P.2.0251.01_especificación PEP transformadores de distribución y potencia

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Y POTENCIA

P.2.0251.01

PRIMERA EDICION OCTUBRE, 2000

SUBDIRECCION DE TECNOLOGIA Y DESARROLLO PROFESIONAL

UNIDAD DE NORMATIVIDAD TECNICA

ESPECIFICACION TECNICA PARA PROYECTO DE OBRAS

(TRANSFORMERS OF DISTRIBUTION AND REACTORS)

Priemra Edición P.2.0251.01: 2000 UNT

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P R E F A C I O

Pemex Exploración y Producción (PEP) en cumplimiento del decreto por el que se reforman, adicionan y derogan diversas disposiciones de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, publicado en el Diario Oficial de la Federación de fecha 20 de mayo de 1997 y acorde con el Programa de Modernización de la Administración Pública Federal 1995 – 2000, así como con la facultad que le confiere, la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Sevicios del Sector Público, la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y la Sección 4 de las Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas y de Servicios Relacionados con las Mismas, expide la presente especificación la cual aplica para transformadores de distribución y potencia.

Esta especificación se elaboró tomando como base la segunda edición de la norma No. 2.251.01, emitida en 1991 por Petróleos Mexicanos, de la que se llevó a cabo su revisión, adecuación y actualización, a fin de adaptarla a los requerimientos de Pemex Exploración y Producción.

En la elaboración de esta especificación participaron:

Subdirección de Región Norte

Subdirección de Región Sur

Subdirección de Región Marina Noreste

Subdirección de Región Marina Suroeste

Dirección Ejecutiva del Proyecto Cantarell

Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas

Subdirección de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Coordinación Ejecutiva de Estrategias de Exploración

Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Subdirección de Planeación

Subdirección de Administración y Finanzas

Subdirección de Tecnología y Desarrollo Profesional

Unidad de Normatividad Técnica


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I N D I C E D E C O N T E N I D O Página

0. Introducción............................................................................. 3

1. Objetivo.................................................................................... 3

2. Alcance.................................................................................... 3

3. Actualización............................................................................ 3

4. Campo de aplicación............................................................... 3

5. Referencias.............................................................................. 3

6. Definición de términos............................................................. 4

7. Abreviaturas............................................................................. 5

8. Clasificación de equipo............................................................ 5

9. Diseño...................................................................................... 6

10. Pruebas.................................................................................... 38

11. Transportación......................................................................... 39

12. Bibliografía............................................................................... 39


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0. Introducción.

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Pemex Exploración y Producción (PEP), se encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de empresa. En vista de esto, es necesaria la participación de las diversas disciplinas de la ingeniería, lo que involucra diferencia de criterios.

Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas y conjuntar resultados de las investigaciones nacionales e internacionales, Pemex Exploración y Producción emite a través de la Unidad de Normatividad Técnica, esta especificación para transformadores de distribución y potencia en las obras o trabajos que se realicen en PEP.

1. Objetivo.

Este documento normativo técnico establece las especificaciones técnicas, térmicas y mecánicas para el adecuado diseño de los equipos de transformadores de distribución y potencia.

2. Alcance.

Esta especificación cubre los requisitos mínimos para proyecto, adquisición y pruebas de los transformadores de distribución y potencia utilizados en las instalaciones de Pemex Exploración y Producción.

3. Actualización.

A las personas e instituciones que hagan uso de este documento, se agradecerá envíen por escrito sus sugerencias y recomendaciones a la siguiente dirección, con el fin de mantener

actualizado el contenido técnico de esta especificación:

Pemex Exploración y Producción.

Unidad de Normatividad Técnica.

Bahía de Ballenas # 5, 9° piso.

Col. Verónica Anzures, D. F., C. P. 11300.

Teléfono directo: 55-45-20-35.

Conmutador: 57-22-25-00, ext. 3-80-80.

Fax: 3-26-54.

E-mail:[email protected]

4. Campo de aplicación.

Este documento normativo técnico aplica en todas las áreas de ingeniería que diseñen, supervisen o adquieran transformadores de distribución y potencia para las instalaciones de PEP.

5. Referencias.

5.1 Dirección general de normas.

Norma NOM-J-116. Transformadores de distribución tipo poste y tipo subestación.

Norma NOM-J-123. Aceite aislante no inhibido para transformadores de distribución y potencia-métodos de prueba.

Norma NOM-J-153. Clasificación de materiales aislantes.

Norma NOM-J-169. Métodos de prueba-transformadores de distribución y potencia.

Norma NOM-J-281. Terminales empleadas en la industria eléctrica.

Norma NOM-J-284. Transformadores de potencia.


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5.2 Normas internacionales.

