOS GENERALES Ejecutar las pruebas de relación de transformación de corriente(RTC), saturación y polaridad. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Identificar las características de las pruebas Conocer la polaridad correcta de un TC. Comprender y realizar la curva de saturación Identificar valores normalizados mediante pruebas. 4 MATERIALES Y EQUIPO POR UTILIZAR 1. TC 25/5 2. Polímetro 3. Fuente de corriente 2 1 3 Fig. 1.- Materiales y equipo de trabajo 5 DESARROLLO PRUEBA RELACIÓN DE CORRIENTE RTC Los TC para protecciones se clasifican mediante 2 símbolos C O T C indica que la relación de transformación puede ser calculada T indica que la relación de transformación puede ser determinada mediante Pruebas Los Tc tipo c cubren los Tc de medición tipo dona o boquilla. Los Tc tipo T cubre la mayoría de los TC tipo devanado. Lo primero que se hizo en esta práctica fue elaborar un circuito representativo Fig. 2.- Circuito para prueba RTC Como se puede observar en la figura 2, nuestro circuito primario se denota por su color negro, mientras que el circuito secundario se puede apreciar de color rojo. Una vez que se dibujó el circuito, el siguiente paso fue hacer las conexiones con el equipo físico y con ayuda del profesor se montó el circuito mostrado en la figura 2. A continuación, se muestran las conexiones del equipo eléctrico, el cual representa un circuito básico de protecciones. 6 Fig. 3.- Circuito para prueba de RTC Se realizaron la prueba de relación de corriente en el primario y secundario del TC, se registró en el polímetro los valores siguientes Después de corroborar que todas las conexiones estuvieran correctas, lo siguiente que se hizo fue operar la fuente variable, para ello se tuvo que seleccionar únicamente el RTC, se prende la fuente y una vez prendida se comienza a variar, observando que en el polímetro las corrientes primarias y secundarias cambian. Fig 4.- Mediciones en el polímetro Fig 4.- Valores obtenidos de la prueba RTC 7 Con esto comprobamos la relación de 25/5 que se ve en la placa de dato del TC PRUEBA DE SATURACIÓN La carga normalizada es la carga máxima que soporta el TC sin rebasar el % error admisible La carga normalizada ( ) Fig. 5.- Valores de designación de carga tipo borden Prueba de saturación de corriente realizada en clase. Fig. 6.- Prueba de saturación de corriente 8 La prueba consta de aplicar voltaje en el secundario para medir la corriente, con este valor podemos obtener la curva de saturación donde podemos verificar clase de tipo de TC y carga normalizada. Fig. 6.- Valores de obtenidos Fig. 7. Circuito de prueba de saturación de corriente Curva de saturación de TC 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0.0028 0.0333 Fig. 8.- Curva de saturación 0.0442 0.0769 0.178 9 9 PRUEBA DE POLARIDAD En esta prueba se aplica un pulso momentáneo de voltaje de DC de un valor pequeño y se mide en el secundario con un voltímetro para saber si la polaridad es correcta debe ser un valor (+) en el voltímetro, con esto nos asegura que la polaridad P1 Y S1 son las correctas. Fig. 9.- Circuito de prueba de polaridad Fig. 10.- Circuito realizado en clase La prueba fue acertada con valores _______, nos asegura que la polaridad es en P1 Y S1. 10 CONCLUSIÓN La prueba de TC nos sirve para poder obtener valores y observar su funcionamiento del TC. Los valores obtenidos son relación de corriente, prueba de saturación y marcas de polaridad, la obtención de la relación de corriente en los transformadores de corriente depende de la clase de TC la clase C(Medición) se puede calcular, pero las clases T (protección) deben de ser por prueba debido a la saturación y forma de núcleo. La prueba de saturación nos sirve para observa tendencias de la marca de rodillo con la que podemos consultar valores normados por la IEC60044-1 para la carga normalizadas (B.01, B.02, B.05) en este caso y por la tensión del secundario, podemos obtener otro valor que es importante que es la clasificación de precisión dado el tipo de TC, C10, C20, T10, T20 dando un ejemplo. Por último, la importancia de la conexión de los TC en el devanado primario y secundario para poder observar donde entra y sale la corriente, lo debemos hacer por las reglas de polaridad, físicamente la obtenemos por la prueba de polaridad que se hace una manera que obtenemos si es que la conexión es correcta un valor positivo en el voltímetro. Al conocer estas pruebas obtenemos valiosas pruebas para analizar y clasificar TC tanto de medición como de protección para su indicada manipulación, implementación y compresión. COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DEL ESTADO DE PUEBLA A.C. Módulo IV Transformadores de Instrumento 05-06 JULIO - 2023 PRÁCTICA 2 PRÁCTICA: PRUEBAS A TRANSFORMADORES DE CORRIENTE TIPO DONA. Introducción El contenido en el presente documento tiene como finalidad reportar la práctica número tres “Pruebas a transformador de corriente tipo dona” realizada en el laboratorio de electricidad de la materia de protecciones de sistemas eléctricos