NMX-J-285-ANCE-2013: Transformadores Subterráneos - Especificaciones

NORMA
NORMA MEXICANA ANCE
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
TRANSFORMADORES TIPO PEDESTAL MONOFÁSICOS Y
TRIFÁSICOS PARA DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEA ESPECIFICACIONES
NMX-J-285-ANCE-2013
SINGLE PHASE AND THREE PHASE PAD-MOUNTED TRANSFORMERS FOR UNDERGROUND
DISTRIBUTION SYSTEMS - SPECIFICATIONS
La presente norma fue emitida por la Asociación de Normalización y Certificación, A. C., "ANCE" y aprobada
por el Comité de Normalización de la ANCE, "CONANCE", y por el Presidente del Consejo Directivo de
ANCE.
La entrada en vigor de esta norma será 60 días naturales después de la publicación de su declaratoria de
vigencia en el Diario Oficial de la Federación.
Esta norma es de aplicación nacional.
CONANCE
Publicación de la Declaratoria de Vigencia
en el Diario Oficial de la Federación:
28 de octubre de 2013
Cancela a la
NMX-J-285-ANCE-2005
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
Editores Técnicos:
Ing. Dan Emmanuel Romero Altamirano
Ing. Manuel Aleris Flores Díaz
Derechos Reservados 
Asociación de Normalización y Certificación, A. C.
Av. Lázaro Cárdenas No. 869,
Fracc.3, esq. Con Júpiter,
Col. Nueva Industrial Vallejo.
C.P. 07700, México D.F.
ENERO 2013
__________________________________________
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
ESTRUCTURA DE CONANCE
PRESIDENTE
VICEPRESIDENTE
SECRETARÍA
TÉCNICA
VOCALIAS
COMITÉS TÉCNICOS
DIRECCIÓN GENERAL
DE NORMAS
CT 14 TRANSFORMADORES
CÁMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS
ELÉCTRICAS
CT 20 CONDUCTORES
SUBCOMITÉS
SC
GT s
14 LA
TS, MP, TM, PC
SC 20 A
SC 20 B
SC 20 D
SC 20 E
Alta tensión
Baja tensión
Conectadores
Accesorios para conductores eléctricos
aislados de energía
AM, CA
GT’s
COMISIÓN FEDERAL
DE ELECTRICIDAD
SC 23 A
SC 23 B
SC 23 C
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD
LAPEM
CT 23 ACCESORIOS ELÉCTRICOS
(ARTEFACTOS ELÉCTRICOS)
INSTITUTO DE INVESTIGACIONES
ELÉCTRICAS
SC 23 F
SC 23 G
SC 23 H
SC 23 J
GT 23
Sistemas de conducción de cables
Clavijas , receptáculos e interruptores
Sistemas de configuraciones de clavijas y
receptáculos
Interruptores automáticos y equipo similar
para uso en electrodomésticos
Dispositivos de conexión
Acopladores para aparatos
Clavijas y receptáculos tipo industrial
Interruptores para aparatos
Artefactos eléctricos –Reglas generales
SC 23 E
UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA
DE MÉXICO
CT 32 FUSIBLES
SC 32 A
SC 32 B
Alta tensión
Baja tensión
INSTITUTO POLITÉCNICO
NACIONAL
CT 34 ILUMINACIÓN
SC 34 A
SC 34 B
SC 34 C
SC 34 D
Lámparas
Portalámparas
Balastros
Luminarios
CT 61 SEGURIDAD EN APARATOS
ELECTRODOMÉSTICOS Y SIMILARES
SC 61 A
SC 61 B
SC 61 F
GT 61 D
Enseres mayores
Enseres menores
Herramientas eléctricas portátiles
Aire acondicionado
CT 64 INSTALACIONES ELÉCTRICAS Y
PROTECCIÓN CONTRA CHOQUE
ELÉCTRICO
GT 64 A
GT 64 B
GT 64 C
Abreviaturas, símbolos y vocabulario
Especificaciones y mediciones
Protección contra choque eléctrico
CT 77 COMPATIBILIDAD
ELECTROMAGNÉTICA
GT 77 A
GT 77 B
GT 77 D
Fenómeno de baja frecuencia
Fenómeno de alta frecuencia
Radio interferencia
CT CONTROL Y DISTRIBUCIÓN
INDUSTRIAL (CDI)
SC CDI A
SC CDI B
SC CDI C
SC CDI D
SC CDI E
SC CDI F
SC CDI G
GT’s
Reglas generales
Arrancadores y contactores
Centros de control de motores
Envolventes para equipo eléctrico
Desconectadores
Interruptores automáticos
Tableros de baja tensión
TMT, ET, TT
CT PRODUCTOS Y ACCESORIOS PARA
INSTALACIONES ELÉCTRICAS (PIE)
GT PIE B
GT PIE G
SC PIE H
Áreas peligrosas
Máquinas rotatorias
Pararrayos
CONFEDERACIÓN DE CÁMARAS
NACIONALES DE COMERCIO, SERVICIOS Y
TURISMO
COMISIÓN NACIONAL PARA EL USO
EFICIENTE DE LA ENERGÍA
PROCURADURÍA FEDERAL
DEL CONSUMIDOR
CÁMARA NACIONAL DE
COMERCIO
CÁMARA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE
TRANSFORMACIÓN
FEDERACIÓN DE COLEGIOS DE INGENIEROS
MECÁNICOS Y ELECTRICISTAS DE LA
REPÚBLICA MEXICANA
COLEGIO DE INGENIEROS MECÁNICOS
ELECTRICISTAS
ASOCIACIÓN NACIONAL DE FABRICANTES
DE APARATOS DOMÉSTICOS
CT COORDINACIÓN DE
AISLAMIENTO,GENERACIÓN,
TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN (CTG)
SC CTG A
Coordinación de aislamiento
SC CTG B
Sistemas de control de centrales generadoras
SC CTG C
Aisladores
SC CTG E
Capacitores
SC CTG F
Sistemas de desconexión y su control en
media y alta tensión
GT CTG D
Apartarrayos
GT CTG G
Controladores en media tensión
GT CTG H
Técnicas de pruebas en alta tensión
ASOCIACIÓN MEXICANA DE EMPRESAS DEL
RAMO DE INSTALACIONES PARA LA
CONSTRUCCIÓN
GRUPOS DE TRABAJO
GT MS
GT EE
GT EL
GT PB
GT EMS
GT ER
Máquinas para soldar
Equipos electromédicos
Equipos para laboratorios
Pilas y baterías
Sistemas de Gestión de Energía
Energías Renovables
i
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NMX-J-285-ANCE-2013
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
PREFACIO
Esta Norma Mexicana fue elaborada a través del Comité de Normalización de la Asociación de
Normalización y Certificación, A. C., CONANCE, comité integrado con base en los términos de la Ley
Federal sobre Metrología y Normalización para elaborar, aprobar y revisar Normas Mexicanas, en el marco
de los principios de representatividad, equilibrio y consenso.
De acuerdo con el procedimiento operativo del CONANCE, el consenso es el acuerdo general caracterizado
por la ausencia de oposición sustentada sobre aspectos relevantes por cualquier parte afectada
directamente, después de un proceso de análisis para considerar los puntos de vista de todas las partes
involucradas y de reconciliación de los argumentos en conflicto.
Asimismo cumple con los términos que establecen la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, el
Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la NMX-Z-013/1-1977, la Guía ISO/IEC 2 y
la Guía ISO/IEC 7.
La presente Norma Mexicana fue desarrollada por el GT 14 A – Transformadores de distribución del Comité
Técnico 14 - Transformadores, perteneciente a CONANCE, con base en un sistema de gestión, principios,
métodos y procedimientos. Durante el proceso de consenso se contó con aportaciones, comentarios y
sugerencias de las empresas e instituciones siguientes:
-
AMBAR ELECTROINGENIERÍA.
-
CÁMARA NACIONAL DE MANUFACTURAS ELÉCTRICAS.
-
CONFEDERACIÓN DE CÁMARAS NACIONALES DE COMERCIO, SERVICIOS Y TURISMO.
-
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD.
-
CONTINENTAL ELECTRIC.
-
COOPER POWER SYSTEMS.
-
EQUIPOS ELÉCTRICOS DE BAJA CALIFORNIA.
-
INDUSTRIAS IEM.
-
PROLEC-GE.
-
PROCOBRE.
-
SCHNEIDER ELECTRIC MEXICO.
-
VOLTRAN/WEG.
-
ZETRAK.
ii
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ÍNDICE DEL CONTENIDO
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
Página
1
OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN ...................................................................................... 1
2
REFERENCIAS .............................................................................................................................. 1
3
DEFINICIONES............................................................................................................................... 1
4
CLASIFICACIÓN ............................................................................................................................ 2
4.1
4.2
5
CONDICIONES DE SERVICIO ...................................................................................................... 3
5.1
5.2
6
En función de su aplicación ............................................................................................. 2
En función del sistema de disipación de calor ................................................................ 3
Condiciones normales de servicio ................................................................................... 3
5.1.1
Frecuencia........................................................................................................ 3
5.1.2
Temperatura ambiente ..................................................................................... 3
5.1.3
Altitud de operación ......................................................................................... 4
5.1.4
Efecto de la altitud en el incremento de la temperatura .................................. 4
5.1.5
Operación a tensiones mayores que la nominal .............................................. 4
5.1.6
Lugar de instalación ......................................................................................... 4
Condiciones especiales de servicio ................................................................................ 5
ESPECIFICACIONES ..................................................................................................................... 5
6.1
6.2
6.3
6.4
Eléctricas ......................................................................................................................... 5
6.1.1
Capacidad nominal .......................................................................................... 5
6.1.2
Capacidad de las derivaciones ........................................................................ 5
6.1.3
Tensiones nominales ....................................................................................... 5
6.1.4
Tensiones de las derivaciones ......................................................................... 6
6.1.5
Designación de las tensiones nominales de los devanados ........................... 6
6.1.6
Niveles de aislamiento y valores de pruebas dieléctricas ............................... 8
6.1.7
Corriente de excitación y su tolerancia ..........................................................10
6.1.8
Eficiencia, pérdidas en vacío, pérdidas totales y sus tolerancias ..................10
6.1.9
Impedancia y su tolerancia ............................................................................11
6.1.10 Relación de transformación y su tolerancia ...................................................11
6.1.11 Polaridad, desplazamiento angular, secuencia de fases y designación de
terminales y boquillas terminales ...................................................................12
Térmicas .......................................................................................................................18
6.2.1
Límites de incremento de temperatura al 100% de carga .............................18
6.2.2
Sobrecargas permisibles ................................................................................19
Construcción interna ......................................................................................................19
6.3.1
Conductor de los devanados .........................................................................19
6.3.2
Aislamiento de conductores ...........................................................................19
6.3.3
Puntos de unión .............................................................................................19
6.3.4
Conexión del núcleo al tanque .......................................................................19
6.3.5
Marcado de terminales ...................................................................................20
6.3.6
Líquido aislante ..............................................................................................20
Mecánicas......................................................................................................................20
6.4.1
Construcción del tanque ................................................................................20
6.4.2
Registro de mano ...........................................................................................21
6.4.3
Preservación del líquido aislante ...................................................................22
6.4.4
Aditamentos para palanqueo y deslizamiento ...............................................22
6.4.5
Aditamentos para levantar .............................................................................23
6.4.6
Construcción del gabinete ..............................................................................24
6.4.7
Recubrimiento anticorrosivo del transformador .............................................30
iii
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NMX-J-285-ANCE-2013
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
6.10
6.11
7
6.4.8
Tornillería .......................................................................................................30
6.4.9
Dimensiones de los transformadores ............................................................30
Accesorios .....................................................................................................................31
6.5.1
Accesorios para conexión a tierra ..................................................................31
6.5.2
Cambiador de derivaciones ...........................................................................34
6.5.3
Boquillas de baja tensión ...............................................................................35
6.5.4
Boquillas de media tensión ............................................................................36
6.5.5
Soportes para conectores tipo codo ..............................................................37
6.5.6
Seccionadores................................................................................................38
6.5.7
Indicadores .....................................................................................................38
6.5.8
Válvulas, dispositivo para drenaje y muestreo, conexiones para filtro prensa
y para prueba de hermeticidad ......................................................................39
6.5.9
Válvula de alivio de sobrepresión ..................................................................40
6.5.10 Placa de datos................................................................................................40
6.5.11 Dato estarcido de la capacidad ......................................................................43
6.5.12 Identificación y marcado de boquillas ............................................................43
6.5.13 Identificación y marcado de accesorios .........................................................43
6.5.14 Placa de datos de accesorios ........................................................................43
6.5.15 Señales preventivas de riesgo .......................................................................44
6.5.16 Conexiones para el embarque hechas por el fabricante ...............................44
Protecciones ..................................................................................................................44
6.6.1
Fusibles de expulsión y limitador de corriente de cobertura parcial ..............44
6.6.2
Fusibles limitadores de corriente de cobertura completa ..............................44
6.6.3
Fusible de expulsión y de aislamiento ...........................................................45
6.6.4
Interruptor térmico o termomagnético para baja tensión ...............................45
6.6.5
Indicador de falla ............................................................................................45
Cortocircuito...................................................................................................................45
Valores de nivel de ruido ...............................................................................................45
Pruebas aplicables, métodos de prueba y muestreo ....................................................46
6.9.1
Pruebas aplicables .........................................................................................46
6.9.2
Métodos de prueba ........................................................................................47
6.9.3
Muestreo ........................................................................................................47
Embalaje .......................................................................................................................47
Instructivo técnico ..........................................................................................................47
CONSIDERACIONES PARA DISMINUCIÓN DEL RIESGO .......................................................47
APÉNDICE A (NORMATIVO) PRUEBA DE COMPATIBILIDAD EN LAS JUNTAS (EMPAQUES) DE
MATERIAL ELASTOMÉRICO Y EL ACEITE MINERAL .......................................................49
9
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................52
10
CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES ..........................................................52
APÉNDICE B (INFORMATIVO) ADHERENCIA DEL ACABADO EN EL TANQUE ...................................53
APÉNDICE C (INFORMATIVO) CARACTERÍSTICAS DE LOS EMPAQUES ............................................54
APÉNDICE D (INFORMATIVO) RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS ................................................55
APÉNDICE E (INFORMATIVO) MÉTODO DE PRUEBA QUE AVALA EL DESEMPEÑO MECÁNICO DEL
GABINETE ..............................................................................................................................56
APÉNDICE F
(INFORMATIVO) PRUEBA DE HERMETICIDAD POR EL MÉTODO DE CAÍDA DE
PRESIÓN .................................................................................................................................63
APÉNDICE G (INFORMATIVO) EFICIENCIA MÍNIMA PARA TRANSFORMADORES MAYORES QUE
500 KVA ..................................................................................................................................64
iv
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
TRANSFORMADORES TIPO PEDESTAL MONOFÁSICOS Y TRIFÁSICOS PARA DISTRIBUCIÓN
SUBTERRÁNEA - ESPECIFICACIONES
SINGLE PHASE AND THREE PHASE PAD-MOUNTED TRANSFORMERS FOR UNDERGROUND
DISTRIBUTION SYSTEMS - SPECIFICATIONS
1
OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma Mexicana establece los requisitos de seguridad y funcionamiento que se aplican a los
transformadores de frente muerto tipo pedestal, para operación a 60 Hz, monofásicos hasta 167 kVA y
trifásicos hasta 2 500 kVA, para sistemas de distribución subterránea, autoenfriados en líquido aislante, para
utilizarse con conectores aislados separables en media tensión y para conectarse en sistemas de hasta 34
500 V con conexión estrella.
2
REFERENCIAS
Para los fines de esta Norma Mexicana es indispensable aplicar las normas que se listan a continuación, o
las que las sustituyan, ya que constituyen disposiciones de esta Norma Mexicana:
NMX-H-026-1986
Roscas métricas ISO - Tolerancias, principios y datos básicos.