Norma ANSI-CS7.12.00. General Requirements for Distribution, Power and Regulating Transformers and Reactors. (Requerimientos Generales para Regulación de Transformadores de Distribución y Potencia).

Norma TR-I-I (NEMA), Transformers, Regulators and Reactores. (Transformadores, Reguladores y Reactores).

6. Definición de términos.

6.1 Transformador.

Dispositivo eléctrico estático que por inducción electromagnética transfiere energía eléctrica, de uno o más circuitos, a la misma frecuencia, transformando usualmente los valores de tensión y corriente.

6.2 Características nominales.

Valores numéricos asignados a los parámetros que definen la operación del transformador en las condiciones especificadas en esta especificación y en los que se basan las garantías del fabricante y pruebas del equipo:

Capacidad, tensión, corriente, f.P., frecuencia nominal.

6.2.1 Capacidad nominal.

Potencia en kVA que el transformador suministra en forma continua a la tensión y frecuencia nominales, sin exceder los límites de temperatura correspondientes.

6.2.2 Tensión nominal.

Tensión a la cual se refieren las características de operación y funcionamiento del transformador.

6.2.3 Corriente nominal.

Corriente que fluye por los devanados del transformador cuando funciona a su capacidad, tensión, frecuencia y factor de potencia nominales.

6.3 Corriente de excitación.

Corriente que fluye por los devanados del transformador cuando se conecta sin carga a la tensión y frecuencia nominales.

6.4 Rigidez dieléctrica.

Propiedad de un dieléctrico de oponerse a una descarga de ruptura, ésta se mide por la intensidad del campo eléctrico con la que se mide un espesor determinado del dieléctrico.

6.5 Nivel básico de aislamiento al impulso (NBAI).

Es la combinación de valores de tensión (a frecuencia nominal y a impulso) que caracteriza el aislamiento de cada uno de los devanados y sus partes asociadas, con respecto a su capacidad para soportar esfuerzos dieléctricos.

Notas:

1. El nivel de aislamiento agrupa tres valores de tensión.

a) Tensión nominal del sistema, define la tensión que el equipo puede soportar continuamente.

b) Tensión de prueba de aislamiento a baja frecuencia, que es el valor de la tensión en la prueba de potencial aplicado.

c) Tensión de la prueba de impulso a onda completa.

6.6 Pérdidas en el núcleo.

Potencia activa que consume el transformador cuando se aplica la tensión nominal, la frecuencia nominal, en las terminales del devanado primario, estando los otros en circuito abierto.

6.7 Pérdidas en los devanados.

a) En transformadores de dos devanados.

Es la potencia activa que se consume cuando circula la corriente nominal, a través de un devanado, estando las terminales del otro


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devanado en corto circuito. El valor de estas pérdidas debe ajustarse a la temperatura de operación.

b) En transformadores de devanados múltiples, con relación a determinada combinación de dos devanados.

Es la potencia activa consumida a frecuencia nominal cuando circula una corriente en las terminales de uno de los devanados de la combinación, correspondiente a la menor de las capacidades nominales de los dos devanados de la combinación, estando las terminales del otro devanado en corto circuito y los devanados restantes en circuito abierto.

6.8 Pérdidas totales.

Suma de las pérdidas en el núcleo y las pérdidas en los devanados.

Para transformadores de varios devanados, las pérdidas totales se refieren a una condición específica de carga.

7. Abreviaturas.

NOM Norma Oficial Mexicana.

ANSI Instituto Nacional Americano de Estandarización.

NEMA Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos.

ASTM Sociedad Americana para Pruebas y Materiales.

PEP Pemex Exploración y Producción.

8. Clasificación de equipo.

8.1 Por su capacidad.

8.1.1 Transformador de distribución.

Transformador con una capacidad hasta 500 kVA.

8.1.2 Transformador de potencia.

Transformador con una capacidad mayor de 500 kVA.

8.2 Por su tensión.

8.2.1 Transformador de baja tensión.

Transformador que funciona en línea de 600 V o menos.

8.2.2 Transformador de media tensión.

Transformador que funciona en línea de más de 600 V. hasta 4.16 kV.

8.2.3 Transformador de alta tensión.

Transformador que funciona en línea de 13.8 kV y mayores.

8.3 Por su tipo de enfriamiento. MEDIO DE ENFRIAMIENTO SIMBOLO

LIQUIDO AISLANTE (ACEITE MINERAL)

O

GAS G

AGUA W

AIRE A TIPO DE CIRCULACION SIMBOLO NATURAL N

FORZADA F

8.4 Por su sistema de disipación de calor.

Los transformadores se clasifican por su sistema de disipación de calor, como sigue:

8.4.1 Transformadores con aislamiento tipo seco.

1) Clase AA – Autoenfriado.