impartida por el Maestro Carlos Moran Ramírez, dicha práctica tiene la importancia de complementar y fortalecer el conocimiento impartida en el salón de clases. Las pruebas a realizadas al trasformador de corriente son la prueba de relación de transformación, de saturación y polaridad, estas pruebas son importantes para conocer si el trasformador de corriente se encuentra en óptimas condiciones para su uso, es decir, si el equipo es seguro y confiable. Durante el desarrollo de la práctica estas pruebas que son necesarias para el equipo T.C. que tiene que ser realizadas por personal capacitado y bajo supervisión, en este caso por el Maestro Carlos Moran Ramírez que dirige y supervisa la práctica. Si el TC no pasa satisfactoriamente las tres pruebas es poco confiable para su uso en circuitos y el personal que interactúa con él propio equipo. Para este reporte se realizaron las tres pruebas a un TC 500/5. 4 El transformador tipo dona, no contiene devanado primario. Este transformador tiene un hueco a través del aislamiento secundario. El conductor es pasado a través de este hueco y actúa como si fuera el primario del transformador. Cuando hablamos de versatilidad, nos referimos al hecho de que se trata de un equipo que puede ser ubicado cerca del punto generador de potencia o cerca del punto de recepción eléctrica, lo anterior se debe al hecho de que es posible minimizar los circuitos de baja tensión y alta intensidad con los correspondientes ahorros en pérdidas y conexiones de una baja tensión. Figura 1 TC tipo dona 5 Práctica 3 Pruebas a trasformadores de corriente tipo dona (TC´s). Objetivo general Realizar las pruebas de relación, saturación y polaridad a un Objetivos específicos • Llevar a cabo la correcta utilización de herramientas eléctricas. • Realizar correctamente las conexiones según el circuito. • Identificar e interpretar los resultados obtenidos duran las pruebas. • Concluir si el TC es confiable y seguro tras las pruebas realizadas. Equipo requerido • Equipo portátil para prueba de TC • Transformador de alta carga • Polímetro Dranetz • Transformador de corriente tipo dona 500/5 • Cables de conexión • Desarmadores, pinzas Resultados esperados Las tres pruebas realizadas confirman que el TC se encuentra en óptimas condiciones. 6 Prueba de relación de transformación Para la prueba de relación de transformación se conecta como se muestra el circuito mostrado en la figura 2. Figura 2 Circuito de prueba de relación de transformación. Colocando de izquierda a derecha, el equipo portátil para prueba de TC (figura 3), continuamos con el polímetro y transformador de corriente presentes en la figura 4. Figura 3 Equipo portátil para prueba de TC 7 Figura 4 Polímetro y transformador de corriente Terminando de ordenar los equipos según el diagrama procedemos a realizar las primeras conexiones, las cuales son: alimentar el equipo portátil para prueba de TC mediante un tomacorriente de 127 Volts ( el equipo portátil funciona en esta prueba como fuente de corriente), es importante que las conexiones del equipo portátil hacia el TC sean las marcadas en RTC para realizar la prueba indicada, conectar la banana positiva al polímetro en serie hacia el TC para medir la corriente de prueba (Ip) en el lado primario del TC, es importante que se realiza un embobinado de 10 vueltas con el conductor alrededor del TC; se realiza la conexión del lado secundario del TC al polímetro para medir la corriente de salida (Is) del lado secundario del TC, como se muestra en la figura 5. Recordemos que el TC es de 500/5, que es lo mismo que 100/1 la cual es la relación de transformación que debe de cumplir al hacer la prueba con diferentes valores de corriente, como se muestra en la tabla 1. 8 Figura 5 Conexión del TC Ip Tabla de resultados Prueba de RTC Is Is medida en Polímetro Tabla 1 Resultados en prueba de relación de transformación. Resultados de prueba de RTC Los resultados de la prueba realizada fueron exitosos, lo podemos observar en la tabla ya que la relación de 500/5 se cumple en la corriente de salida en el lado secundario del TC cumple con la relación indicada por el equipo de medición. Prueba de saturación Para la prueba de saturación se conecta como se muestra el circuito mostrado en la figura 6. 9 Figura 6 Diagrama de prueba de saturación Para esta prueba es necesario que en las terminales del equipo de prueba portátil estén en la etiqueta de saturación, como se observa en la figura7 Figura 7 Conexión de los equipos En esta prueba el equipo de portátil funciona como fuente de voltaje alterna, Solo se ocupa el lado secundario del TC, el lado primario no se ocupa, como se muestra en la figura 8, en la figura 13 se muestra la selección de voltaje inyectado al TC con la perilla del equipo portátil. 