NMX-H-004-SCFI-2008
Industria siderúrgica - Productos de hierro y acero recubiertos con cinc
(galvanizados por inmersión en caliente) - Especificaciones y Métodos de
prueba.
NMX-J-116-ANCE-2005
Transformadores de
Especificaciones.
NMX-J-123-ANCE-2008
Aceites minerales aislantes para transformadores - Especificaciones,
muestreo y métodos de prueba.
NMX-J-169-ANCE-2004
Transformadores y autotransformadores de distribución y potencia - Métodos
de prueba.
NMX-J-234-ANCE-2008
Aisladores - Boquillas de extra alta, alta y media tensión de corriente alterna
- Especificaciones y métodos de prueba.
NMX-J-404-1980
Conectores aislados separables tipo codo para 15, 25 y 35 kV.
NMX-J-409-ANCE-2003
Transformadores - Guía de carga de transformadores de distribución y
potencia sumergidos en aceite.
3
distribución
tipo
poste
y
tipo
subestación
DEFINICIONES
Para el propósito de esta norma se establecen las definiciones siguientes:
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-
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
3.1
temperatura de referencia del transformador: suma del incremento de temperatura promedio
del devanado más 20 °C.
3.2
transformador: dispositivo eléctrico, que por inducción electromagnética transfiere energía
eléctrica de uno o más circuitos, a uno o más circuitos a la misma frecuencia y que transforma los valores de
tensión y corriente.
3.3
transformador de frente muerto: aquel que no tiene partes vivas expuestas dentro de la
sección de media tensión, cuando éste está energizado.
3.4
transformador tipo pedestal: conjunto formado por un transformador con un gabinete
integrado, en el cual se incluyen accesorios para conectarse a sistemas de distribución subterránea; este
conjunto se destina para instalarse en un pedestal y servicio a la intemperie.
3.5
transformador para conexión en sistemas de alimentación radial: aquel que se equipa con
una terminal de media tensión por fase.
3.6
transformador para conexión en sistemas de alimentación en anillo: aquel que se equipa
con dos terminales de media tensión por fase.
3.7
transformador para clima cálido: aquel que se utiliza en clima cálido y que se diseña para un
incremento de temperatura de 55 °C en los devanados, con capacidad térmica de los aislamientos para
65 °C.
NOTA – Véase 5.1.2.
3.8
transformador tipo pedestal para clima tipo costa o de alta contaminación: aquel que el
tanque y gabinete se fabrican con acero al carbón con recubrimiento metalizado o acero inoxidable.
4
CLASIFICACIÓN
4.1
En función de su aplicación
Los transformadores tipo pedestal, se clasifican según su aplicación en:
a)
Transformador para conexión en sistemas de alimentación radial; y
b)
Transformador para conexión en sistemas de alimentación en anillo.
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
4.2
En función del sistema de disipación de calor
Los transformadores se clasifican de acuerdo con el sistema de enfriamiento. Para transformadores
inmersos en líquido aislante, la identificación se expresa por un código de cuatro letras como se describe a
continuación:
a)
b)
Primera letra: Medio de enfriamiento interno
1)
O: aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de ignición menor o
igual que 300 °C;
2)
K: líquido aislante con punto de ignición mayor que 300 °C.
Segunda letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento interno
N: flujo natural o de termosifón a través del equipo de enfriamiento y las bobinas;
c)
Tercera letra: Medio de enfriamiento externo
A: aire;
d)
Cuarta Letra: Mecanismo de circulación para el medio de enfriamiento externo
N: convección natural.
NOTAS
1
En esta Norma Mexicana, el uso de líquidos aislantes K se consideran sólo por razones de seguridad y
ambientales.
2
Para la clasificación KNAN pueden utilizarse líquidos aislantes de acuerdo con las Normas Mexicanas
NMX-J-572/1-ANCE, NMX-J-572/2-ANCE y NMX-J-628-ANCE.
5
CONDICIONES DE SERVICIO
5.1
Condiciones normales de servicio
5.1.1
Frecuencia
La frecuencia de operación debe ser 60 Hz.
5.1.2
Temperatura ambiente
Los transformadores deben operar correctamente dentro de un intervalo de temperatura ambiente de -5 °C
hasta 40 °C. Asimismo, deben operar a su capacidad nominal siempre y cuando la temperatura máxima del
ambiente sea ≤ 40 °C y la temperatura promedio del ambiente durante cualquier período de 24 h sea ≤ 30 °C
a excepción de los transformadores para clima cálido, donde la temperatura máxima del ambiente
sea ≤ 50 °C y el promedio del ambiente durante cualquier período de 24 h sea ≤ 40 °C.
Se recomienda que la temperatura promedio del aire del medio ambiente, se calcule al promediar las
lecturas de temperatura del ambiente, que se realizan cada hora durante un período de 24 h.
Puede utilizarse el promedio de temperatura máxima y mínima durante el día. Por lo general, el valor que se
obtiene en esta forma es ligeramente mayor que el promedio real diario, pero no es mayor que
0,25 °C.
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5.1.3
Altitud de operación
Los transformadores que se destinan para operar a altitudes de entre 0 m y 1 000 m, deben diseñarse para
una altitud de 1 000 m. Los transformadores que se destinan para operar en altitudes mayores que 1 000 m
y hasta 2 300 m deben diseñarse para una altitud de 2 300 m. Para altitudes mayores debe especificarse y
diseñarse para la altitud que se requiera.
5.1.4
Efecto de la altitud en el incremento de la temperatura
El incremento en la altitud produce disminución en la densidad del aire, lo que a su vez favorece el
incremento de temperatura en los transformadores que dependen del aire para su disipación del calor. Por lo
tanto, debe tomarse en cuenta lo anterior para la operación de los transformadores en las formas que a
continuación se indican:
a)
Operación a capacidad nominal
Los transformadores que se construyen para altitudes de 1 000 m ó 2 300 m, pueden
operarse a capacidad nominal a mayores altitudes, siempre que la temperatura
ambiente promedio máxima no exceda los valores que se especifican en la tabla 1;
b)
Operación a capacidad reducida
Si la temperatura ambiente promedio máxima es mayor que la de los valores que se
indican en la tabla 1, pero sin exceder la temperatura promedio diaria, puede operarse
a capacidad reducida de 0,4 % de la capacidad por cada 100 m en exceso a los
1 000 m ó 2 300 m de altitud, según sea el caso.
TABLA 1.- Temperatura ambiente del aire refrigerante para operación a capacidad
nominal y a diferentes altitudes
Altitud
1 000 m
2 000 m
3 000 m
4 000 m
30
28
25
23
Temperatura ambiente (promedio diario) máximo °C
5.1.5
Operación a tensiones mayores que la nominal
Los transformadores deben operar correctamente bajo las condiciones siguientes:
5.1.6
a)
5 % mayor que la tensión nominal del lado de baja tensión a capacidad nominal en
kVA, sin exceder los límites de incremento de temperatura que se especifican en
6.2.1. Este requisito se aplica cuando el factor de potencia de la carga es igual o
mayor que 80 %;
b)
10 % mayor que la tensión nominal del lado de baja tensión en vacío, sin exceder los
límites de incremento de temperatura que se especifican en 6.2.1; y
c)
Para cualquier derivación a capacidad nominal también se aplican los requisitos
anteriores.
Lugar de instalación
Los transformadores deben diseñarse para servicio a la intemperie. En caso de que el usuario así lo
requiera, los transformadores deben diseñarse para los ambientes siguientes: tipo costa o de alta
contaminación por hidrocarburos, plomo y ozono. Ambos deben instalarse sobre un pedestal sólido.
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5.2
Condiciones especiales de servicio
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
Previo al diseño, deben especificarse las condiciones de servicio distintas de las que se indican en los
párrafos anteriores. Ejemplo de algunas de estas condiciones, son las siguientes:
a)
Temperatura ambiente menor que -5 °C y mayor que 40 °C (véase 5.1.2);
b)
Limitaciones de espacio;
c)
Otras condiciones de operación, dificultades de mantenimiento, desbalance de
tensión, forma de onda deficiente, necesidades especiales de aislamiento; y
d)
Requisitos especiales de seguridad.
6
ESPECIFICACIONES
6.1
Eléctricas
6.1.1
Capacidad nominal
La capacidad nominal de un transformador se especifica en kilovoltampere (kVA) que el devanado
secundario debe suministrar en un tiempo específico (continuo) a su tensión y frecuencia nominales, sin
exceder los límites de temperatura que se indican en 6.2.1 y de acuerdo con la NMX-J-409-ANCE. Las
capacidades nominales preferentes en kVA son las siguientes:
a)
Transformadores Monofásicos:
10 kVA, 15 kVA, 25 kVA, 37,5 kVA, 50 kVA, 75 kVA, 100 kVA, 167 kVA;
b)
Transformadores Trifásicos:
30 kVA, 45 kVA, 75 kVA, 112,5 kVA, 150 kVA, 225 kVA, 300 kVA, 500 kVA, 750 kVA,
1 000 kVA, 1 500 kVA, 2 000 kVA, 2 500 kVA.
6.1.2
Capacidad de las derivaciones
En todas las derivaciones deben obtenerse los kVA de la capacidad nominal.
6.1.3
Tensiones nominales
Las tensiones nominales preferentes de un transformador son las que se indican en la tabla 2.
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
TABLA 2.- Tensiones nominales preferentes para transformadores
Nivel de aislamiento
kV
Tensión
V
1,2
240 / 120
220 Y / 127
460 Y / 265
480 Y / 277
2,5
2 400
5
4 160
8,7
6 600
13 200
15
13 200 YT / 7 620
13 800
19 050
20 000
25
22 860
23 000
33 000 YT / 19 050
NOTA- Las tensiones nominales de media tensión no
corresponden para los accesorios.
6.1.4
Tensiones de las derivaciones
Con base en la tensión nominal, debe cumplirse con lo siguiente:
a)
La cantidad de derivaciones deben ser cuatro, dos arriba y dos abajo;
b)
La diferencia entre las tensiones de las derivaciones extremas, no debe ser mayor que
10 %; y
c)
La diferencia de tensión entre derivaciones adyacentes debe ser 2,5 % de la tensión
nominal.
a menos que se especifique diferente.
6.1.5
Designación de las tensiones nominales de los devanados
La designación de las tensiones nominales de los devanados así como su representación esquemática se
indican en la tabla 3 para transformadores monofásicos y en la tabla 4 para los transformadores trifásicos.
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
TABLA 3.- Designación de las tensiones nominales de los devanados en los
1)
transformadores monofásicos
Diagrama
esquemático
del devanado
Designación
Dato de placa
(ejemplos)
E
23 000
Indica un devanado para conexión delta en un sistema de tensión E.
E/E1 Y
2 400/4 160 Y
Indica un devanado para conexión delta en un sistema de tensión E
o para conexión estrella en un sistema de tensión E1 con el neutro
aislado.
E/E1
ó
E/E YT
19 050/33 000
ó
19 050/33 000 YT
Indica un devanado de tensión E con aislamiento reducido, apto
para una conexión en delta en un sistema de tensión E o en una
conexión estrella en un sistema de tensión E1, con el neutro del
transformador efectivamente conectado a tierra.
E1
33 000
/E
/19 050
Explicación condensada de las designaciones y del diagrama
Indica un devanado con aislamiento reducido en la terminal del
neutro. La terminal del neutro puede conectarse directamente al
tanque (a tierra) para una conexión monofásica o en estrella en un
sistema de tensión E1, con la terminal del neutro del devanado
efectivamente conectado a tierra.
ó
E1 YT/E
ó
33 000 YT/19 050
E/2E
120/240
Indica un devanado para servicio en paralelo, en serie o de tres
hilos.
2E/E
240/120
Indica un devanado para servicio de tensión 2E en dos hilos y a
capacidad completa o de tres hilos a tensión E con la mitad de
capacidad disponible desde el punto medio a cada uno de los
extremos.
VxV12)
120 x 240
Indica un devanado para operación en paralelo o serie solamente
(no para servicio de tres hilos).
1)
Para designación de terminales véase figura 1;
2)
Indica un devanado de dos o más secciones que pueden conectarse en paralelo para obtener la tensión nominal de
V (como se define en las designaciones anteriores), o en serie para obtener la tensión nominal de V 1 (como se
define en las mismas designaciones).
DISPOSICIONES ADICIONALES
Los símbolos
o YT son equivalentes a la expresión estrella con neutro a tierra;
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
TABLA 4.- Designación de las tensiones nominales de los devanados en los
1)
transformadores trifásicos
Diagrama
esquemático del
devanado
Designación
Dato de placa
(ejemplos)
E
13 200
Indica un devanado permanentemente conectado
en delta.
EY
4 160 Y
Indica un devanado permanentemente conectado
en estrella con el neutro aislado.
E1 Y/E
4 160 Y/2 400
E/E1 Y
2 400/4 160 Y
E/E1 Y/E
2 400/4 160 Y/2 400
E1
22 860
/E
o
E1 YT/E
E/E1
o
22 860 YT/13 200
/E
o
E/E1 YT/E
1)
/13 200
13 200/22 860
/13 200
o
13 200/22 860 YT/13 200
Explicación condensada de las designaciones y
del diagrama.
Indica un devanado permanentemente conectado
en estrella con el neutro accesible y con
aislamiento completo.
Indica un devanado para conexión delta a tensión E
o para conexión en estrella a tensión E1 con el
neutro aislado.
Indica un devanado para conexión delta a tensión E
o para conexión en estrella a tensión E1 con el
neutro accesible y con aislamiento completo.
Indica un devanado con aislamiento reducido,
permanentemente conectado en estrella, con el
neutro accesible para conexión a tierra.
Indica un devanado con aislamiento reducido que
puede conectarse en delta para operación a
tensión E, o en estrella con el neutro exterior
conectado efectivamente a tierra para operación en
un sistema de tensión E1.
Para designación de terminales véase figura 2;
DISPOSICIONES ADICIONALES
Los símbolos
o YT son equivalentes a la expresión estrella con neutro a tierra.
6.1.6
Niveles de aislamiento y valores de pruebas dieléctricas
6.1.6.1
Para las terminales del transformador
Su nivel de aislamiento debe corresponder a los niveles de tensión aplicables en las pruebas dieléctricas que
los devanados son capaces de soportar.
Los niveles de tensión de aguante al impulso y los niveles de aislamiento, se indican en la tabla 5.
Los transformadores que se diseñan únicamente para conexión estrella con el neutro a través de una
boquilla, tienen un nivel de aislamiento para las terminales de línea y otro para la terminal del neutro.
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TABLA 5.- Niveles de aislamiento y valores para pruebas dieléctricas
kV
Prueba de
tensión aplicada
(de baja frecuencia
60 Hz)
kV
1,2
2,5
Nivel de
aislamiento
Nivel de tensión de
aguante al impulso
(NBAI) onda plena
1)
Onda cortada
kV cresta
kV cresta
Tiempo mínimo de arqueo µs
10
30
36
1,0
15
45
54
1,5
5,0
19
60
69
1,5
8,7
26
75
88
1,6
15,0
34
95
110
1,8
18,0
40
125
145
2,25
25,0
50
150
175
3,0
1)
No aplica para transformadores monofásicos con el neutro de media tensión conectado directamente a tierra para
la prueba de tensión aplicada.
DISPOSICIONES ADICIONALES
Las tensiones nominales intermedias entre las clases de aislamiento, deben considerarse en la clase de
aislamiento inmediata superior;
Los aparatos con conexión en estrella para operar con el neutro sólidamente a tierra, pueden tener aislamiento
reducido en el neutro, como se especifica en 6.1.6.3.
6.1.6.2
Para transformadores con derivaciones
Los transformadores pueden proveerse de derivaciones para tensiones mayores que la tensión nominal. Se
permite mantener los niveles de aislamiento que se especifican en la tabla 5, siempre y cuando las tensiones
de estas derivaciones no sean mayores que 10 % del nivel de aislamiento correspondiente.