2) Clase AA/AFA – Autoenfriado/Enfriador por aire forzado.


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8.4.2 Transformadores sumergidos en líquido aislante.

1) Clase OA – Autoenfriado.

2) Clase OA/FA – Autoenfriado y enfriado por aire forzado.

3) Clase OA/FA/FA – Autoenfriado y con dos pasos de enfriamiento por aire forzado.

4) Clase OA/FA/FOA–Autoenfriado/enfriado por aire forzado y enfriado por aire y líquido aislante forzado.

5) Clase FOA – Enfriado por aire y líquido aislante forzado.

8.5 Por su instalación.

Se clasifican en:

? ? Tipo Poste.

? ? Tipo Subestación.

8.6 Por su servicio.

? ? Se clasifican en:

? ? Para uso interior.

? ? Para uso intemperie.

? ? Para uso en atmósferas marinas.

? ? Para uso en atmósferas altamente corrosivas.

9. Diseño.

9.1 Especificaciones eléctricas.

Area de trabajo.

Todos los transformadores se instalan en áreas no peligrosas según se define en la norma 2.203.01 clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico, de Pemex Exploración y Producción y diseñados para servicio a la intemperie.

9.1.1 Capacidad nominal en kVA.

a) Transformadores monofásicos: 5, 10, 15, 25, 37.5.

b) Transformadores trifásicos: 15, 30, 45, 75, 112.5, 150, 225, 300, 500, 750, 1,000, 1,250, 1,500, 2,000, 2,500, 3,000, 3,750, 5,000, 7,500, 10,000, 12,000, 15,000, 18,000, 20,000, 24,000, 30,000 y 40,000.

9.1.2 Capacidad de las derivaciones.

En todas las derivaciones deben obtenerse los kVA nominales.

9.1.3 Tensión de las derivaciones.

La diferencia de las tensiones extremas con respecto a la nominal no debe exceder del 10% a menos que se especifique de otra manera.

Las derivaciones deben ser del 2.5% cada una de la tensión nominal de dos arriba y dos abajo, a menos que se especifique de otra manera.

9.1.4 Tensiones nominales.

Las tensiones nominales de los devanados, así como su representación esquemática se indican en las tablas 1 y 2 para transformadores monofásicos y trifásicos respectivamente.

9.1.5 Niveles de aislamiento y valores para pruebas dieléctricas.

9.1.5.1 Para las terminales del transformador.

Debe asignarse a las terminales de los devanados una clase de aislamiento que determine las pruebas dieléctricas que dichos devanados son capaces de soportar.

Los niveles básicos de aislamiento al impulso, las clases de aislamiento y los valores de prueba están dados en las tablas 3, 4, 5 y 6 las tablas 3 y 4 para transformadores sumergidos en líquidos aislantes y las tablas 5 y 6 para transformadores de distribución tipo seco.

9.1.6 Pérdidas y sus tolerancias.

Las pérdidas que se deben especificar son:


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1) Pérdidas en el núcleo.

2) Pérdidas en los devanados.

3) Pérdidas totales.

(Ver norma Pemex No. 2.251.02. Evaluación de Valores de garantía de transformadores de distribución y potencia).

9.1.7 Impedancia y su tolerancia.

La tolerancia de la impedancia de un transformador de dos devanados es de ± 7.58 del valor garantizado. Además, cuando se fabriquen transformadores de dos devanados de iguales características para un mismo pedido, la diferencia de impedancia entre ellos no debe exceder de 7.5% del valor garantizado.

Los transformadores se consideran apropiados para operar en paralelo, si sus impedancias están dentro de las limitaciones de los párrafos anteriores, siempre y cuando cumplan las condiciones necesarias para tal operación.

9.1.8 Relación de transformación y su tolerancia.

La relación de transformación es el resultado de la relación de vueltas de los devanados primario y secundario.

La tolerancia para la relación de transfrormación, medida cuando el transformador está sin carga, debe ser de ± 0.5% en todas sus derivaciones.

T A B L A 1

DESIGNACION DE LAS TENSIONES NOMINALES DE LOS DEVANADOS EN TRANSFORMADORES MONOFASICOS

DESIGNACION

DATO DE

PLACA (EJEMPLOS)

DIAGRAMA

ESQUEMATICO DEL DEVANADO

EXPLICACION CONDENSADA DE LAS DESIGNACIONES Y

DEL DIAGRAMA

E 34,500

INDICA UN DEVANADO PARA CONEXIÓN DELTA DE UN SISTEMA DE E VOLTS

E/E Y 2,400/4,160 Y

INDICA UN DEVANADO PARA

CONEXIÓN DELTA EN UN SISTEMA DE VOLTS O PARA CONEXIÓN ESTRELLA EN UN

SISTEMA DE E1 VOLTS.

