Manual Módulo IV Transformadores de Instrumento

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.
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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.
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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.
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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
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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.
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Rev
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ESPECIFICACIÓN
CFE VE100-13
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE PARA SISTEMAS CON TENSIONES
NOMINALES DE 0.6 kV A 400 kV
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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.
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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.
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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:
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Rev
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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.
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Rev
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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
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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.
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ESPECIFICACIÓN
CFE VE100-13
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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.
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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
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ESPECIFICACIÓN
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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
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ESPECIFICACIÓN
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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.
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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).
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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).
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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.
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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-
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.