6.1.6.3
Para la terminal del neutro del transformador
Los transformadores que se diseñan únicamente para conexión estrella con el neutro exterior sólidamente
conectado a tierra, pueden tener un nivel de aislamiento en el neutro menor que el de la línea, pero no
menor que el que se especifica en la tabla 6.
TABLA 6.- Nivel de tensión de aguante al impulso mínimo en el neutro
Nivel de aislamiento
kV (eficaz)
Nivel de tensión de aguante al impulso
(NBAI)
kV
1,2
30
2,5
45
5,0
60
8,7
75
15,0
75
18,0
75
25,0
75
El nivel de aislamiento del neutro de un devanado puede diferir del nivel de aislamiento de la boquilla,
cuando el neutro está aislado con el propósito de soportar la tensión de prueba a baja frecuencia que
corresponda al nivel de aislamiento de las terminales de línea.
Los devanados que tengan aislamiento reducido al neutro, deben ser capaces de soportar pruebas de
tensión aplicada que correspondan al nivel de aislamiento del neutro del devanado.
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En cada uno de los casos anteriores, si la boquilla que tiene el neutro no es capaz de soportar las pruebas
de tensión aplicada, el extremo del devanado debe desconectarse para la prueba, o debe suministrarse
aislamiento especial únicamente con propósitos de prueba.
Cuando el aislamiento del neutro sea reducido, los devanados deben ser capaces de soportar una prueba de
tensión inducida entre terminales de línea y tierra, no necesariamente entre línea y neutro. La tensión que se
aplica en esta prueba debe estar de acuerdo con los valores de prueba a baja frecuencia, que se especifican
en la tabla 5, para el nivel de aislamiento de la línea.
Para transformadores monofásicos con un nivel de tensión de aguante al impulso igual o menor que 150 kV,
que tengan en media tensión una terminal permanentemente conectada a tierra, la prueba de tensión
aplicada se valida mediante la prueba de tensión inducida, la cual debe realizarse al aplicar una tensión
entre las terminales del devanado de baja tensión para que en el de media tensión se obtenga una diferencia
de potencial entre la terminal de línea y tierra. El valor de la tensión de prueba inducida debe ser 3,46 veces
la tensión nominal del devanado más 1 000 V, de acuerdo con la tabla 7. Pero en ningún caso la tensión
inducida debe ser mayor que el valor de la tensión de prueba correspondiente al nivel de aislamiento. Para
esta prueba la terminal del neutro debe conectarse a tierra.
TABLA 7.- Tensiones de prueba para transformadores monofásicos con el neutro
de media tensión conectado directamente a tierra
Tensión nominal en media
tensión y conexiones
V
6.1.7
NBAI
kV
Prueba de tensión
inducida
V
13 200 YT / 7 620
95
27 365
22 860 YT / 13 200
125
40 000
33 000 YT / 19 050
150
50 000
Corriente de excitación y su tolerancia
La corriente de excitación, a tensión y frecuencia nominales, debe expresarse en por ciento con respecto a
la corriente nominal de alimentación. Esta no debe ser mayor que 1,5 % para capacidades de hasta
500 kVA. Para capacidades mayores, en caso de requerirse, el usuario debe especificar la corriente de
excitación máxima permisible.
NOTA - Cuando el usuario lo requiera, el exceder la corriente de excitación especificada puede ser criterio de rechazo,
a diferencia del valor garantizado cuyo incumplimiento puede implicar una penalización de parte del usuario. Para este
caso particular, entre los niveles garantizado y especificado aplica una tolerancia.
6.1.8
Eficiencia, pérdidas en vacío, pérdidas totales y sus tolerancias
La eficiencia y los valores de pérdidas se establecen en la regulación nacional vigente. Las pérdidas que se
obtienen durante las pruebas no deben ser mayores que las que se establecen en la regulación nacional
vigente.
En caso que el usuario especifique pérdidas para un transformador o grupo de transformadores, las pérdidas
que se obtienen durante las pruebas no deben ser mayores a las que se especifican más la tolerancia que
se indica en la tabla 8.
NOTA - Véase la regulación nacional vigente NOM-002-SEDE.
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TABLA 8.- Tolerancia máxima para pérdidas en transformadores
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Número de unidades
en un lote
1
2 ó más
Base de determinación
Pérdidas en vacío
Pérdidas totales
1 unidad
10 %
10 %
cada unidad
10 %
10 %
promedio de todas las unidades
0%
0%
Para capacidades mayores que 500 kVA la eficiencia, pérdidas en vacio y pérdidas totales, deben
especificarse por parte del usuario; sin embargo, se recomienda se tome en cuenta lo que se indica en el
Apéndice G.
NOTA - Cuando el usuario lo requiera, exceder las pérdidas especificadas puede ser criterio de rechazo, a diferencia
del valor garantizado cuyo incumplimiento puede implicar una penalización de parte del usuario. Para este caso
particular, entre los niveles garantizado y especificado aplica una tolerancia.
6.1.9
Impedancia y su tolerancia
La impedancia debe expresarse en por ciento a la temperatura de referencia del transformador
(75 °C u 85 °C), según corresponda.
En caso de que el usuario no especifique los valores de impedancia, los transformadores deben cumplir con
los valores que se indican en la tabla 9.
TABLA 9.- Valores límites de impedancia
Tensión del sistema
kV
1)
Impedancia
%
Monofásicos
Trifásicos
eficaz
hasta 167 kVA
hasta 150 kVA
225 kVA a 500 kVA1)
1,2 a 15
1,50 a 3,00
2,00 a 3,00
2,00 a 5,00
25
1,50 a 3,25
2,00 a 3,25
2,75 a 5,50
Para capacidades mayores, éstas deben especificarse por parte del usuario.
La tolerancia de la impedancia de un transformador de dos devanados y con impedancia de 2,5 % o mayor
es de ± 7,5 % del valor de impedancia que se especifica. Cuando el valor de la impedancia es menor que
2,5 %, la tolerancia es de ± 10 %. Además, en caso de que se fabriquen transformadores de características
similares, la diferencia de impedancia entre ellos no debe exceder de lo siguiente:
a)
7,5 % del valor que se especifica, para impedancias de 2,5 % o mayor y para
capacidades mayores que 75 kVA;
b)
10 % del valor que se especifica para impedancias menores que 2,5 % en el caso de
las capacidades de 75 kVA o menores.
NOTA – Cuando el usuario lo requiera, la impedancia especificada puede ser criterio de rechazo cuando se excede la
tolerancia aplicable. Para este caso particular, los niveles especificado y garantizado son iguales.
6.1.10
Relación de transformación y su tolerancia
La relación de transformación se basa en la relación de vueltas de los devanados.
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La tolerancia para la relación de transformación, la cual se mide cuando el transformador está sin carga,
debe ser ± 0,5 % en todas sus derivaciones.
Si la tensión por vuelta es mayor que 0,5 % de la tensión nominal, la relación de vueltas del devanado en
todas las derivaciones debe corresponder al de la vuelta más próxima.
6.1.11
terminales
Polaridad, desplazamiento angular, secuencia de fases y designación de terminales y boquillas
a)
Polaridad de transformadores monofásicos
Todos los transformadores monofásicos deben ser de polaridad substractiva (véase
figura 1).
b)
Desplazamiento angular de transformadores trifásicos
El desplazamiento angular entre los fasores de media tensión y los fasores de baja
tensión para transformadores con conexiones delta-delta o estrella-estrella, debe
ser 0°, como se muestra en los diagramas a y b de la figura 2.
El desplazamiento angular entre los fasores de media y los fasores de baja tensión
para transformadores con conexiones estrella-delta ó delta-estrella, el fasor de baja
tensión debe ser 30° atrasado con respecto al fasor de media tensión, como se
muestra en los diagramas c y d de la figura 2.
c)
Secuencia de fases
La secuencia de fases debe ser en el orden 1, 2, 3 en el sentido contrario a las
manecillas del reloj (véase figura 2).
d)
Designación de terminales
Los devanados de un transformador deben distinguirse uno del otro, de acuerdo con lo
siguiente:
1)
En los transformadores de dos devanados, el de media tensión se designa
con la letra H y el de baja tensión con la letra X;
2)
Las terminales del transformador deben identificarse con una letra
mayúscula y un número. Ejemplos: H1, H2, H3, X1, X2 y X3;
3)
La terminal del neutro en transformadores trifásicos debe marcarse con la
letra propia del devanado y el cero. Ejemplo: H0 y X0;
4)
Una terminal de neutro que sea común a dos o más devanados, de
transformadores monofásicos o trifásicos, debe marcarse con la combinación
de las letras de los devanados y con los ceros, por ejemplo: H0X0;
5)
Si un transformador tiene un devanado con dos terminales y una de ellas
está directamente conectada a tierra, ésta que es el número 2 debe
designarse con la letra correspondiente y el número 0;
6)
La designación de las boquillas terminales para transformadores
monofásicos se muestra en la figura 3 y para transformadores trifásicos en
las figuras 4a), 4b), 5a) y 5b).
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Descripción de la conexión
Polaridad substractiva
Devanado de baja tensión en serie
X1
X2
Devanado de baja tensión en serie con derivación
X1
X2
X3
Devanado de media tensión
H1
H2
Devanado de baja tensión apto para operación en
serie, paralelo o de tres hilos
X1
X3
X2 X4
FIGURA 1.- Designación de terminales y conexión para transformadores monofásicos
(vistos desde baja tensión)
H2
H3
H1
H2
X2
X1
X3
X2
H3
H1
(a)
X1
H2
H2
X2
X2
X1
X1
H1
H3
H1
H3
X3
(c)
X3
(d)
Tipos de conexiones
a)
b)
c)
d)
X3
(b)
Delta-Delta;
Estrella- Estrella;
Estrella-Delta;
Delta-Estrella.
FIGURA 2.- Desplazamiento angular
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ÁREA DE RADIADORES
3
H1B
H1A
X1
450
X2
X3
540
Max.
Mínimo 20
Máximo 40
27
4
12
22
20
11
100
Min.
23
10
X1
H1B
+
12,5° ± 2,5°
3
19
60° ± 2°
+
130
50
80
Min.
12
X2
H1A
120
+
8
+
130
50
120
X3
11
21
+
kVA
24
150
Min.
90
17
200
7
M.T.
B.T.
100
2
9
5
250
R= 750
Punto de origen para la
localización del radio
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
FIGURA 3.- Designación y separación mínima entre boquillas para transformadores monofásicos,
operación anillo (para la designación de accesorios, véase tabla 12)
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ÁREA DE RADIADORES
H2
H1
X0
H3
X1
X2
X3
450
540 max.
Mínimo 20
Máximo 40
80
200
H1
200
H2
75
H3
X1
X0
75
100
X3
200
X2
100
100
75
550
500
NOTAS
1
Acotaciones en milímetros.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
3
Dimensiones entre boquillas de baja tensión válidas para potencias hasta 500 kVA. Para potencias mayores
estas dimensiones son mayores.
FIGURA 4a).- Designación y separación mínima entre boquillas para transformadores
trifásicos, operación radial (continúa)
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ÁREA DE RADIADORES
H1
H2
X0
H3
X1
X2
X3
450
540 max.
Mínimo 20
Máximo 40
75 100
100
100 100 100
75
X1
cL
H1
H2
X3
cL
H3
X0
200
X2
cL
75
100
100
100
75
550
500
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
3
Dimensiones entre boquillas de baja tensión válidas para potencias hasta 500 kVA. Para potencias mayores
estas dimensiones son mayores.
FIGURA 4b).- Designación y separación mínima entre boquillas para transformadores
trifásicos, operación radial (concluye)
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ÁREA DE RADIADORES
H1A
H2A
H3A
H2B
H3B
X1
X0
H1B
X2
X3
450
540 max.
Mínimo 20
Máximo 40
80
80
H1B
H1A
X1
200
200
200
H2A
H2B
X0
100
100
H3A
X3
200
X2
100
H3B
75
100
100
100
75
150
500
560
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
3
Dimensiones entre boquillas de baja tensión válidas para potencias hasta 500 kVA. Para potencias mayores
estas dimensiones son mayores.
FIGURA 5a).- Designación y separación mínima entre boquillas para transformadores
trifásicos, operación anillo (continúa)
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
80
350
80
H1A
H1B
100
100
75
100
100
100
75
CL
X1
X3
CL
200
H2A
H2B
100
100
H3B
CL
100
200
H3A
X0
X2
CL
150
H0
560
500
Barra a tierra media tensión
Barrera
aislante
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
3
Dimensiones entre boquillas de baja tensión válidas para potencias hasta 500 kVA. Para potencias mayores
estas dimensiones son mayores.
4
La posición de la terminal H0 puede ser arriba, abajo o a un costado de X0.
FIGURA 5b).- Designación y separación mínima entre boquillas para transformadores
trifásicos, operación anillo (concluye)
6.2
Térmicas
6.2.1
Límites de incremento de temperatura al 100% de carga
a)
Límites de incremento de temperatura
El incremento de temperatura del transformador y de sus partes, sobre la temperatura
ambiente, cuando se prueba de acuerdo con su capacidad nominal, no debe exceder
los valores que se indican en la tabla 10.
b)
Límites de incremento del punto más caliente
Los transformadores deben construirse de forma que el incremento de temperatura del
punto más caliente del conductor, sobre la temperatura ambiente, no sea mayor que
los valores de la tabla 10.
NOTA - Para considerar el efecto de la altitud en el incremento de la temperatura, véase 5.1.4.
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
TABLA 10.- Límites de incremento de temperatura para transformadores que operan
a capacidad nominal continua sobre la temperatura ambiente
Sección
Clasificación térmica del transformador1)
Incremento de temperatura
promedio del devanado
°C
Incremento de temperatura
del punto más caliente
°C
1
Sumergido en líquido aislante, incremento de 55 °C
Sumergido en líquido aislante, incremento de 65 °C2)
55
65
65
80
2
Las partes metálicas en contacto con, o adyacente al aislamiento, no deben alcanzar una temperatura que sea mayor
que aquella que se permite para el punto más caliente de los devanados adyacentes a ese aislamiento.
3
Las partes metálicas no cubiertas por la sección 2 no deben exceder en 10 °C la temperatura del punto más caliente que
se especifica en la sección 1.
4
El incremento de temperatura del líquido aislante, sobre la temperatura ambiente, no debe ser mayor que
55 °C ó 65 °C, según corresponda.
1)
Los transformadores con incremento de temperatura especificada, pueden tener un sistema de aislamiento con cualquier
combinación de clase de materiales (105, 120), siempre que cada material que se usa se localice en lugares del aparato donde la
temperatura no exceda el límite para esa clase de material (puede consultarse la Norma Mexicana NMX-J-153 para mayor
información sobre las clasificaciones de los materiales aislantes).
2)
Siempre que se demuestre que los materiales son idóneos para operar a estas temperaturas (esto con el fin de no reducir la vida
útil del transformador).
6.2.2
Sobrecargas permisibles
Los transformadores deben diseñarse para soportar las sobrecargas que se especifican en la Norma
Mexicana NMX-J-409-ANCE.
6.3
Construcción interna
6.3.1
Conductor de los devanados
Debe ser cobre o aluminio.
6.3.2
Aislamiento de conductores
El aislamiento debe ser compatible con el líquido aislante del transformador, su clase térmica debe ser
mayor o igual que 105 °C.
6.3.3
Puntos de unión
Todas las conexiones permanentes que conduzcan corriente, a excepción de las roscadas, deben unirse con
soldadura o mediante conectadores tipo compresión. Los conductores no deben presentar degollamiento al
utilizar conectadores a compresión.
Las tuercas que se utilizan para las conexiones eléctricas deben ser del tipo seguridad o contar con una
contratuerca o cualquier medio que impida que se aflojen.