E/2E 120/240

INDICA UN DEVANADO PARA SERVICIO EN PARALELO, EN

SERIE O DE TRES HILOS.


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T A B L A 2

DESIGNACION DE LAS TENSIONES NOMINALES DE LOS DEVANADOS EN TRANSFORMADORES TRIFASICOS

DESIGNACION

DATOS DE PLACA (EJEMPLOS)

DIAGRAMA

ESQUEMATICO DEL DEVANADO

EXPLICACION CONDENSADA DE LAS

DESIGNACIONES Y DEL DIAGRAMA

E 13 200

INDICA UN DEVANADO

PERMANENTE CONECTADO EN

DELTA.

EY 4 160Y

INDICA UN DEVANADO PERMANENTE

CONECTADO EN ESTRELLA CON EL NEUTRO AISLADO

E1 Y/E

L160 Y/2400

INDICA UN DEVANADO PERMANENTE

CONECTADO EN ESTRELLA CON EL

NEUTRO ACCESIBLE Y CON EL AISLAMIENTO

COMPLETO


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T A B L A 3

RELACION DE NIVELES DE AISLAMIENTO PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION

NIVELES DE IMPULSO ONDA CORTADA

30

45

60

75

95

125

150

200

250

350

10

15

19

26

34

40

50

70

95

140

30

45

60

75

95

125

150

200

250

350

36

54

69

88

110

145

175

230

290

400

1.0

1.5

1.5

1.6

1.8

2.25

3.0

3.0

3.0

3.0

Solamente cuando se especifique se debe realizar esta prueba (Ver capítulo 10).

NBAI kV

CRESTA

PRUEBA A BAJA

FRECUENCIA kV

ONDA COMPLETA kV

CRESTA 1.5 X 40 ? S

kV CRESTA

TIEMPO MINIMO DE ARQUEO MICRO-SEG


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T A B L A 4

RELACION DE NIVELES DE AISLAMIENTO PARA TRANSFORMADORES NIVELES DE IMPULSO * ONDA

COMPLETA ONDA CORTADA FRENTE DE ONDA

SU kV TIEMPO TENSION TIEMPO CRESTA kV MINIMO DE MINIMA PARA CRESTA ARQUEO KV ARQUEO 1.5 x 40 o? s-I ICRO-SEG CRESTA ICRO-SEG

45 60 75 95

100 150 200 250 350 450 550 650 750 825 900 975 1050 1175 1300 1425 1550 1675 1900 1925 2050 2175 2300 2425

10 15 19 26 34 50 70 95 140 185 230 275 325 360 375 430 460 520 575 630 690 750 800 860 920 960

1040 1090

45 60 75 95 110 150 200 250 350 450 550 650 750 825 900 975

1050 1175 1300 1425 1550 1675 1800 1925 2050 2175 2300 2425

54 69 88 110 130 175 230 290 400 520 630 750 865 900

1035 1120 1210 1350 1500 1640 1700 1925 2070 2220 2360 2500 2650 2800

1.5 1.5 1.6 1.8 2.0 3.0 3.8 3.0 3.0 3.1 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.5 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.9 3.0 3.0

165 195 260 345 435 500 710 825 960 1070 1150 1240

1400 1539

0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

0.58 0.71 0.825 0.96 1.07 1.15 1.24

1.4

1.53

20** 35** 38** 55** 75** 100** 140** 190** 200** 375 460 540 620 685 745 810 870 975

1000 1100 1290 1390 1500 1600 1700 1800 1900 2010

* Solamente cuando se especifique, se realiza esta prueba (Ver capítulo 10). + Debe especificarse con anterioridad al diseño del transformador. ** Cuando sea especificado, las pruebas de nivel de impulso por maniobra son normalmente sobre solo un devanado de 450 kv BIL y mas alto. Estos valores de tensión deben ser usados para establecer el límite de tensión inducido del nivel de impulso por maniobra en devanados de B.T. cuando un devanado de A.T. es probado.

NBAI MU

CRESTA

NIVEL DE AISLAMIENTO A

BAJA FRECUENCIA

KV RCM

NIVEL DE IMPULSO POR

MANIOBRA LINEA TIERRA

KV CRESTA


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T A B L A 5

RELACION DE CLASES DE AISLAMIENTO A NIVELES BASICOS DE AISLAMIENTO AL IMPULSO POR DESCARGA ATMOSFERICA

PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION.