10 Figura 8 Selección de voltaje en prueba de saturación. En la tabla 2 se muestra la tabla de los valores probados para la prueba de saturación. Tabla de resultados Prueba de Saturación Vs en V. Is en mA. Tabla 2 Resultados de la prueba de saturación En la figura 9 se muestra una de las lecturas obtenidas durante la prueba. Figura 9 Medición en la prueba de saturación 11 En la figura 10, se muestra la gráfica de saturación, donde se puede observar que su punto de saturación empieza al llegar a los valores de 30 Volts. Gráfica de la prueba de saturación 200 180 Corriente de salida Is 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0 5 10 15 20 25 30 35 Voltaje de entrada Vs Figura 10 Gráfica de la prueba de saturación Resultados de la prueba de saturación Los resultados fueron los esperados como nos anticipo el maestro y se observar al graficar y en los valores de la tabla 2, que efectivamente en los valores cercanos a 30 voltios se empieza a saturar el TC. Prueba de polaridad Para la prueba de polaridad se conecta como se muestra el circuito mostrado en la figura 11. Figura 11 Diagrama de prueba de polaridad 12 Para realizar esta prueba, el equipo portátil de prueba debe estar la zona indicada como se muestra en la figura 12, donde la fuente de voltaje es de CD simulando un batería que alimenta el lado primario del TC, se conectan las terminales secundarias del TC en las terminales de la unidad portátil donde se encuentra un lector de aguja en mV, esta prueba consiste si las polaridad del TC conectadas según el cableado son las correctas el aguja del lector se moverá hacia la derecha Indicando que el lado primario P1 y el lado secundario S1 son las correctas, de lo contrario la aguja se moverá a la izquierda indicado polaridad sustractiva, es decir no están polaridad los primario y secundario. Figura 12 Prueba de polaridad Resultados Los resultados obtenidos son los correctos, ya que al realizar la prueba la aguja del lector se movió hacia la derecha demostrando que se encuentran en polaridad. 13 Conclusiones Las tres pruebas realizadas al transformador de corriente de polaridad, saturación y relación de transformación cumplieron con el objetivo e indicando que el TC se encuentra en buenas condiciones demostrando confiabilidad y seguridad al usarlo, así como el aprender a realizar dichas pruebas de suma importancia bajo las medidas de seguridad correctas. Referencias [1] C. Russell, El arte de la ciencia de protección por relevadore, JOHN WILEY & SON, INC [2] J. Zapata E. Mejía. Coordinación de relés de sobre corriente en sistemas enmallados utilizando programación lineal [3] Apuntes de Protecciones de sistemas eléctricos 14 COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DEL ESTADO DE PUEBLA A.C. Módulo IV Transformadores de Instrumento 05-06 JULIO - 2023 PRÁCTICA 3 PRÁCTICA: PRUEBAS A TRANSFORMADOR DE POTENCIAL. 2 Contenido INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 3 OBJETIVOS ........................................................................................................................................... 5 MATERIALES Y EQUIPO POR UTILIZAR ................................................................................................ 6 DESARROLLO ....................................................................................................................................... 7 CONCLUSIÓN ....................................................................................................................................... 9 3 INTRODUCCIÓN Como los valores de voltaje y corriente existentes en el sistema eléctrico de potencia son demasiado grandes, su medida no se puede hacer en forma directa. Es por esto por lo que, se usan los transformadores de medida que reproducen una imagen proporcional, de la magnitud eléctrica del sistema potencia, y además sirven para aislar los circuitos secundarios (equipos de control, protección y medida) de los altos voltajes de los circuitos primarios; suministran a los equipos mencionados con valores apropiados de corriente y voltaje (generalmente de 1A a 5A para las bobinas de corriente y 120 V para las bobinas de voltaje. El comportamiento de los transformadores de medición durante y después de la ocurrencia de una falla es crítico en la protección eléctrica puesto que los errores de señal en los “TM” pueden causar mala operación de los relevadores. Además, factores tales como los periodos de saturación y de transitorios deben ser tenidos en cuenta al seleccionar el TM apropiado. Cuando solo las magnitudes de corriente y de voltaje son requeridas para operar un relevador, la dirección relativa del flujo de corriente en los devanados del TM no es importante. sin embargo, la polaridad debe tenerse en cuenta cuando los relevadores comparan la suma o la diferencia de las corrientes. De acuerdo con [1], Se utilizan dos tipos de transformadores de voltaje para fines de protección de relés: (1) el "transformador de potencial de instrumento", denominado simplemente "transformador de potencial". (2) el "dispositivo de potencial de capacitancia". Un transformador de potencial es un transformador convencional que tiene devanados primario y secundario. El devanado primario está conectado directamente al circuito de potencia ya