Todas las conexiones y elementos internos del transformador que forman parte del anillo deben diseñarse
para soportar las corrientes de falla de la capacidad del anillo.
6.3.4
Conexión del núcleo al tanque
El núcleo debe conectarse eléctricamente al tanque en un sólo punto y por medio de un conductor de cobre
o aluminio.
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6.3.5
Marcado de terminales
Todas las puntas y terminales internas del transformador, que se encuentren conectadas, deben marcarse
con números o letras que coincidan con lo que indica la placa de datos. Esta identificación debe hacerse por
medio de cintas o etiquetas de plástico o cartón comprimido, o material similar, grabadas con números o
letras a bajo relieve o sobre relieve, no menores que 5 mm, sujetas a cada terminal o grabadas directamente
en ella. No se permite utilizar números pintados o etiquetas auto adheribles.
6.3.6
Líquido aislante
El líquido aislante debe cumplir con lo siguiente:
a)
No tóxico;
b)
Contenido de bifenilos policlorados (BPC): menor que 2 mg/kg, lo cual se considera
como libre de este contaminante.
Si el líquido aislante es aceite, debe cumplir con los requisitos que se indican en la Norma Mexicana
NMX-J-123-ANCE. En caso de que el usuario especifique otro tipo de líquido aislante, éste debe especificar
las características y métodos de prueba para el líquido que solicita.
Si el líquido aislante es de origen vegetal, debe cumplir con los requisitos que se indican en la Norma
Mexicana NMX-J-628-ANCE.
6.4
Mecánicas
En caso de que el usuario así lo requiera, el tanque y sus accesorios, gabinete, base y radiadores pueden
ser de acero inoxidable. Para transformador tipo pedestal para clima tipo costa o de alta contaminación el
tanque y gabinete debe ser de acero al carbón con recubrimiento metalizado o acero inoxidable.
Los radiadores deben ubicarse de forma que los ganchos o medios de izaje no interfieran en forma
mecánica (deformaciones) ni se produzcan fugas al levantar la unidad completa.
6.4.1
Construcción del tanque
El tanque del transformador debe construirse para soportar, totalmente ensamblado, una presión interna de
69 kPa durante 2 h o una presión interna mínima de 50 kPa durante 3 h, sin presentar una deformación final
mayor que 2 %.
La deformación inicial del tanque del transformador es inherente al material y a la manufactura y no debe ser
mayor que 1,0 %.
La deformación final es aquella que se presenta después de la liberación de la presión que se indica en los
párrafos anteriores.
6.4.1.1
Cálculo de la deformación
La medición de la deformación se hace con referencia a un segmento de pared, definiendo dicho segmento
como la longitud total de la pared en medición. El cálculo de la deformación debe efectuarse de acuerdo con
la relación siguiente:
% Deformación =
Distancia perpendicular a la pared medida en el punto de máxima deformación
× 100
Longitud de la pared medida en dirección seleccionada
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6.4.2
Registro de mano
El registro o registros de mano deben ubicarse en la tapa del tanque del transformador, en una zona donde
se permitan maniobras de inspección y mantenimiento. Su construcción debe ser de forma que se asegure
el sellado del transformador.
Los transformadores trifásicos que tengan tanques con ancho y fondo mayores que 1 500 mm y 700 mm
2
respectivamente deben tener dos registros de mano con un área no menor que 700 cm cada uno y si son
rectangulares su ancho no debe ser menor que 20 cm (véase figura 6a). Para los transformadores trifásicos
con dimensiones menores a las que se mencionan anteriormente, debe proveerse un solo registro con las
características que se muestran en la figura 6b).
Los transformadores monofásicos con tapa soldada pueden, a solicitud del usuario, contar con un registro de
mano con un área no menor que 245 cm² y si es rectangular su ancho no debe ser menor que 12 cm.
Los transformadores monofásicos con tapa atornillada no deben tener registro de mano.
L
200
200mm
mm
L
200
200mm
mm
Vista de planta
NOTA – Dimensiones mínimas.
FIGURA 6a).- Tapa con dos registros de mano (la figura es ilustrativa)
L
200
200 mm
Vista de planta
NOTA – Dimensiones mínimas.
FIGURA 6b).- Tapa con un registro de mano (la figura es ilustrativa)
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6.4.3
Preservación del líquido aislante
6.4.3.1
Hermeticidad
El tanque del transformador debe ser hermético, con el objeto de preservar el líquido aislante. El
transformador debe permanecer sellado desde una temperatura de - 5 °C, hasta una temperatura máxima de
105 °C.
El fabricante debe realizar una prueba de hermeticidad, uno de los métodos puede ser el de caída de
presión (puede tomarse como alternativa el procedimiento que se proporciona en el Apéndice F), o por
medio de la aplicación de 50 kPa de presión interna durante 3 h o una presión interna de 69 kPa durante 2 h,
a temperatura ambiente sin que se presenten fugas o una caída de presión de 1,5 kPa.
6.4.3.2
Juntas (empaques)
Las juntas (empaques) deben ser de material elastomérico de acuerdo con las características que se indican
en la tabla 11, compatible con el líquido aislante, de acuerdo con el método y los límites que se indican en el
Apéndice A. El espacio donde se aloje el empaque, debe contar con un sistema que lo retenga en su
posición idónea, de forma que se evite que éste se desplace o que debido a la compresión que se ejerce por
el par de apriete, se rebase el límite elástico del material.
TABLA 11.- Características de los empaques
Valor
Método de prueba
recomendado
60 a 65
Apéndice C
Resistencia a la tensión mínima
10 MPa mínima
Apéndice C
Elongación última mínima
500 % mínima
Apéndice C
Compresión permanente a 22 h a 70 °C
20 % máxima
Apéndice C
Cambio de volumen máximo después de envejecido 70 h
a 100 °C en aceite de transformador
5 % máximo
Apéndice C
Color
Negro
----------
Temperatura de operación
130 °C
----------
Por comparación
Apéndice C
Concepto
Dureza shore A
Relajación de fluencia
6.4.4
Aditamentos para palanqueo y deslizamiento
a)
Aditamentos para palanqueo
Dichos refuerzos deben soldarse al tanque, de manera que tengan un claro vertical
con respecto al piso mayor o igual que 40 mm y menor o igual que 90 mm (accesorio
1, tabla 12).
b)
Aditamentos para deslizamiento
Debe fijarse o soldarse al fondo del tanque del transformador una base estructural de
acero de 76 mm de peralte como mínimo que evite el contacto entre dicho fondo y el
pedestal. La base debe ser mínimo de 4 elementos, de forma que permitan desplazar
el transformador a lo largo de sus ejes por medio de rodillos. La base debe tener
aditamentos para anclaje desde el interior del gabinete. Si el usuario lo requiere, la
base debe penetrar 100 mm en el gabinete y cada uno de ellos debe tener una
perforación de 32 mm de diámetro, para anclarlo al pedestal. La base debe ser
autoventilada (accesorio 2, tabla 12).
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TABLA 12.- Descripción de accesorios
Inciso de
referencia
1
6.4.4 a)
2
6.4.4 b)
3
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
Accesorio
No.
Monofásico
Descripción
Trifásico
hasta
167 kVA
hasta
150 kVA
225 kVA y
mayores
Aditamentos para palanqueo
--
x
x
Aditamentos para deslizamiento
x
x
x
6.4.5
Aditamentos para levantar
x
x
x
4
6.4.6
Construcción del gabinete
x
x
x
5
6.5.1.1 a)
Conexión y conectador del tanque a tierra tipo A
x
--
--
6
6.5.1.1 a)
Conexión y conectador del tanque a tierra tipo B
--
x
x
7
6.5.1.1 b)
Conexión y conectador de baja tensión a tierra
x
x
x
8
6.5.1.1 c)
Puente de baja tensión a tierra
x
x
x
9
6.5.1.1 d)
Barra para conexiones a tierra en media tensión
x
x
x
10
6.5.3
Boquillas de baja tensión
x
x
x
11
6.5.4
Boquillas de media tensión
x
x
x
12
6.5.5
Soportes para conectores tipo codo
x
x
x
13
6.5.6
Seccionadores
--
x
x
14
6.5.7 b)
Indicador magnético de nivel del líquido aislante
--
--
x
15
6.5.7 c)
Termómetro tipo cuadrante
--
--
x
16
6.5.7 d)
Provisión para manovacuómetro
--
--
x
17
6.5.8 a)
Tapón de drenaje y válvula de muestreo
x
--
--
18
6.5.8 b)
Combinación válvula de drenaje y válvula de muestreo
--
x
x
19
6.5.8 c)
Conexión superior para filtro prensa y para prueba de hermeticidad
x
x
x
20
6.5.9
Válvula de alivio de sobrepresión
x
x
x
21
6.5.2
Cambiador de derivaciones
x
x
x
22a
6.6.1
Fusibles de expulsión
x
x
--
22b
6.6.1
Fusibles limitadores de corriente de cobertura parcial
x
x
--
22c
6.6.2
Fusibles limitadores de corriente de cobertura completa
--
--
véase nota 5
23
6.5.10
Placa de datos
x
x
x
24
6.5.11
Dato estarcido de la capacidad
x
x
x
25
6.4.2
Registro de mano
--
x
x
26
6.5.14
Placa de datos de accesorios
x
x
x
27
6.6.4
Interruptor térmico o termomagnético para baja tensión
x
x
x
28
6.6.5
Indicador de falla
x
x
--
NOTAS
1
El número de accesorio corresponde al indicado en las figuras 3, 8a) y 8b).
2
Los accesorios 13 y los 22 no se incluyen en transformadores con un nivel de aguante al impulso (NBAI) de 200 kV.
3
Los accesorios 27 y 28 aplican a solicitud del usuario.
4
Los accesorios 22b, 26 y 28 no se indican en las figuras.
5
Tomar en cuenta la coordinación de protecciones para el uso de los accesorios 22a, 22b y 22c, ya que es recomendación de esta Norma
Mexicana.
6
En caso de transformadores monofásicos el accesorio 28 se aplica únicamente hasta 100 kVA.
6.4.5
Aditamentos para levantar
Los aditamentos para levantar deben diseñarse con un factor de seguridad de 5 y suministrarse con el
tamaño y localización idónea para levantar la masa balanceada respectiva y evitar daño al recubrimiento.
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24/64
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
Las partes que deben contar con estos aditamentos son las siguientes:
6.4.6
a)
En los costados del tanque del transformador totalmente ensamblado incluyendo el
gabinete, deben ubicarse en forma que la base del transformador esté siempre
horizontal cuando éste sea izado (accesorio 3, tabla 12);
b)
En el soporte del conjunto núcleo-bobinas del transformador;
c)
En la tapa de los transformadores trifásicos y monofásicos con tapa atornillada.
Construcción del gabinete
El transformador debe contar con un gabinete en el cual se alojen las terminales de media y baja tensión, así
como los accesorios. Para transformadores monofásicos el gabinete debe ser de una sola pieza, para
transformadores trifásicos el gabinete debe considerar dos compartimentos para conexión, uno para media
tensión y otro para baja tensión, deben proporcionarse medios que permitan, primeramente, la apertura del
compartimento de baja tensión, con diseño que evite la acumulación y entrada de agua desde la superficie
del gabinete (accesorio 4, tabla 12). No debe tener tornillos expuestos u otros medios de sujeción, que
puedan removerse desde el exterior, ni orificios a través de los cuales puedan introducirse objetos extraños
como varillas o alambres que puedan hacer contacto con partes vivas. Las paredes o puertas del gabinete
deben ser de un espesor de al menos 2,6 mm sin prueba opcional de desempeño mecánico ó de al menos
2,29 mm con prueba opcional de desempeño mecánico (puede consultarse el Apéndice E para mayor
información sobre el método de prueba de desempeño mecánico del gabinete).
Todas las zonas del gabinete en contacto con el pedestal deben diseñarse para reducir al máximo la
corrosión (véase 6.4.7).
En el caso de que se utilice acero inoxidable para la construcción del gabinete, los espesores dependen del
tipo de acero, puede tomarse como referencia lo que se indica en el Apéndice E.
6.4.6.1
Secciones
El gabinete debe cubrir las secciones de media y baja tensión, las cuales se colocan una junto a la otra y en
el mismo cuadrante del tanque. La sección de baja tensión debe ubicarse a la derecha de la sección de
media tensión, con el transformador visto de frente. Debe colocarse una barrera de material aislante con un
espesor mayor o igual que 4,76 mm entre las secciones de media y baja tensión excepto en transformadores
monofásicos.
6.4.6.2
Puertas del gabinete
Las puertas, tapas y gabinete deben conectarse a tierra a través del tanque del transformador por medio de
un conductor flexible.
a)
Transformadores monofásicos.
Las puertas del gabinete no deben desmontarse desde el exterior del transformador,
deben tener bisagras de acero inoxidable grado 304 ó 316 en la parte superior y
deben ser abatibles hacia arriba para que descansen sobre la parte superior del
tanque. Debe tener un dispositivo con localización en la parte inferior y al centro del
gabinete para abrir o cerrar el mismo, además debe proveerse de una cerradura tipo
G como se muestra en la figura 7a), o de una cerradura compuesta por tornillos con
resorte como se muestra en la figura 7b).
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25/64
Para transformadores en los que la fuerza que se requiere para abrir la puerta sea
mayor que 25 kg, ésta debe formarse por dos secciones, una para la sección de baja
tensión y otra para la sección de media tensión, ambas con bisagras de acero
inoxidable 304 ó 316, mismas que se colocan de forma que el acceso a la sección de
media tensión sólo sea posible después de abrir la sección de baja tensión. Además,
deben ser abatibles hacia arriba para que descansen sobre la parte superior del
tanque. La unión entre las secciones de baja y media tensión debe ser de forma que
no permita el ingreso de agua al interior del transformador, y además, debe proveerse
de una cerradura tipo G como se muestra en la figura 7a), o de una cerradura
compuesta por tornillos con resorte como se muestra en la figura 7b).
b)
Transformadores trifásicos.
El gabinete debe proveerse de dos puertas desmontables, con bisagras de acero
inoxidable grado 304 ó 316, que proporcionen acceso a las secciones de baja y media
tensión. El tamaño de las puertas debe ser tal de forma que permita maniobras de
instalación, mantenimiento, y/o reparación de los accesorios, cuando estén abiertas.
La puerta de la sección de baja tensión debe tener una manija de apertura y cierre y
debe proveerse de una cerradura tipo G como se muestra en la figura 7a), o de una
cerradura compuesta por tornillos con resorte como se muestra en la figura 7b).
El acceso a la sección de media tensión sólo debe ser posible después de que se abra
la sección de baja tensión.
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26/64
22,0
 = 9,5
9,7 12,0
103,4
 = 16,2
 = 17,8
3,0
10,2
6,7
 = 8,0
 = 5,1
13,2
61,4
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Acabado cadminizado o tropicalizado.
3
Dimensiones mínimas.
FIGURA 7a).- Cerradura tipo G (continúa)
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NOTA – Las acotaciones son en milímetros y las dimensiones son mínimas.
FIGURA 7b).- Cerradura compuesta por tornillo con resorte (concluye)
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6.4.6.3
Acceso a cables de media y baja tensión
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
En la parte inferior del gabinete debe tener un claro no menor que 450 mm de fondo para permitir el libre
acceso de los cables de media y baja tensión (figuras 3, 4a), 4b), 5a), 8a) y 8b)).
AREA DE RADIADORES
25
3
H1A
H3A
H2A
H0X0
H2B
H3B
X1
X2
X3
H1B
450
540 Max.
Mínimo 20
Máximo 40
Barrera Aislante
22
23
16
14
19
4
20
H1A
H1B
13
15
H2A
H2B
10
X3
X1
11
12
H3A
H3B
H0X0
X2
8
21
kVA
9
7
1
2
6
18
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
3
La disposición de los accesorios es ilustrativa.