TENSION NOMINAL DEL SISTEMA

kV (rcm)

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO POR DESCARGA

ATMOSFERICA kV (VALOR CRESTA)

1.2

2.5

5.0

15.0

34.5

30

45

60

95

200

T A B L A 6

RELACION DE CLASES DE AISLAMIENTO A NIVELES BASICOS DE AISLAMIENTO AL IMPULSO POR DESCARGA ATMOSFERICA

PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

TENSION NOMINAL DEL SISTEMA

kV (rcm)

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO POR DESCARGA

ATMOSFERICA kV (VALOR CRESTA)

1.2

2.5

5.0

15.0

25.0

34.5

69.0

115.0

45

60

75

110

150

200

350

550

30

45

60

95

__

__

250

450

350


12/39


T A B L A 7

CLASES DE AISLAMIENTO MINIMOS EN EL NEUTRO

CLASE DE AISLAMIENTO DE

LAS TERMINALES DE LINEA DEL

DEVANADO kV

SOLIDAMENTE A TIERRA O A TRAVES

DE UN TRANSFORMADOR DE CORRIENTE kV

A TIERRA A TRAVES DE UN

TRANSFORMADOR REGULADOR

kV

A TIERRA A TRAVES DE UN

NEUTRALIZADOR DE FALLA A TIERRA O

AISLADO PERO PROTEGIDO CONTRA

IMPULSO kV

1.2

2.5

5.0

8.7

15.0

25.0

34.5

46.0

69.0

1.2

2.5

5.0

8.7

8.7

8.7

8.7

15.0

15.0

1.2

2.5

5.0

8.7

8.7

8.7

8.7

15.0

15.0

1.2

2.5

5.0

8.7

8.7

15.0

25.0

34.5

46.0

Nota: Para sistemas de tensiones superiores a las descritas en la tabla, el nivel de aislamiento

del neutro debe especificarse de acuerdo a los requerimientos de servicio, pero en ningún caso deben ser inferiores a los niveles de aislamiento enlistados.


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T A B L A 8

CLASES DE AISLAMIENTO Y VALORES PARA PRUEBAS DIELECTRICAS EN TRANSFORMADORES SUMERGIDOS

EN LIQUIDO AISLANTE, EXCEPTO LOS MONOFASICOS DE UNA BOQUILLA

EN ALTA TENSION

CLASE DE

AISLAMIENTO

PRUEBA A BAJA

FRECUENCIA

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO

AL IMPULSO (NBAI) ONDA COMPLETA

ONDA CORTADA

kV kV kV CRESTA kV CRESTA TIEMPO MINIMO DE ARQUEO EN MICRO-

SEG

1.2

2.5

5.0

15.0

25.0

34.5

46.0

69.0

10

15

19

34

50

70

95

140

30

45

60

95

150

200

250

350

36

54

64

110

175

230

290

400

1.0

1.5

1.5

1.8

3.0

3.0

3.0

3.0


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9.1.9 Regulación y su tolerancia.

La regulación de un transformador se expresa en porciento de la tensión nominal del secundario.

La regulación se calcula a partir de las tensiones de impedancia y de los watts por pérdidas debidas a la carga, la regulación no debe exceder a la especificada, en más de 7.5% para transformadoras de dos devanados o en 10% para transformadores de tres devanadores y autotransformadores.

9.1.10 Polaridad, desplazamiento angular, secuencia de fases y designación de terminales.

9.1.10.1 Polaridad de transformadores monofásicos.

Todos los transformadores monofásicos deben ser de polaridad substractiva.

9.1.10.2 Desplazamiento angular de transformadores trifásicos.

El desplazamiento angular entre los vectores de alta y baja tensión en transformadores con conexión delta-delta o estrella-estrella, debe ser O°, como se muestra en los diagramas “A” y “B” de la figura 1.

9.1.10.3 La secuencia de fases es en el orden 1, 2, 3 con sentido indicado en la figura 1.

9.1.10.4 Designación de terminales.

Los devanados de un transformador se distinguen uno del otro como sigue:

En los transformadores dos devanados, el de alta tensión se designa con la letra H, y el de baja tensión con la letra X.

En el caso en que dos o más devanados tengan la misma tensión pero diferente capacidad en kVA, se asignan las letras en orden decreciente según la capacidad.

Las terminales del transformador se identifican con una letra mayúscula y un número como subíndice.

Ejemplo: H1, H2, H3, X1, X2, X3, etc.

Las terminales del neutro en transformadores trifásicos se deben marcar con la letra propia del devanado y con el subíndice cero H0, X0, etc.

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 con el subíndice cero, por ejemplo: H0, X0.

Si un transformador tiene un devanado con dos terminales y una de ellas está directamente a tierra, ésta debe designarse con la letra correspondiente y el subíndice 2.