sea entre dos fases o entre una fase y tierra, dependiendo de la clasificación del transformador y de los requisitos de solicitud. Un dispositivo de potencial de capacitancia es un equipo transformador de voltaje que usa un divisor de voltaje de capacitancia conectado entre fase y tierra de un circuito de potencia. Si bien, [2] nos explica que: Los sistemas de protección para sistemas de potencia están diseñados como componentes de control del sistema con la inteligencia inherente para realizar las funciones de control requeridas. La mayoría de los equipos de retransmisión involucrado en esta función es relativamente pequeña y está montado en paneles de relés de bajo voltaje en un edificio de control. Esto hace que el equipo de relé sea conveniente y seguro para trabajar con calibración y pruebas También requiere que las corrientes y tensiones utilizadas en los propios 4 relés debe transformarse de niveles de transmisión a niveles de voltaje más bajos apropiados para la seguridad y comodidad del personal. Esta transformación se logra por medio de transformadores de corriente. (CT's) y transformadores de potencial o voltaje (VT's), que se denominan colectivamente como "transformadores de instrumentos". Estos transformadores están aislados para el primario apropiado nivel de tensión del sistema y con corrientes y tensiones secundarias que coincidan con los valores nominales del aparato de relevos. Es importante mencionar que en los TP el voltaje del devanado secundario debe ser proporcional al voltaje del devanado primario. Para obtener esto, los TP son diseñados de tal manera que las caídas de voltaje en los devanados sean pequeñas y la densidad de flujo en el núcleo este por debajo del valor de saturación así que la corriente de magnetización es pequeña; en esta forma, la impedancia de magnetización es obtenida y es prácticamente constante sobre el rango de voltaje requerido. El voltaje secundario es de 115 o 120 V con los valores línea-neutro correspondientes. La mayoría de los relevadores de protección tienen voltajes nominales de 120 o 69 V, dependiendo de si su conexión es línea-línea o línea-neutro. A continuación, se enlistan algunas características generales de los TP: Los TP tienen las siguientes finalidades: • Aislar el circuito secundario (baja tensión) del circuito primario (alta tensión). • Reproducir lo más fielmente posible en el circuito secundario los efectos transitorios y de régimen permanente aplicados al circuito primario. • Entregar en el secundario, un voltaje proporcional al voltaje primario a una potencia máxima dada en VA y dentro de ciertos errores límites especificados. • Estar capacitados para sostener una carga de 10 veces su potencia nominal sin exceder los valores críticos de temperatura. • El devanado primario se conecta en paralelo con el sistema en conexión fase-fase para tensiones menores de 34.5 kV; para tensiones mayores es fase-tierra según las necesidades. 5 OBJETIVOS OBJETIVOS GENERALES • Efectuar la prueba de RTP a un TP, 120/14400 V OBJETIVOS ESPECÍFICOS • • • • Identificar las partes fundamentales de un TP. Conocer las conexiones de un TP. Comprobar los valores calculados con los obtenidos. Saber manipular el programa PowerDB. 6 MATERIALES Y EQUIPO POR UTILIZAR 1. 2. 3. 4. TP Polímetro Caja portatil para pruebas Laptop software DB 4 1 3 Fig 1.- Materiales y equipo de trabajo 2 7 DESARROLLO Lo primero que se hizo en esta práctica fue elaborar un circuito de prueba en nuestro cuaderno de trabajo. Fig 2.- Circuito básico de protecciones Como se puede observar en la figura 2, nuestro circuito primario se denota por su color azul, mientras que el circuito secundario se puede apreciar de color verde. Una vez que se plasmó el circuito y se comprendió, ahora el siguiente paso fue hacer las conexiones con el equipo físico y con ayuda del profesor se montó el circuito mostrado en la figura 2. A continuación, se muestran las conexiones del equipo eléctrico, el cual representa la conexión de un TP, donde el lado primario se conecta al polímetro y el lado secundario a la fuente. Fig 3.- Circuito de prueba de un TP 8 Después de corroborar que todas las conexiones estuvieran correctas, lo siguiente que se hizo fue inyectar 1 Volt a través del software DB y cuando corríamos el programa en el polímetro nos mostraba el voltaje en el lado primario que correspondía a 120 V. Se hizo el mismo procedimiento para los valores de 2,3,4,5 30 V en el lado del secundario y se anotaron los voltajes obtenidos, cabe mencionar que también se calculo teóricamente. En seguida, se muestra la tabla de resultados Voltaje Inyectado Vsecundario Cálculo del Voltaje Primario Vprimario Fig4.- Tabla de resultados Voltaje primario obtenido Vprimario 9 CONCLUSIÓN El equipo ha concluido que es de gran ayuda saber cómo realizar la prueba de RTP a un TP, pues en el campo laboral se trabajará con pruebas de este tipo, además de que complementa el estudio y análisis de dispositivos tales como la fuente, el polímetro y la utilización del software DB.