FIGURA 8a).- Ejemplo de instalación de accesorios para transformadores trifásicos
(para la descripción de los accesorios véase tabla 12) (continúa)
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AREA DE RADIADORES
25
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
3
H1A
H3A
H2A
H0X0
H2B
H3B
X1
X2
X3
H1B
450
540 Max.
Mínimo 20
Máximo 40
Barrera Aislante
22
23
16
14
19
4
20
H1A
H1B
13
15
H2A
H2B
10
X3
X1
11
12
H3A
H3B
H0X0
X2
8
21
kVA
9
7
1
2
6
NOTAS
1
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
3
La disposición de los accesorios es ilustrativa.
18
FIGURA 8b).- Ejemplo de instalación de accesorios para transformadores trifásicos
(para la descripción de los accesorios véase tabla 12) (concluye)
6.4.6.4
Tapa del gabinete
La tapa del gabinete en los transformadores trifásicos debe tener bisagras de acero inoxidable grado 304 ó
316, para facilitar la reposición de los fusibles. Debe diseñarse de forma que sólo puedan abrirse desde el
interior del gabinete y debe tener una pendiente de 1,5° aproximadamente, para evitar la acumulación de
agua en la superficie.
La tapa debe conectarse al tanque del transformador por medio de un conductor flexible.
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6.4.6.5
Cubierta de la tapa del tanque
Para evitar el acceso a los registros de mano, debe proveerse una cubierta en la tapa del tanque y los
tornillos de ésta deben ser accesibles a través de las secciones de media y baja tensión. Ésta debe tener
una pendiente de 1,5° aproximadamente, para evitar la acumulación de agua en la superficie.
6.4.7
Recubrimiento anticorrosivo del transformador
El tanque y el gabinete del transformador deben tener un recubrimiento que lo proteja contra la corrosión,
1)
pueden tomarse como referencia los valores que se indican en el Apéndice D , a menos que otra cosa se
especifique.
Las superficies internas y externas del tanque y del gabinete, antes de recubrirse deben someterse a un
proceso de preparación de superficie.
En el caso de no especificarse el recubrimiento, la superficie interna debe estar completamente limpia y libre
de residuos que afecten el líquido aislante.
Los soportes del conjunto núcleo-bobina, deben estar libres de oxidación y no necesariamente deben llevar
recubrimiento.
6.4.8
6.4.9
Tornillería
a)
Las roscas de tuercas, pernos y tornillos, de la parte interna, excepto para las
conexiones eléctricas, deben corresponder a las del sistema métrico y deben cumplir
con lo que indica la Norma Mexicana NMX-H-026;
b)
En la parte externa del transformador todos lo pernos, tornillos, tuercas y arandelas,
excepto para conexiones eléctricas, deben ser de material inoxidable o galvanizados
por inmersión en caliente, de acuerdo con la Norma Mexicana NMX-H-004-SCFI;
c)
Todos los tornillos de apriete de las bridas de las boquillas de media y baja tensión
deben presentar una perpendicularidad con respecto a su base, además deben contar
con una contratuerca o cualquier medio que impida que se aflojen.
Dimensiones de los transformadores
Los transformadores no deben exceder las dimensiones que se indican en las tablas 13 y 14.
TABLA 13.- Dimensiones máximas para transformadores monofásicos enfriados en aceite
Capacidad
kVA
Altura
mm
Frente
mm
Fondo
mm
De 25 hasta 75
820
900
1 200
100 y 167
1 100
1 200
1 500
NOTA - Para líquidos aislantes diferentes a los que se indican en esta norma, las dimensiones pueden variar.
1)
También puede consultarse las especificaciones D8500-01, D8500-02 y D8500-03 de CFE, las cuales contienen información para la
selección y aplicación de recubrimientos anticorrosivos.
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TABLA 14.- Dimensiones máximas para transformadores trifásicos enfriados en aceite
1)
Capacidad
kVA
Altura
mm
Frente
mm
Fondo
mm
30 a 150
1 4501)
1 450
1 300
225 y 300
1 600
1 700
1 750
500
1 700
2 000
1 900
750 y 1 000
2 000
2 200
2 500
1 500 a 2 500
2 200
2 800
3 000
Si se requiere colocar un interruptor termomagnético para transformadores
de 30 kVA hasta 150 kVA, se permite una altura máxima de 1 600 mm.
NOTAS
6.5
1
Para líquidos aislantes diferentes a los que se indican en esta norma, las dimensiones pueden variar.
2
Para las capacidades no contempladas en esta tabla tomar como referencia las dimensiones de la
capacidad preferente inmediata superior.
Accesorios
Los accesorios que deben instalarse en los transformadores a los que aplica la presente Norma Mexicana,
se indican en la tabla 12 y deben colocarse como se indica en las figuras 3, 8a) y 8b).
6.5.1
Accesorios para conexión a tierra
Las conexiones y los conectores a tierra (figura 9) deben colocarse de manera que permitan las maniobras
para su utilización.
Los materiales deben ser cobre o acero cobrizado, acero inoxidable, latón o bronce; éstos pueden
combinarse, siempre y cuando el par galvánico no afecte la conexión.
a)
Conexión tipo A:
Debe ser una conexión hembra, de 20 mm  2 mm de longitud, con rosca corrida para
tornillo de 12,0 mm de diámetro y paso de 1,75 mm (M12 x 1,75) soldada a la pared
del tanque.
b)
Conectador tipo A:
c)
Puede ser: un tornillo de cabeza hexagonal de 20 mm de longitud, con rosca corrida
de 12,0 mm de diámetro y paso de 1,75 mm (M12 X 1,75), o una terminal del tipo
clema con rosca en la base de diámetro y paso igual a la del tornillo, ambos para
utilizarse sin soldadura, donde pueda conectarse desde un alambre con designación
de 8,36 mm² hasta un cable de 33,62 mm² de designación.
Conexión tipo B:
Debe consistir de una placa de dimensiones no menores que 50 mm por 89 mm con
espesor mayor que 12 mm, con dos barrenos cuyos centros tengan un espaciamiento
horizontal de 44 mm  1 mm, con rosca para tornillo M12 x 1,75 y longitud mayor o
igual que 13 mm y debe ubicarse en la parte inferior del tanque. En caso de que se
utilice acero con recubrimiento de cobre, su espesor no debe ser menor que 0,5 mm.
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d)
Conectador tipo B:
Consiste de una placa de dimensiones no menores que 50 mm por 89 mm con un
espesor de 4,5 mm, con dos barrenos cuyos centros tengan un espaciamiento
horizontal de 44 mm  1 mm, los cuales deben tener un diámetro de 14 mm. Además
deben suministrarse los dos conectadores tipo A (tornillos) para unir la conexión y el
conectador, ambos tipo B.
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Accesorios para conexión a tierra
Conexión
hembra
tipo “A”
Arandela plana
Arandela de presión
Conector
Tornillo hexagonal
Diámetro 12 mm
Rosca 1,75 mm por paso
Longitud 20 mm
Conexión
hembra
tipo “A”
Conector
tipo clema
Tanque
Soldadura
Tanque
Diámetro de la entrada
Conexión y conector a tierra “A” con tornillo
Soldadura
Conexión y conector a tierra “A” conclema
Chaflan de 1, 6 x 45°
Por ambos extremos
Diámetro 12 mm
Rosca 1,75 mm por paso
20
Conexión hembra tipo “A”
Acotaciones en mm
NOTA- La forma exterior es ilustrativa.
Diámetro
mm
Diámetro 12 mm
Rosca 1,75
1,75 mm
Rosca
mm por
porpaso
paso
50
50
Conexiónhembra
hembra
Conexión
44
Tanque
Tanque
89 Soldadura
Soldadura
12,0
44
44
89
89
4,5
Arandela
Rondanaplana
plana
Arandela
Rondanade
depresión
presión
Tornillo
Tornillohexagonal
hexagonal
Diámetro
Diámetro12
12mm
mm
Rosca
Rosca 1,75
1,75mm
mmpor
porpaso
paso
Longitud13
13mm
mm
Longitud
12
12
Conexión
B”
Conexión tipo
tipo “B”
50
50
Diámetro
14 mm
mm
Diámetro 14
44
NOTAS
1
89
Acotaciones en mm.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indiquen.
Acotaciones en mm
Conexión
y conectadores
tierratipo
tipo ““B”
Conexión
y conector aatierra
B”
4,5
4,5
Conectador
tipo ““B”
Conector tipo
B”
Tolerancia
1 mm
Tolerancia± 1
mm
FIGURA 9.- Accesorios para conexión a tierra
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6.5.1.1
Aplicación de los accesorios para conexión a tierra
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La aplicación y la combinación de las conexiones y conectadores antes descritos se indican a continuación:
a)
Conexión y conectador del tanque a tierra:
En transformadores monofásicos debe utilizarse conexión y conectador tipo A. La
conexión debe colocarse en la línea de centros a 10 mm mínimo con respecto a la
base del transformador (accesorio 5, tabla 12).
En transformadores trifásicos debe utilizarse conexión y conectador tipo B. Las
conexiones deben soldarse próximas a la base del transformador y dentro de la
sección de baja tensión (accesorio 6, tabla 12).
b)
Conexión y conectador de baja tensión a tierra:
Para transformadores monofásicos y trifásicos hasta de 150 kVA deben ser tipo A y
para mayores de 150 kVA deben ser tipo B. En ambos casos deben ubicarse abajo o
a un lado de la boquilla del neutro (accesorio 7, tabla 12).
c)
Puente de baja tensión a tierra:
Los transformadores deben suministrarse con un conductor flexible de cobre estañado
de longitud mayor o igual que 225 mm, que conecte exteriormente la terminal del
neutro al tanque (accesorio 8, tabla 12).
d)
Barra para conexiones a tierra en media tensión:
Para la conexión a tierra de cables y accesorios, debe proveerse una barra removible
de cobre con una sección transversal de dimensiones no menores que
6,35 mm x 38 mm (accesorio 9, tabla 12).
En transformadores monofásicos la longitud de la barra debe ser mayor o igual que
180 mm con 2 orificios de un diámetro de 14 mm y proveer 2 tornillos de un diámetro
de 12 mm (con rosca de 1,75 mm por paso) con una longitud de 40 mm, incluyendo
las arandelas de presión y las tuercas.
En transformadores trifásicos la longitud de la barra debe ser mayor o igual que
470 mm con un orificio por cada boquilla de media tensión de un diámetro de
14 mm, y proveer un tornillo por cada orificio de un diámetro de 12 mm (con rosca de
1,75 mm por paso) con una longitud de 40 mm, incluyendo las arandelas de presión y
las tuercas.
6.5.2
Cambiador de derivaciones
En caso de que se especifique un cambiador de derivaciones, éste debe ser de operación exterior con el
transformador desenergizado; las posiciones del cambiador deben marcarse con números o letras en orden
progresivo, correspondiendo el número "1" o la letra "A" a la tensión mayor; la manija de operación debe
girar en sentido de las manecillas del reloj y de la tensión mayor a la tensión menor. El cambiador debe estar
provisto de topes en las posiciones extremas y cada posición debe corresponder a una tensión de operación
(accesorio 21, tabla 12).
La manija de operación del cambiador de derivaciones debe ser de un material resistente a la intemperie
(metal o polímero) con las dimensiones y resistencia mecánica que permita operarse con pértiga, y su
localización debe facilitar su libre accionamiento con los cables instalados.
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6.5.3
Boquillas de baja tensión
Los transformadores deben equiparse con boquillas y terminales tipo espada, que se alojen en la sección de
baja tensión (accesorio 10, tabla 12). En caso de que el usuario lo requiera, cada boquilla puede proveerse
de un perno roscado, de cuerda y dimensiones que permitan la instalación de terminales tipo espada
(mínimo de cuatro perforaciones con diámetro de 14,3 mm ± 0,8 mm, cuyas dimensiones se describen en la
figura 10, tabla 12 y tabla 15) o conectadores rectos (tabla 16 y figura 11), intercambiables con otros de
diseño similar.
Las distancias mínimas entre terminales de baja tensión se indican en las figuras 3, 4a), 4b), 5a) y 5b).
Las boquillas de baja tensión deben ser de ensamble exterior al tanque, con tornillería de acero inoxidable.
Las boquillas de porcelana deben cumplir con lo que se indica en la Norma Mexicana NMX-J-234-ANCE.
A
44,5 mm
± 0,8 mm
44,5 mm
± 0,8 mm
C
D
44,5 mm
± 0,8 mm
B
Superficie del tanque
14,3 mm ± 0,8 mm
Esquinas y filos redondeados
6,0 mm
90°
Se requieren espesores mayores
para proporcionar la capacidad
de conducción de corriente
correspondiente
Superficie del tanque
Figura 10.- Terminal tipo espada
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TABLA 15.- Dimensiones de las terminales tipo espada
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Baja tensión
(V)
240/120
220Y/127
440Y/254
480Y/277
25 kVA a
300 kVA
25 kVA a
500 kVA
500 kVA
750 kVA
25 kVA a
500 kVA
750 kVA a
1 500 kVA
2 000 kVA a
2 500 kVA
750 kVA a
1 000 kVA
1 000 kVA
NOTA – Dimensiones mínimas.
Dimensiones
(mm)
Número de
barrenos
A
B
C
D
4
105
89
16
22
6
137
102
22
29
10
225
102
22
29
L
Superficie del tanque
FIGURA 11.- Terminales para 600 V y menores
TABLA 16.- Otro tipo de terminales para 600 V y menores
Capacidad Nominal
(kVA)
Baja Tensión
(V)
Tamaño de rosca
L mínima
(mm)
25 a 150
240 / 120, 220 Y / 127
5/8-11 UNC-2A
32
45 a 300
480, 480 Y / 277, 600, 600 Y
5/8-11 UNC-2A
32
225 a 300
240 / 120, 220 Y / 127
1-14 UNS-2A
44
500
480, 480 Y / 277, 600, 600 Y
1-14 UNS-2A
44
500
240 / 120, 220 Y / 127
1-12 UNS-2A
67
NOTA - Dimensiones mínimas.
6.5.4
Boquillas de media tensión
Para sistemas de alimentación de hasta 200 A deben ser tipo pozo o integral con capacidad mayor o igual
que 200 A y fijarse externamente al tanque con tornillería de acero inoxidable, (accesorio 11, tabla 12).
Para sistemas de alimentación mayores que 200 A deben instalarse boquillas tipo perno.
Los conectadores que se usan para las boquillas, deben cumplir con lo que indica la Norma Mexicana
NMX-J-404. Las distancias mínimas entre terminales de media tensión para transformadores trifásicos y
monofásicos se describen en las figuras 3, 4a), 4b), 5a) y 5b). Las boquillas deben protegerse con cubiertas
a prueba de intemperie para el transporte y almacenamiento.
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6.5.5
Soportes para conectores tipo codo
Deben soldarse al tanque soportes para colocar el conector tipo codo. Para los transformadores trifásicos
debe ser uno por cada boquilla de media tensión y en los monofásicos un solo soporte. La ubicación de
estos soportes debe ser de forma que su utilización no se obstruya por la colocación normal de los cables. Si
no se especifica otra cosa, las dimensiones de los soportes en los transformadores trifásicos deben ser las
que se establecen en la figura 12a), (accesorio 12, tabla 12); en transformadores monofásicos la cara del
soporte debe tener la misma inclinación que la base de las boquillas de media tensión (véase figura 12b).
Superficie
Superficiedel
deltanque
tanque
R= 25
r = 25 ± 1
19
19 ± 3
Superficie del tanque
67
≥ 67
NOTA - Acotaciones en mm.
FIGURA 12a).- Soporte para conector tipo codo (continúa)
(la figura es ilustrativa)
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73
73 mm
±1
+3
22 22
mm- 0
±1
6767
mm
R
r = 25,4 ± 1
38
38mm
±1
25,4 mm
NOTA - Acotaciones en mm.