9.2 Especificaciones térmicas.

9.2.1 Temperatura ambiente máxima.

Los transformadores sujetos a esta especificación, deben ser apropiados para operar a su capacidad nominal, siempre que la temperatura promedio durante cualquier período de 24 horas no exceda de 30°C.

Se recomienda que la temperatura promedio del aire refrigerante se calcule promediando las lecturas obtenidas durante 24 horas, efectuando estas lecturas cada hora.

Cuando el ambiente sea el medio refrigerante se puede usar el promedio de la temperatura máxima y mínima durante el día; por lo general, el valor obtenido en esta forma es ligeramente mayor que el promedio real diario, pero en no más de 0.25°C.

9.2.2 Altitud de operación.

Los transformadores cubiertos por esa norma deben estar diseñados para una altitud mínima de 1000 M.S.N.M.

9.2.3 Efecto de altitud en la elevación de la temperatura.

El aumento en la altitud produce disminución en la densidad del aire, lo cual a su vez incrementa la elevación de la temperatura en los transformadores que dependen del aire para la disipación del calor. Por lo tanto, debe tomarse en cuenta lo anterior para la operación de los transformadores.


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El desplazamiento entre las tensiones de alta y baja tensión en transformadores con conexiones estrella-delta o delta-estrella debe ser de 30” con la baja tensión atrasada respecto a la alta tensión

FIGURA 1

DESPLAZAMIENTO ANGULAR

H1

H1 H1

H1

H2

H2 H2

H2

H3H3

H3H3

X2

X1

X1

X1

X2

X2

X2

X3

X3X3

X3

X1(A) (C)

(B) (D)

T A B L A 9

FACTORES DE CORRECCION DE RIGIDEZ DIELECTRICA PARA ALTITUDES MAYORES DE 1,000 METROS

ALTITUD EN METROS FACTOR DE CORRECCION 1,000 1,200 1,500 1,800 2,100 2,400 2,700 3,000 3,600 4,200 4,500

2.00 0.98 0.95 0.92 0.89 0.86 0.83 0.80 0.75 0.70 0.67

NOTA: La altitud de 4,500 metros se considera la máxima para los transformadores a que se refiere

esta especificación.


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9.2.4 Efecto de la altitud en la rigidez dieléctrica del aire.

El aumento en la altitud produce disminución en la densidad del aire, la cual a su vez disminuye el valor de la tensión de flameo.

La rigidez dieléctica de algunas partes de un transformador, que dependen total o parcialmente del aire para su aislamiento, disminuye conforme la altitud aumenta.

Para obtener la rigidez dieléctrica a una altitud especificada para una clase de aislamiento, dada la rigidez dieléctrica a 1,000 metros de altitud, debe multiplicarse por el factor de corrección apropiado que se indica en la tabla 9.

1) Operación a capacidad nominal.

Los transformadores construidos para altitudes de 1000 metros pueden operarse a capacidad nominal a mayores altitudes, siempre que la temperatura ambiente promedio máxima, no exceda de los valores indicados en la tabla 10.

2) Operación a capacidad reducida.

Si la temperatura ambiente promedio máxima excede los valores indicados en la tabla 10 pero sin exceder la temperatura promedio de 30°C, se puede operar a capacidad reducida, en el porcentaje que se indica por cada 100 metros en exceso de 1000 de acuerdo con la tabla 11.

9.2.5 Operación a tensiones superiores a la nominal.

9.2.5.1 Los transformadores deben ser capaces de operar:

Con 5% arriba de la tensión nominal del secundario a capacidad nominal en WA, sin exceder los límites de sobreelevación de temperatura. Este requisito se aplica cuando el factor de potencia de la carga es del 80% o mayor.

Con un 10% arriba de la tensión nominal del secundario en vacío, sin exceder los límites de sobreelevación de temperatura especificados en la tabla 12.

9.2.5.2 Para cualquier derivación a capacidad plena se aplican los mismos requisitos anteriores.

9.2.6 Efectos de la rigidez dieléctrica del líquido aislante.

La rigidez dieléctrica del líquido aislante nuevo no debe ser menor de 30 kV medida con los electrodos planos de sección circular de 25.4 mm de diámetro, separados 2.54 mm y de acuerdo con la NOM-J-120.

Los aceites aislantes deben satisfacer, además los requisitos de la NOM-J-123.

9.2.7 Límites de elevación de temperatura para capacidades continuas.

9.2.7.1 Límites de elevación de temperatura observables.

Los valores dados en al tabla 12 limitan las elevaciones de temperatura del transformador y de sus partes, sobre la temperatura ambiente, cuando sean probados de acuerdo con sus capacidades; las temperaturas obtenidas implican el uso de un acabado de pintura con un pigmento laminar no metálico de acuerdo a las normas 2.411.01, 3.411.01 y 4.411.01, de Pemex.