FIGURA 12b).- Soporte para conector tipo codo (concluye) (la figura es ilustrativa)
6.5.6
Seccionadores
El transformador trifásico debe contar con los seccionadores de apertura de carga y con características de
acuerdo con la capacidad y tensión del transformador que permita conectarlo o desconectarlo (accesorio 13,
tabla 12).
El mecanismo debe quedar en el interior de la sección de media tensión, su operación debe efectuarse con
pértiga desde el exterior y debe indicarse su sentido de giro. La cantidad de seccionadores depende del tipo
de operación del transformador de acuerdo con lo siguiente:
a)
Seccionador para operación en sistema radial: debe ser de dos posiciones;
b)
Seccionadores para operación en sistema de anillo hasta de 200 A: debe ser de
cuatro posiciones o dos de dos posiciones cada uno;
c)
Seccionadores para operación en sistemas en anillo mayores de 200 A (con codos
de operación sin carga): deben proveerse un seccionador de cuatro posiciones o
dos de dos posiciones cada uno para conexión en anillo y un seccionador adicional
de dos posiciones para operación radial.
Para transformadores monofásicos la seccionalización debe efectuarse por medio de los conectadores
aislados separables tipo codo, de operación con carga.
6.5.7
Indicadores
Para transformadores de 225 kVA y mayores:
a)
Marca del nivel del líquido aislante:
El nivel de líquido a 25 °C debe indicarse en el interior del tanque por medio de una
leyenda y una marca que sea visible.
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b)
Indicador magnético de nivel del líquido aislante:
La carátula del indicador debe estar paralela a la pared del tanque, y localizarse en la
sección de baja tensión. El diámetro de la carátula debe ser mayor que 40 mm. Las
marcas del cuadrante deben presentar el nivel a 25 °C y los niveles máximo y mínimo.
El indicador debe tener una carátula oscura con las marcas y aguja indicadora de
color claro. Las marcas del cuadrante a 25 °C deben coincidir con la marca interna del
nivel del líquido aislante. La leyenda "Nivel del líquido" debe estar en la carátula
(accesorio 14, tabla 12).
c)
Termómetro tipo cuadrante:
Debe colocarse un indicador de temperatura del líquido aislante en la sección de baja
tensión, sin invadir la zona de media tensión. El termómetro debe colocarse en un
termopozo, y su eje central debe ubicarse a 50 mm mínimo y a 168 mm máximo del
nivel del líquido a 25 °C, para indicar la máxima temperatura del mismo (accesorio 15,
tabla 12).
Para las dimensiones del termopozo véase la Norma Mexicana NMX-J-116-ANCE.
El termómetro debe tener un cuadrante de carátula oscura con las marcas y aguja
indicadora de color claro y otra aguja ajustable de color rojo para indicar el valor
máximo;
Las marcas del cuadrante deben cubrir el intervalo de 0 °C a 120 °C, con la leyenda
"Temperatura del líquido" impresa en la carátula;
d)
Provisión para manovacuómetro:
Debe existir una provisión en el tanque del lado de la baja tensión, para conectar un
manovacuómetro del tipo carátula.
La provisión debe constar de una conexión hembra con rosca cónica para tubo de
6,35 mm y con un tapón resistente a la corrosión (accesorio 16, tabla 12).
6.5.8
Válvulas, dispositivo para drenaje y muestreo, conexiones para filtro prensa y para prueba de
hermeticidad
a)
Tapón de drenaje y válvula de muestreo:
Para transformadores monofásicos debe suministrarse un tapón combinado para
drenaje y muestreo, éste debe localizarse en la sección de baja tensión (accesorio 17,
tabla 12).
b)
Combinación válvula de drenaje (conexión inferior del filtro prensa) y válvula de
muestreo:
Para transformadores trifásicos debe suministrarse una válvula de drenaje tipo globo
con rosca cónica para tubo de 25,4 mm de diámetro y tener incorporada una válvula
para muestreo de 6,35 mm ó 9,5 mm de diámetro con rosca cónica para tubo
(accesorio 18, tabla 12). Estas válvulas deben colocarse en la sección de baja tensión
junto a la base.
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c)
Conexión superior para filtro prensa y para prueba de hermeticidad:
Debe constar de un tubo corto (niple) o un cople de 25,4 mm de diámetro con rosca
cónica para tubo, con tapón hembra o macho, y localizarse en la pared del tanque,
arriba del nivel del líquido y en la sección de baja tensión del lado derecho (accesorio
19, tabla 12).
6.5.9
Válvula de alivio de sobrepresión
En la sección de baja tensión debe colocarse una válvula de alivio de sobrepresión (accesorio 20,
tabla 12), arriba del nivel máximo del líquido aislante a su máxima temperatura en condiciones normales de
operación.
Debe ubicarse de forma que, al operar, el líquido aislante no se derrame sobre los cables, ni sobre las
boquillas o equipo de protección, en caso de que esto pueda ocurrir, debe instalarse una charola
antiescurrimiento.
Debe ser de operación automática, con las características siguientes:
a)
Apertura a una presión de 69 kPa (10 psig) ± 13,8 kPa (2 psig);
b)
Presión mínima de valor de recierre de 41,4 kPa (6 psig);
c)
Cero fuga de presión entre el valor de recierre y - 55 kPa (- 8 psig);
d)
El gasto de aire debe ser de 16,5 L/s (35 SCFM) ± 2 %, corregido a una presión del
aire de 101,43 kPa (14,7 psig) y a una temperatura del aire de 21 °C.
Debe permitir su operación manual.
6.5.10
Placa de datos
6.5.10.1
Dimensiones
Cada transformador debe tener una placa de acero inoxidable o aluminio con dimensiones mayores que
100 mm x 130 mm, un ejemplo se muestra en la figura 13 (accesorio 23, tabla 12).
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Emblema y marca de la fábrica
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Fases 3
Transformador tipo pedestal
kVA
Frecuencia 60 Hz
No. SERIE
Tensión nominal
Corriente nominal
NBAI
Material
(V)
(A)
(kV )
M.T .
B.T .
Masas
kg
% Impedancia a
°C
Núcleo bobina
Elev . de temperatura
°C
Tanque y líquido
Altitud
m.
Total
Líquido aislante
%
Eficiencia
L
Clase
kV
Tipo ONAN
Derivaciones
A
Pos.
Conecta
1
4 – 5
2
5 – 3
3
3 – 6
4
6 – 2
5
2 -7
V
B
A
Seccionador A
Seccionador B
Fusible limitador
Fusible de expulsión
Baja tensión
Fecha de fabricación
Norma de fabricación
No. de instructivo
Libre de BPC
M.T .
B.T .
Hecho en
Diagrama vectorial
Diagrama de conexiones
H1
B. T.
M. T.
2 34
H2
5 67
H3
H2
8
1
234
567
8
1
23 4
56 7
8
X2
9
10
9
Fase A
X0
Fase B
10
9
Fase C
10
X1
H1
H3
X0
X1
X2
X3
X3
Baja tensión
Logotipo del organismo certificador
FIGURA 13.- Arreglo de la placa de datos para transformador trifásico (este formato no es obligatorio)
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6.5.10.2
Localización y contenido
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
La placa debe localizarse en la sección de baja tensión, y debe contener, en idioma español, como mínimo
los datos siguientes:
1.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.17.18.19.20.21.22.23.24.25.26.27.-
1)
Número de serie ;
Tipo "ONAN";
Número de fases;
Frecuencia (Hz);
1), 4)
Capacidad nominal (kVA)
;
2)
Tensiones y corrientes nominales ;
3), 4)
Tensiones de las derivaciones
;
Incremento de la temperatura (°C);
Material que se utiliza en cada devanado;
Polaridad (transformadores monofásicos);
Diagrama vectorial (transformadores polifásicos);
7)
Diagrama de conexiones y diagrama unifilar ;
5)
Impedancia (%) ;
6)
Masa aproximada (kg) ;
Números de patente (a opción del fabricante);
Nombre del fabricante;
Clave del instructivo del fabricante;
La leyenda que identifique el tipo de transformador
(transformador tipo pedestal o tipo pedestal cálido);
6)
Identificación y cantidad del líquido aislante en litros ;
Altitud de operación (m);
8)
Nivel de tensión de aguante al impulso (NBAI) ;
Fecha (mes y año de fabricación);
La leyenda que identifique el país de origen ("Hecho en ...");
La leyenda que identifique la norma de fabricación;
La leyenda "Libre de BPC";
Eficiencia, valor mínimo por norma en (%);
Logotipo del organismo certificador, en su caso.
Las referencias siguientes son disposiciones que deben cumplirse:
1)
El tamaño de las letras y los números que indiquen la capacidad, número de serie y
tensiones nominales, deben ser mayores o iguales que 4 mm, ya sean grabados o
estampados. El tamaño de otras letras y números es opcional para el fabricante pero
mayor o igual que 2 mm;
2)
Las tensiones nominales de un transformador se designan por las tensiones
nominales de cada devanado, separadas por un guión. Las tensiones nominales de
los devanados se designan como se indica en las tablas 3 y 4;
3)
La tensión de las derivaciones de un devanado se designa ordenando las tensiones
de cada derivación en forma tabular. La tensión de cada derivación debe expresarse
en volts. Las derivaciones deben identificarse en la placa de datos y en el indicador de
posiciones del cambiador por medio de números arábigos o letras en orden
consecutivo.
El número "1" ó la letra "A" se asigna a la derivación de tensión mayor;
4)
En transformadores especiales, con más de una tensión nominal, la placa de datos
debe indicar dichas tensiones, corrientes y las capacidades correspondientes.
También debe indicar las derivaciones en las tensiones adicionales;
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6.5.11
5)
Debe indicarse el por ciento de impedancia entre cada par de devanados, referidos a
la temperatura de 75 °C u 85 °C, según corresponda, para la tensión, capacidad y
frecuencia nominales;
6)
La placa de datos debe indicar además de la masa total aproximada del
transformador, la cantidad en litros del líquido aislante necesario y la masa del
conjunto núcleo-bobinas;
7)
Debe identificarse en la placa de datos el diagrama unifilar y de conexiones, así como
todos los devanados y las terminales exteriores. En general, el diagrama debe ilustrar
en la parte inferior, el devanado de baja tensión y en la parte superior, el devanado de
media tensión. Todas las puntas internas y terminales que estén permanentemente
conectadas, deben marcarse con números o letras que permitan identificarlas
convenientemente, evitando confusiones con las marcas de terminales y polaridad;
8)
Deben designarse los niveles de tensión de aguante al impulso (onda completa en kV)
a las terminales de línea y neutro de los devanados de media tensión y baja tensión.
Dato estarcido de la capacidad
Debe indicarse la capacidad del transformador, con letras y números mayores o iguales que 65 mm de
altura, pintados en color que contraste con el del transformador, o bien una placa de material resistente a la
corrosión de dimensiones iguales o mayores que 65 mm por 135 mm.
Este dato debe ser claro, estar separado de otras leyendas, y ubicarse en el exterior del frente del gabinete y
en el tanque del transformador.
En caso de aplicar, debe llevar la leyenda de clima cálido.
6.5.12
Identificación y marcado de boquillas
Las boquillas deben identificarse de forma permanente e indeleble en la pared del tanque, de manera que
los cables y las conexiones no obstruyan la visibilidad de las identificaciones, con una altura no menor que
15 mm.
6.5.13
Identificación y marcado de accesorios
Las indicaciones de operación del (los) seccionador (es) (abierto, cerrado y sentido de giro) deben estar en
placas grabadas con letras de una altura no menor que 8 mm y colocadas en forma que no sean cubiertas
por cables o accesorios de protección.
Otros accesorios pueden identificarse con letras de color que contrasten con el color del transformador de
forma permanente e indeleble.
6.5.14
Placa de datos de accesorios
Debe proporcionarse la información de las características (marca, número de catálogo, corriente y tensión
nominal) de los accesorios siguientes:
a)
Seccionador (es);
b)
Fusibles;
c)
Portafusibles;
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d)
Interruptor térmico o termomagnético;
e)
Boquillas de M.T. (terminales tipo pozo, integral o perno).
Esta información debe indicarse en la placa de datos o en una placa de accesorios adicional, de acero
inoxidable o aluminio (accesorio 26, tabla 12), con letras y números de un tamaño mayor o igual que
2 mm, y localizarse en la parte superior, en el interior de la puerta de la sección de media tensión o en la
pared del tanque.
6.5.15
Señales preventivas de riesgo
En la parte exterior del transformador, en el frente del gabinete y a 5 cm ± 1 cm abajo de la orilla superior,
debe colocarse un aviso preventivo permanente y reflejante con dimensiones no menores que
10 cm x 25 cm.
6.5.16
Conexiones para el embarque hechas por el fabricante
A menos que expresamente se especifiquen conexiones diferentes, el fabricante debe conectar los
devanados como se indica a continuación:
6.6
a)
Los devanados de media tensión con derivaciones: con el cambiador de derivaciones
en la posición de la tensión nominal.
b)
Los devanados de media tensión en transformadores monofásicos y trifásicos para
operación serie-paralelo: para la tensión serie, indicar la tensión de operación con
números estarcidos en el interior de la sección de media tensión.
Protecciones
Se recomienda seleccionar cualquiera de los métodos de protección que se mencionan a continuación.
6.6.1
Fusibles de expulsión y limitador de corriente de cobertura parcial
Los transformadores monofásicos y trifásicos deben tener uno o dos fusibles por fase conectados en serie y
debidamente coordinados entre sí. Ambos fusibles deben estar sumergidos en aceite, los cuales se
describen a continuación:
6.6.2
a)
Fusibles de expulsión doble elemento tipo bayoneta operación interna, que puedan
reemplazarse exteriormente por medio de una pértiga y con el transformador
desenergizado (accesorio 22a, tabla 12);
b)
Fusibles limitadores de corriente, uno por fase, de alta capacidad interruptiva y de
cobertura parcial, instalados en el interior del tanque, que puedan reemplazarse desde
los registros de mano, en transformadores trifásicos (accesorio 22b, tabla 12).
Fusibles limitadores de corriente de cobertura completa
En transformadores trifásicos de 300 kVA a 500 kVA, se recomienda utilizar por fase un fusible limitador de
corriente de cobertura completa para ser removido sin carga desde el exterior. Los portafusibles deben estar
en el interior del tanque, colocados en la sección de media tensión y deben ser reemplazables desde el
exterior.
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PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
En caso de seguir esta recomendación, es necesario instalar un seccionador trifásico radial de operación
con carga, cuya función es desconectar el transformador del anillo sin interrumpir su continuidad, de acuerdo
con 6.5.6.
En transformadores de 225 kVA y mayores, la protección debe ser de acuerdo con los requisitos que
especifica el usuario.
6.6.3
Fusible de expulsión y de aislamiento
En caso de no requerirse un fusible limitador de corriente de cobertura parcial, puede utilizarse un fusible de
expulsión y de aislamiento con conexión en serie.
6.6.4
Interruptor térmico o termomagnético para baja tensión
En caso de que el usuario así lo requiera, debe integrarse al transformador un interruptor sumergido en el
líquido aislante, debe colocarse en el devanado de baja tensión, en coordinación con los fusibles, el de
expulsión (elemento sencillo) y el limitador de corriente de cobertura parcial, y de acuerdo con las
características de carga (accesorio 28, tabla 14).
NOTA- Las pérdidas generadas por el interruptor no se consideran para el cálculo de la eficiencia del transformador.
6.6.5
Indicador de falla
En caso de que el usuario así lo requiera, debe proveerse un indicador de falla por fase y su carátula o
indicador luminoso debe instalarse en la puerta del gabinete de media tensión (esquina superior izquierda),
de forma que pueda apreciarse el estado del indicador sin abrir la puerta del gabinete (accesorio 27,
tabla 14).
6.7
Cortocircuito
Los transformadores deben cumplir con las especificaciones de cortocircuito que se indican en la Norma
Mexicana NMX-J-116-ANCE, excepto que estos transformadores para efectos de pruebas de cortocircuito,
deben puentearse los fusibles y en caso de tener interruptor en el lado de baja tensión, también debe
puentearse.
6.8
Valores de nivel de ruido
Los niveles de ruido máximos permisibles en transformadores tipo pedestal son los que se indican en la
tabla 17.
TABLA 17.- Valores máximos de nivel de ruido
Capacidad
kVA
Nivel de ruido
dB
hasta 300
56
500 a 1 000
58
1 001 a 2 500
62
El nivel de ruido se mide por medio del método que se indica en la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE.
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6.9
Pruebas aplicables, métodos de prueba y muestreo
6.9.1
Pruebas aplicables
Las pruebas para los transformadores a los que aplica esta Norma Mexicana, son las que se indican en la
tabla 18.
TABLA 18.- Pruebas aplicables a transformadores de distribución tipo pedestal hasta
2 500 kVA, de acuerdo con la Norma Mexicana NMX-J-169-ANCE
Descripción de la prueba
Tipo de prueba
Prototipo
Rutina
Opcional3)
1.-
Resistencia óhmica de los devanados
-
X
-
2.-
Resistencia de aislamiento (1 min)2)
-
X
-
3.-
Rigidez dieléctrica del líquido aislante
-
X
-
4.-
Nivel de tensión de impulso por rayo
X
-
-
5.-
Tensión aplicada
-
X
-
6.-
Tensión inducida
-
X
-
7.-
Relación de transformación
-
X
-
8.-
Polaridad y secuencia de fases
-
X
-
9.-
Pérdidas en vacío
-
X
-
10.- Corriente en vacío
-
X
-
11.- Pérdidas debidas a la carga
-
X
-
12.- Tensión de impedancia
-
X
-
13.- Factor de potencia del líquido aislante
X
-
-
14.- Factor de potencia de los aislamientos del conjunto
X
-
-
15.- Incremento de la temperatura de los devanados
X
-
-
16.- Hermeticidad
-
X
-
1)
17.- Cortocircuito
X
-
-
18.- Nivel de ruido
19.- Pérdidas, corriente de excitación, impedancia: a tensiones, carga o frecuencia distinta a
las nominales
20.- Incremento de la temperatura de los devanados a capacidades distintas de las nominales
-
-
X
-
-
X
-
-
X
21.- Adherencia del recubrimiento
-
-
X
22.- Espesor del recubrimiento
-
-
X
23.- Desempeño mecánico del gabinete (véase apéndice E)
-
-
X
1)
La prueba de cortocircuito es prueba prototipo para los transformadores de distribución tipo pedestal, hasta 500 kVA, que tengan las
siguientes características:
a)
b)
c)
d)
Transformadores monofásicos o trifásicos;
Con capacidad preferente de acuerdo con las indicadas en esta norma;
Con tensión nominal en baja de:
1)
240 / 120 V para transformador monofásico;
2)
220 Y / 127 V para transformador trifásico.
Con tensión nominal en media de:
1)
13 200 YT / 7 620 V;
2)
22 860 YT/ 13 200 V;
3)
23 000 V.
Para cualquier otro tipo de transformador, la prueba de cortocircuito se considera opcional.
2)
En transformadores mayores de 500 kVA la prueba de resistencia de aislamiento se realiza a 10 min.
3)
Las que se especifican por el usuario, previo al diseño del transformador.
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6.9.2
Métodos de prueba
Los métodos de prueba aplicables a esta Norma Mexicana para demostrar las características eléctricas,
mecánicas y térmicas son los que se indica en la NMX-J-169-ANCE, también pueden consultarse los
Apéndices A, B y E.
6.9.3
Muestreo
En caso de que se requiera el muestreo, éste debe especificarse previamente.
6.10
Embalaje
Los transformadores hasta 500 kVA deben protegerse contra manejo rudo, para evitar deterioro o maltrato,
por choques o fricciones entre equipos.
A menos que otra cosa se especifique, esta protección debe consistir de una plataforma, preferentemente de
madera u otro material similar en resistencia mecánica y apto para soportar el transporte entre el trayecto
desde la fábrica hasta su instalación final.
Las dimensiones de la base deben ser como mínimo de 3,5 cm mayor que las dimensiones del área
proyectada del transformador.
6.11
Instructivo técnico
El proveedor debe entregar el instructivo técnico (en idioma español) que contenga como mínimo las
recomendaciones siguientes:
7
a)
Manejo y/o almacenamiento;
b)
Instalación;
c)
Operación;
d)
Mantenimiento; y
e)
Pares de apriete de la tornillería.
CONSIDERACIONES DE SEGURIDAD PARA EL PÚBLICO
Los transformadores deben proveerse con un aviso preventivo que denote el riesgo de choque eléctrico en
caso de que el gabinete de éste se encuentre abierto, en la figura 14 se muestra un ejemplo del aviso, la
tabla 19 describe los requisitos que debe cumplir:
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P EL I GR O
ALTA TENSIÓN
EN SU INTERIOR
SI SE ENCUENTRA
ABIERTO
FAVOR DE LLAMAR
AL TELÉFONO:
__________________
NOTA – La información corresponde a un ejemplo ilustrativo.
FIGURA 14.- EJEMPLO DE AVISO PREVENTIVO
TABLA 19.- REQUISITOS PARA EL AVISO PREVENTIVO
Color
Motivo
Letrero
Si se encuentra abierto favor de llamar al teléfono:
Negro
Marco y contornos de figuras
En caso de que el transformador pertenezca a una compañía
suministradora, debe especificarse el número telefónico donde tal
circunstancia puede atenderse.
En caso de que el transformador pertenezca a un particular, debe
especificarse el número telefónico del departamento responsable.
Rojo
Rayo
Blanco
Figura
Peligro
Alta tensión en su interior
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APÉNDICE A
(Normativo)
PRUEBA DE COMPATIBILIDAD EN LAS JUNTAS (EMPAQUES) DE MATERIAL
ELASTOMÉRICO Y EL ACEITE MINERAL
A.1
ALCANCE
El objetivo de este método es demostrar la compatibilidad del aceite aislante con el material elastomérico
que se utiliza para las juntas en transformadores.
A.2
SIGNIFICADO DEL USO
La magnitud del cambio en las dimensiones de las juntas por estar en contacto con el aceite aislante, indica
el grado de incompatibilidad con éste y la mala calidad del polímero.
Los cambios físicos, químicos y eléctricos en el aceite, ocasionan suciedad por la disolución del material
elastomérico en contacto con el aceite, sometido a la acción de los cambios de temperatura.
A.3
A.4
APARATOS Y/O INSTRUMENTOS
a)
Horno de corriente de aire forzado, ajustable a 100 °C ± 1 C y secado en horno
ajustable a 105 °C ± 5 °C;
b)
Charolas de vidrio refractario para introducirse dentro del horno;
c)
Balanza analítica (500 g) con exactitud de ± 2 g o mejor;
d)
Micrómetro para medición de espesores de exactitud de ± 0,03 mm o mejor;
e)
Vernier de exactitud de ± 0,03 mm o mejor; y
f)
Guantes para manejar materiales calientes (150 °C).
PREPARACIÓN DE LA MUESTRA
a)
Material elastomérico de reciente fabricación, libre de polvo, grasa y humedad;
b)
Medir y registrar las dimensiones siguientes del material: espesor, largo, ancho,
diámetro interior y exterior, color y masa (g);
c)
El aceite mineral debe ser nuevo; y
d)
Obtener los valores medio siguientes del aceite aislante: rigidez dieléctrica, factor de
potencia a 25 °C y 100 °C tensión interfacial en dinas divido por centímetro cuadrado,
número de neutralización en g de KOH/g de aceite y color.
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A.5
A.6
PROCEDIMIENTO DE PRUEBA
a)
Colocar en una charola refractaria el empaque bajo prueba y cubrirlo con aceite
aislante nuevo;
b)
Colocar en otra charola refractaria únicamente aceite aislante nuevo;
c)
Introducir ambas charolas al horno durante 72 h a 100 °C ± 1°C;
d)
Después de concluidas las 72 h y sin abrir el horno, dejar enfriar el interior del horno;
e)
Abrir el horno hasta conseguir que la temperatura interior sea igual a la del ambiente
± 2 °C;
f)
Extraer las muestras y colocarlas en posición que escurran, posteriormente proceder a
efectuar pruebas que se indican en los incisos b y d del punto A.4; y
g)
Evaluar el aceite mineral aislante que no estuvo en contacto con el empaque, de
acuerdo con lo que se indica en la NMX-J-123-ANCE y tomar en cuenta lo que se
indica en A.6.
EVALUACIÓN DE RESULTADOS
a)
El cambio físico, referente a masa y dimensiones, del material debe ser máximo de un
5 %. Esto es: todos los valores que se obtienen, del inciso "b" del punto A.4 no deben
presentar alteraciones mayores que 5 % con respecto a los valores que se obtienen
antes de someterlo a prueba;
b)
Evaluar el cambio físico, químico y dieléctrico del aceite nuevo con respecto al aceite
envejecido por las variaciones de temperatura; y
c)
Determinar el efecto en el aceite por el contacto con la junta.
Los valores que se obtienen deben ser menores que los que se indican a continuación:
a)
Rigidez dieléctrica
Entre aceite nuevo y aceite envejecido:
Entre aceite envejecido y aceite en contacto con el empaque:
b)
Color
Entre aceite nuevo y aceite envejecido:
Entre aceite envejecido y aceite en contacto con el empaque:
c)
20 %
5%
Tensión interfacial
Entre aceite nuevo y aceite envejecido:
Entre aceite envejecido y aceite en contacto con el empaque:
d)
10 %
15 %
10 %
10 %
Factor de potencia a 25 °C
Entre aceite nuevo y aceite envejecido:
Entre aceite envejecido y aceite en contacto con el empaque:
0,05
0,08
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e)
Factor de potencia a 100 °C
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Entre aceite nuevo y aceite envejecido:
Entre aceite envejecido y aceite en contacto con el empaque:
f)
0,05
0,7
Índice de neutralización, g de KOH/g de aceite
Entre aceite nuevo y aceite envejecido:
Entre aceite envejecido y aceite en contacto con el empaque:
0,01
0,03
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9
BIBLIOGRAFÍA
NOM-002-SEDE-2010
Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de
distribución.
NOM-008-SCFI-2002
Sistema general de unidades de medida.
IEC 60076-1 ed3.0 (2011-04)
Power transformers – Part 1: General
IEEE C57.12.34 - 2009
IEEE Standard for requirements for pad-mounted, compartmental-type,
self-cooled, three-phase distribution transformers, 5 MVA and smaller;
high voltage, 34.5 kV nominal system voltage and below; low voltage, 15
kV nominal system voltage and below.
IEEE C57.12.38 - 2009
IEEE Standard for pad-mounted-type, self-cooled, single-phase
distribution transformers; high voltage, 34 500 GrdY/19 920 V and below,
low voltage, 240/120 V; 167 kVA and smaller.
IEEE C57.12.80 - 2010
IEEE Standard terminology for power and distribution transformers.
ASTM D3455-11
Standard test methods for compatibility of construction material with
electrical insulating oil of petroleum origin.
10
CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES
1)
Esta norma no coincide con la Norma Internacional “IEC 60076-1, Power Transformers – Part 1: General,
ed3.0 (2011-04)”, ya que no es posible concordar con la Norma Internacional por las razones siguientes:
1)
a)
Esta Norma Mexicana sólo contiene requisitos para transformadores de distribución
inmersos en líquido aislante y de frente muerto, a diferencia de la Norma Internacional
que contempla requisitos para transformadores de distribución y de potencia con
cualquier tipo de sistema de enfriamiento;
b)
La presente Norma Mexicana integra las especificaciones que de acuerdo con la
práctica nacional, han demostrado satisfacer los requisitos de los usuarios, ya que
proporcionan intercambiabilidad y compatibilidad a los equipos;
c)
La presente Norma Mexicana hace referencia a métodos de prueba contenidos en
Normas Mexicanas que en la práctica nacional representan una solución eficaz de
ingeniería para obtener reproducibilidad y repetibilidad en los resultados.
Esta Norma Mexicana es no equivalente (NEQ) con la Norma Internacional IEC 60076-1, Power Transformers – Part 1: General, ed3.0
(2011-04).
Lo anterior con base en los términos del lineamiento Internacional guía ISO/IEC 21-1 “Regional or national adoption of International
Standards and other International Deliverables - Part 1: Adoption of International Standards” primera edición (2005), en donde NEQ
significa no equivalente.
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APÉNDICE B
(Informativo)
ADHERENCIA DEL ACABADO EN EL TANQUE
En tanto no exista Norma Mexicana al respecto, puede consultarse en forma supletoria la publicación ASTM
D3359 "Standard Methods for Measuring Adhesion by tape test", utilizando el método B.
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APÉNDICE C
(Informativo)
CARACTERÍSTICAS DE LOS EMPAQUES
En tanto no existan Normas Mexicanas al respecto, se sugiere se consulten las publicaciones ASTM
siguientes:
Concepto
Método de prueba
Dureza shore A
ASTM D2240
Resistencia a la tensión mecánica mínima
ASTM D412
Elongación última mínima
ASTM D412
Compresión permanente a 22 h 70 °C
ASTM D395 (B)
Cambio de volumen máximo después de envejecido 70 h a
100 °C en aceite de transformador
ASTM D3455
ASTM D471
Color
-----------
Temperatura de operación
-----------
Relajación de fluencia
ASTM F38
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APÉNDICE D
(Informativo)
RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS
D.1
APLICACIÓN DE RECUBRIMIENTOS ANTICORROSIVOS
En tanto no exista Norma Mexicana al respecto se sugiere consultar las publicaciones ASTM que se indican
en la tabla siguiente:
TABLA D1.- Valores especificados para recubrimientos anticorrosivos en probetas
Falla
ASTM D1654
máxima
Procedimiento
Procedimient
A
oB
mm
(%)
Adherencia
ASTM
D3359
Método A
oB
mínimo
Ampollamiento
ASTM D714
Herrumbre
ASTM D610
mínimo
Brillo
ASTMD523 (%)
a 85°
mínimo
Inicial
5
NO
NO
50
0,0
0,0
1 416 h a 85 °C
5
NO
NO
--
--
--
Niebla salina NMX-D-122
de 2 000 h a 2 016 h
4
NO
GRADO 9
--
1,0**
0,09
Luz ultravioleta ASTMG153* mínimo 2 000 h
5
NO
NO
40
--
--
Ambientes de prueba
Índice de abrasión (máximo) ASTM D4060 = 0,125 g (1 000 ciclos, 1 000 g, piedra CS – 10)
* Se permite utilizar ASTM-G23.
** Promedio de 15 lecturas.
NOTAS
1
Estas pruebas no aplican para las partes internas que estén en contacto con líquido aislante.
2
En caso de que el recubrimiento del interior del gabinete sea diferente al recubrimiento del exterior del transformador se
aplican estas pruebas con excepción de la de luz ultravioleta (ASTM-G153).
3
Para superficies de acero inoxidable sólo aplica adherencia.
D.2
COLOR
Los colores preferentes del acabado externo, a menos que se especifique diferente, se indican en la escala
de color alternativa CIELAB, con el observador a dos grados y luz de día, con los valores siguientes:
a)
Para verde oscuro: L* = 29,45; a* = -14,43; b* = 7,98;
b)
Para el Munsell 7GY 3.29/1.5 (ANSI pedestal verde): L* = 31,07; a* = -4,73; b* = 8,11.
Para todos los colores la diferencia máxima de color aceptable es de 2,5, medida de acuerdo con la norma
ASTM D2244.
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APÉNDICE E
(Informativo)
MÉTODO DE PRUEBA QUE AVALA EL DESEMPEÑO MECÁNICO DEL GABINETE
E.1
ALCANCE Y OBJETIVO
E.1.1
Alcance
Este método de prueba establece las pruebas de desempeño mecánico y requisitos para la seguridad del
gabinete de transformadores tipo pedestal.