9.2.7.2 Límites de elevación del punto más caliente.

Los transformadores se construyen en forma tal, que la elevación de temperatura del punto más caliente del conductor, sobre la temperatura ambiente, no exceda de los valores de la tabla 12.

9.2.8 Condiciones especiales de servicio.

Las condiciones de servicio fuera de las indicadas en los párrafos anteriores se especifican previamente al fabricante.

Ejemplo de algunas de estas condiciones son las siguientes:

1. Vapores o atmósferas corrosivas, exceso de polvo, polvo abrasivo, mezclas explosivas o inflamables de polvo o gases; vapor de agua, ambiente salino, humedad excesiva, etc.


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2. Vibraciones anormales, golpes o cambios de posición.

3. Temperaturas ambiente excesivamente bajas o altas.

4. Limitaciones de espacio.

5. Otras condiciones de operación, dificultades de reparación, necesidades de aislamiento, etc.

9.3 Especificaciones mecánicas.

9.3.1 Tanque.

9.3.1.1 El tanque y la tapa del transformador deben ser de lámina rolada de acero al carbono A-283, Grado A, ASTM, con un calibre mínimo de:

Transformadores de distribución calibre No. 7 USG (4.74 mm). Transformadores de potencia, calibre No. USG (6.35 mm).

9.3.1.2 Todas las uniones deben ser soldadas, con doble cordón de soldadura.

9.3.1.3 El tanque debe ser de forma rectangular con las esquinas redondeadas, hasta 2000 kVA, tipo 2L y de 2001 en adelante, tipo T.

El tanque de los transformadores monofásicos puede ser de forma circular.

9.3.1.4 El tanque de los transformadores de distribución de hasta 75 kVA, se construye para que soporte una presión interna de gas de 0.48 kg/cm2 (7lb/pulg2) durante 3 horas continuas.

9.3.1.5 El tanque de los transformadores de distribución de 75.1 a 500 kVA, se debe construir para que soporte una presión interna de gas de 0.63 kg/cm2 (9 lb/pulg2) durante 3 horas continuas.

9.3.1.6 El tanque de los transformadores de potencia de 501 a 2000 kVA, se debe construir para que soporte una presión interna de gas de 0.83 kg/cm2, (12 lb/pulg2) durante 3 horas continuas.

9.3.1.7 El tanque de los transformadores de potencia de 2001 kVA en adelante se debe construir para que soporte sin sufrir daños permanentes, una presión interna de gas de 1 kg/cm2 (15 lb/pulg2) durante 3 horas continuas.

9.3.1.8 La placa de datos debe indicar las presiones máximas positivas y negativas que el tanque puede soportar sin sufrir daños.

9.3.1.9 Los registros de inspección deben ser provistos en la tapa del tanque para tener acceso al interior del transformador, a las terminales y parte superior de los devanados, para poder reemplazar cualquier accesorio sin tener que quitar la tapa del tanque. Se debe indicar si la tapa del tanque debe ser soldada o atornillada.

Si no se especifica otra cosa para transformadores con capacidad mayor de 500 kVA, la tapa del tanque debe ser soldada.

9.3.1.10 Para la conexión a tierra de los transformadores, deben estar provistos dos conectores de cobre o acero inoxidable en lados opuestos del tanque, para cables trenzados calibre 2 AWG en transformadores de distribución y calibre 2/0 AWG en transformadores de potencia.

9.3.1.11 La superficie del tanque, así como los radiadores y la tapa del transformador se deben limpiar con chorro de arena o similar, a metal blanco, y después pintarse con los recubrimientos RP-6 y PA-21 en color verde 628 de acuerdo a las normas de Pemex, 2.411.01, 3.411.01 y 4.411.01. Sistemas de protección anticorrosiva, aplicación de recubrimientos para protección anticorrosiva y recubrimiento para protección anticorrosiva, respectivamente.

En caso de que el proveedor pretenda aplicar un tratamiento de limpieza que iguale o mejore el establecido, este debe ser evaluado y aceptado por el personal técnico de PEP lo que debe solicitarse por escrito, enviando placas metálicas en donde se describa el tratamiento y la calidad de los recubrimientos así como las características de éstos.


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9.3.2 Base.

9.3.2.1 La base debe ser una plataforma rectangular de acero estructural A-36 ASTM, soldada al tanque.

9.3.2.2 La base debe ser disonada para que el centro de gravedad del transformador, con o sin aceite, no quede fuera de las partes que soportan al tanque, cuando se inclina un máximo de 15°C con respecto a la horizontal.