E.1.2
Objetivo
Verificar que el gabinete soporta esfuerzos mecánicos sin que se presente deformación, teniendo en cuenta
el diseño, materiales y procedimiento de producción que se utilizan durante su fabricación.
E.2
EQUIPOS Y MATERIALES
E.2.1
Barra de palanqueo
Para la prueba de palanqueo, la barra se construye de acuerdo con la figura E.1. La fuerza descrita en
E.2.1.1 y E.2.1.2 se aplica al mango de la barra.
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10
3 3

8 32
08
07
09
50,8
A
02
A
11
3 ° ± 1°
01
3 3

8 32
1,65
08
6,35
0,9
02 05
06
01
03
18 ° ± 1 °
6,35
10,16
05
12
6,35
119,38 ± 2.54
09
07
119,38 ± 2,54
Véase detalle C
Sección A - A
04
05
02
07
Armar
arandelas
parte
pares
como
muestra
Arme
laslas
arandelas
parte
0505
enen
pares
como
sese
muestra
Detalle C
NOTAS
1)
La cantidad de número de parte 05 pueden variar desde 90 a 100.
2)
La parte número 04 se extiende dentro de la ranura para restringir el movimiento de rotación de la parte
número 07.
3)
Instrucciones de ajuste: antes de que pueda utilizarse la barra de (prueba) palanqueo para medir las fuerzas
de apalancamiento axiales y de palanqueo descritas en la norma, previo ajuste de la barra. Este ajuste se
consigue para la fuerza axial al aplicar fuerzas normalizadas al extremo del mango (parte número 01) y
marcando la compresión de la palanca de la barra de palanqueo a lo largo del eje de la barra de palanqueo
(parte número 07). Las marcas sugeridas pueden ser en pasos de 98 N (o de una manera más exacta con
pasos de 111 N).
Posteriormente, ajustar la fuerza de apalancamiento al sostener la punta de la barra de palanqueo (parte
número 08) en su lugar y aplicar una fuerza en el mango (parte número 01). La deflexión del cuadrante
indicador (parte número 12) se registra por pasos en fuerza sobre el mango.
Los resultados pueden utilizarse para desarrollar una curva de ajuste de deflexión contra apalancamiento.
Entonces, cuando se utiliza la barra de palanqueo en una prueba, la curva de ajuste se usa para determinar
los newtons-metro de momento torsional.
4)
Todas las dimensiones están en mm, excepto las dimensiones de soldadura las cuales están en fracciones
inglesas.
Parte #
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
Nombre
Lista de Materiales
Cantidad
Mango
Caja resorte
Caja resorte
Pasador cilíndrico
Arandela presión
Buje de Bola
Eje
Puntero
Placa soldada
Varilla retención
Eslabón giratorio de corredera
Indicador torque
1
1
1
1
100
2
1
1
2
1
1
1
Descripción
---Acero 2,36 DE x 19,05 lon.
Belleville cat. # 1B-0500-022
Thompson ball bushing cat. # A-81420
-12,7
Brown &Sharpe cat # 599-7900
Brown&Sharpe cat # 599-7906
Brown&Sharpe cat # 8241-942
FIGURA E.1.- Barra de prueba de palanqueo (concluye)
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E.2.1.1
Cuando se aplica una fuerza axial al mango de la barra de palanqueo, el grupo de arandelas
cónicas se comprime. La cantidad de compresión es una medida de la magnitud de la fuerza axial aplicada.
La barra de palanqueo se ajusta para medir la fuerza axial que se aplica para forzar la punta dentro de la
unión bajo prueba, por medio de la utilización una escala o cualquier otro dispositivo de medición.
E.2.1.2
La fuerza de palanca puede conocerse indirectamente, al medir la deflexión de la barra de
palanqueo. Colocar el indicador en la barra y ajustar para medir la deflexión de una cierta longitud de la
barra. Mediciones, registrar los valores en una tabla o curva que muestre la fuerza de palanqueo contra la
lectura en el indicador.
E.2.2
Herramienta para la prueba de jalón
Para la prueba de jalón se utiliza el dispositivo que se muestra en la figura E.2.
Balanza de
resorte para
fuerza de jalón
31,75 ± 6,35
Gancho
Barra redonda
6,35  1,52
Manija
NOTAS
1
Todas las dimensiones son en milímetros.
2
Aparato típico: Balanza Iron Man, capacidad 200 lbs. No. 1756T4 o equivalente.
FIGURA E.2.- Gancho para la prueba de jalón
E.2.3
Alambre de sondeo
Para la prueba de sondeo con alambre, el alambre que se utiliza es de cobre suave desnudo, de 2 mm de
diámetro (14 AWG) y de 3 m de largo.
E.2.4
Herramienta de empuje
Para la prueba de deflexión se utiliza un dispositivo conforme a la figura E.3, de 12 mm x 12 mm de sección
cuadrada y un indicador para medir la fuerza axial.
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Balanza de
resorte para
fuerza de empuje
PARA USO EXCLUSIVO DE CFE – LAPEM
12,7 mm
Manija
FIGURA E.3.- Herramienta de empuje
E.3
PREPARACIÓN DE LA MUESTRA
El gabinete se coloca sobre una superficie plana de acuerdo con la especificación del fabricante. Con las
puertas del gabinete cerradas, se realiza la secuencia de pruebas siguiente:
a)
Prueba de palanqueo;
b)
Prueba de jalón;
c)
Prueba de sondeo con alambre;
d)
Prueba de deflexión, y
e)
Prueba de operación.
E.4
PROCEDIMIENTO DE LAS PRUEBAS
E.4.1
Prueba de palanqueo
Para la prueba de deflexión utilizar un dispositivo conforme a la figura E.4.
E.4.1.1
Objetivo
Demostrar la resistencia mecánica del gabinete y sus componentes ante una fuerza de palanqueo.
E.4.1.2
Procedimiento
Aplicar la barra de palanqueo en todas las uniones, grietas, bisagras, cerraduras y otros objetos que existen
entre los componentes del gabinete, incluyendo la superficie de contacto entre el gabinete y el pedestal.
Colocar la barra de palanqueo en cualquier ángulo con respecto a la superficie del gabinete. Primero,
insertar la punta de la barra en la abertura a probarse, aplicar una fuerza axial de acuerdo con la tabla E.1.
Posteriormente, mantener la misma fuerza axial, aplicar alternadamente el momento de palanqueo que se
especifica en la tabla E.1, esto es, en una dirección y en la dirección opuesta. Mantener la aplicación de
estas fuerzas hasta que las partes dejan de ceder. Una vez que lo anterior se cumple o cuando no exista
deformación, retirar la barra de palanqueo y continuar con la misma prueba en el mismo lugar de la primera
prueba. Cuando las partes dejan de ceder o si no existe deformación durante la segunda prueba, retirar la
barra de palanqueo y probar en otro lugar del gabinete.
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TABLA E.1.- Valores para las pruebas
Fuerza axial hacía adentro
Prueba de palanqueo
Prueba de jalón
Prueba de deflexión
E.4.1.3
222 N
102 Nm
667 N
445 N
Criterio de aceptación
El gabinete y sus componentes cumplen al no presentar deformación.
33 ± 0,50 Diam . Ext.
1,27 x 45°
Bisel ambos
extremos
12,67+0,000
12,67+0,000
Diam
Diam. Int
Int
- 0,070
0,07
40
40
40
101,6
101,6
± 0,25
0,25
190,5
477,52±2,54
477,52±24
22,199 +0,000
- 0,048
1,27
17,00 Diam. Int
125
160
160
2,54
± ±2,54
12,7
0,5
0,5 RR
24 Diam.Ext
M24 x 3 - 2A Rosca
31,75
3,175
3,175
Ancho
Ancho
ranura
ranura
estriada
estria
228,6
228,6
±0,254
±0,254
57,15
57,15
40
6,35
+0,000
- 0,127
101,6
+1,254
- 0,000
D.E
38,1
38,1
2,36 ± 0,254
109,22
± 2,54
M20 x 25 - 2B Rosca
50 x 45
Bisel
Número de parte 02 - Acero 33,02 x 228,6
Número de parte 07 - Barra perforada 127 x 477,5
NOTAS
1
Todas las dimensiones son en milímetros.
2
Dimensiones mínimas, excepto las que se indican.
FIGURA E.4a).- Barra de prueba de palanqueo (continúa)
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E.4.2
Prueba de jalón
E.4.2.1
Objetivo
Demostrar la resistencia mecánica del gabinete y sus componentes ante una fuerza de jalón.
E.4.2.2
Procedimiento
Aplicar una fuerza en cualquier parte del gabinete en donde pueda colocarse el gancho de la herramienta.
Ejercer la fuerza de jalón de acuerdo con la tabla E.1, y aplicar en cualquier ángulo con respecto a la
superficie del gabinete, mantener la fuerza hasta que la parte o componente del gabinete ceda. La prueba
finaliza una vez que la parte deja de ceder o cuando no exista deformación. Colocar el gancho de la
herramienta en cualquier otra parte del gabinete (donde sea posible) y repetir la prueba.
E.4.2.3
Expresión de resultados
Las partes o componentes del gabinete cumplen al no presentar deformación.
E.4.3
Prueba de sondeo con alambre
E.4.3.1
Objetivo
Demostrar la oposición a la penetración de las uniones y grietas del gabinete.
E.4.3.2
Procedimiento
Realizar la prueba de sondeo con alambre después de las pruebas de palanqueo y de jalón. Introducir el
alambre en todas las uniones y grietas. Se utiliza un alambre recto, sin dobladuras y sujetar directamente
con las manos. Si el alambre penetra en la unión, seguir empujando continuamente hasta que no se pueda
empujar más o haya entrado completamente en el gabinete.
E.4.3.3
Expresión de resultados
El gabinete pasa la prueba si el alambre no se introduce en el gabinete o el paso del alambre se limita por
una barrera.
E.4.4
Prueba de deflexión
E.4.4.1
Objetivo
Demostrar el desempeño dieléctrico, mecánico y la resistencia a la corrosión.
E.4.4.2
Procedimiento
Sostener la punta de la herramienta de empuje perpendicularmente a la superficie del lado o pared del
gabinete a probar, aplicar la fuerza de acuerdo con la tabla E.1. Realizar la prueba de deflexión en cada uno
de los lados del gabinete.
E.4.4.3
Expresión de resultados
El gabinete pasa la prueba si no presenta daño en el desempeño dieléctrico, mecánico o resistencia a la
corrosión del equipo.
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E.4.5
Prueba de operación
E.4.5.1
Objetivo
Demostrar la operación del gabinete después de realizar las pruebas anteriores.
E.4.5.2
Procedimiento
Revisar la normal operación de todas las piezas del gabinete mantiene su funcionalidad en forma normal
después de realizar las pruebas anteriores.
E.4.5.3
Expresión de resultados
Se cumple con la prueba si el gabinete mantiene su funcionalidad en todas las partes.
E.4.6
Resistencia a la entrada de objetos externos
Se cumple con esto si el gabinete impide la entrada de objetos externos tales como palos, barras o
alambres, entre otros.
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APÉNDICE F
(Informativo)
PRUEBA DE HERMETICIDAD POR EL MÉTODO DE CAÍDA DE PRESIÓN
F.1
Alcance
Este método de prueba establece los fundamentos para realizar una prueba de hermeticidad por el método
de caída de presión a los tanques de los transformadores tipo pedestal.
F.2
F.4
Equipo para la prueba
a)
Manómetro analógico o digital;
b)
Línea de aire seco o línea de nitrógeno.
Procedimiento de la prueba
Para conocer la caída de presión del tanque del transformador, se aplica el procedimiento siguiente:
F.5
a)
Ajustar el manómetro para obtener una lectura de 69 kPa;
b)
Aplicar presión al tanque hasta llegar a la presión de prueba;
c)
Activar el equipo para iniciar la prueba;
d)
Programar la duración de la prueba la cual es de 15 s o mayor;
e)
La alarma del equipo indica la finalización de la prueba;
f)
Registrar las mediciones al iniciar y finalizar la prueba.
Evaluación de los resultados
La velocidad de la fuga por medio del método de la caída de presión, se calcula por medio de la ecuación
siguiente:
∆P∙V
Q=
∆t
En donde:
Q
∆P
V
∆t
F.5.1
es la velocidad de la fuga, en kilopascales por litros por segundo (kPa × L/s).
es la diferencia entre la presión inicial y presión final (P1 – P2), en kilopascales.
es el volumen del tanque sometido a prueba, en litros.
es la diferencia entre el tiempo inicial y el tiempo final (t1 – t2), en segundos.
Criterio de aceptación
Se considera que el transformador pasa la prueba si la caída de presión en el tanque es menor o igual que
1,5 kPa.
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APÉNDICE G
(Informativo)
EFICIENCIA MÍNIMA PARA TRANSFORMADORES MAYORES QUE 500 kVA
Los valores de eficiencia energética mínimos recomendados para transformadores de capacidades mayores
que 500 kVA son de acuerdo a lo siguiente:
a)
98,8 % para transformadores con nivel de aislamiento (NBAI) de 125 kV y 150 kV; y
b)
98,9 % para transformadores con nivel de aislamiento (NBAI) de 95 kV.
Lo anterior de acuerdo con las experiencias de los fabricantes y la infraestructura del país.
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ACUERDO PARA USO DE NORMAS MEXICANAS ANCE
EN FORMA ELECTRÓNICA USO PERSONAL
LA ASOCIACIÓN DE NORMALIZACIÓN Y CERTIFICACIÓN A.C,
Por medio del presente se hace constar información importante así como los derechos y obligaciones a
las que queda sujeto el acreedor de las normas NMX-ANCE en formato “Electrónico Personal”
Requerimientos Generales.
Será necesario proporcionar datos del usuario (Nombre Completo, Empresa, Domicilio de la empresa,
Teléfono, Dirección de Correo Electrónico, Ciudad) cotejado con una copia de identificación oficial. Esto
debido a que la información brindada servirá para personalizar la norma adquirida, quedando asentada la
información del comprado al calce y al costado izquierdo de cada una de las hojas que componen el
cuerpo de la norma.
Si se requiere una norma en PDF, los formatos pueden ser en CD recogerlo directamente en las
instalaciones de ANCE o por envío (con cargo extra por concepto de mensajería) así mismo, la norma
puede ser enviada al correo electrónico del usuario la cual deberá tener una capacidad mínima de 10mb.
Respecto al recibo por la adquisición de la norma se haría en forma electrónica, de necesitarlo en forma
física, se enviaría por mensajería generando los respectivos gastos pro el servicio esto en caso de que
no se recoja directamente en las instalaciones de ANCE.
Derecho de Reproducción.
1. ANCE NO autoriza al ACREEDOR de las NMX-ANCE, para obtener las impresiones de la(s) Norma(s)
Mexicana(s) ANCE, que hayan sido adquiridas bajo la modalidad de documento electrónico.
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cabo cualquiera de las restricciones manifestadas en el presente acuerdo, quedará sin ningún efecto el
mismo.
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bajo la modalidad de acuerdo personalizado impreso o electrónico, sean utilizadas por el ACREEDOR,
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ACUERDO PARA USO DE NORMAS MEXICANAS ANCE
EN FORMA ELECTRÓNICA USO PERSONAL
Alcance.
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2. La vigencia del presente acuerdo será hasta en tanto dure(n) vigente(s) la(s) Norma(s) Mexicana(s)
ANCE adquiridas.
Cuota de Recuperación.
1. Al cubrir el ACREEDOR la cuota de recuperación, por la adquisición de cada una de la(s) Norma(s)
Mexicana(s) ANCE solicitadas, se tendrá por satisfecha la contraprestación del presente acuerdo.
Información Confidencial.
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Sanciones.
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mismo.
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ANCE.
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ATENTAMENTE
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