9.3.3 Radiadores.

9.3.3.1 Los transformadores sumergidos en líquidos aislantes deben estar equipados con radiadores.

9.3.3.2 Los radiadores deben ser tubulares de lámina rolada de acero al carbón A-283 grado A, ASTM con los calibres mínimos siguientes:

14 USG en radiadores.

12 USG en cabezales.

9.3.3.3 Los radiadores para transformadores de 500 kVA y mayores, deben ser desmontables, con válvula de bloqueo de fundición de hierro maquinado o acero, en el cabezal y en cada uno de los paneles.

9.3.3.4 Los radiadores deben tener una soldadura de sello en el exterior de la unión del tubo al cabezal.

En el caso de radiadores con soldadura interna, éstos deben tener una soldadura de sello en el exterior de la unión del tubo al cabezal.

El espaciamiento mínimo entre pared y pared de radiadores tipo tubular, debe ser de 63.5 mm (2½”) con un máximo de tres hileras de tubos por cabezal, con el fin que se permita un fácil acceso para mantenimiento y pruebas de inspección.

9.3.3.5 Las baterías de radiadores deben tener un cabezal con tapón macho para dren que permita el desalojo total del aceite.

9.3.3.6 El fabricante debe especificar en su cotización y sus dibujos la superficie total de radiación incluyendo el tanque y radiadores, así

como el valor del gradiente de temperatura cobre-aceite del transformador.

9.3.3.7 Los radiadores se deben someter a pruebas con una presión de 2 kg/cm2 (30 lb/pulg2), durante 30 minutos.

9.3.3.8 Los cabezales se deben pintar exteriormente por el procedimiento del inciso 9.3.1.11, además se debe aplicar el mismo procedimiento para limpieza interna de los cabezales.

9.3.4 Gargantas para cámara de conexiones.

9.3.4.1 Para gargantas de baja tensión se consideran las características de los conductores tipo THW, por lo que la distancia mínima entre la parte inferior de la boquilla y la pared inferior de la garganta debe ser de 20 veces el diámetro del conductor. (Ver tabla 13).

9.3.4.2 Cuando los transformadores se acoplan a tableros o electroductos se deben tomar en cuenta las dimensiones de éstos.

9.3.4.3 Para gargantas de alta tensión hasta clase de aislamiento 15 kV, la distancia mínima desde la parte inferior de la boquilla a la pared inferior de la garganta se determina por la siguiente fórmula:

D (cm) = 3 (kV + 10) Ver tabla 14.

Donde:

D = Distancia en centímetros.

kV = Clase de aislamiento en kilovolts.

9.3.4.4 Para tensiones mayores de 15 kV, las acometidas deben ser aéreas.

9.3.4.5 Las cámaras para terminales de baja y alta tensión se deben colocar en los segmentos 1 y 3, respectivamente de acuerdo con la figura 2, a menos que se especifique un requerimiento especial.


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T A B L A 10

TEMPERATURA PROMEDIO MAXIMA EN 24 HORAS DEL AIRE DE ENFRIAMIENTO, GRADOS CENTIGRADOS

TIPO DE APARATO ALTITUD EN m

1,000 2,000 3,000 4,000 Sumergidos en liquido aislante Autoenfriado Clase OA.

30 28 25 23

Tipo seco, Clase AA/ Elevación 55° y 65°C Elevación 80°C Elevación 115°C Elevación 150°C

30 30 30 30

27 26 24 22

24 22 18 15

21 18 12 7

Tipo seco, Clase AA/ FA y AFA: Elevación 55° y 65°C Elevación 80°C Elevación 115°C Elevación 150°C

30 30 30 30

24 22 18 15

19 14 7 0

14 6 -5 -15

NOTA: Los datos incluidos en la tabla anterior se aplican a transformadores tipo seco ventilados, y no son

aplicables a transformadores tipo seco sellados.

T A B L A 11

FACTOR DE CORRECCION DE LA CAPACIDAD NOMINAL PARA ALTITUDES MAYORES DE 1,000 METROS.

TIPO DE APARATO FACTOR DE CORRECCION POR CADA 100 METROS

Autoenfriado sumergidos en líquidos aislantes (clase OA) Sumergidos en líquidos aislantes enfriados por aire forzado (Clase FA). Autoenfriados tipo seco (Clase AA). Tipo seco enfriado por aire forzado (Clase AFA ).

0.4%

0.58%

0.3%

0.5%


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T A B L A 12

LIMITES DE ELEVACION DE TEMPERATURA PARA TRANSFORMADORES A CAPACIDAD CONTINUA SOBRE LA TEMPERATURA AMBIENTE

PART. CLASE DE APARATO

ELEVACION DE TEMPERATURA DEL DEVANADO

POR RESISTENCIA EN °C

ELEVACION DE TEMPERATURA DEL

PUNTO MAS CALIENTE EN °C

1 Sumergido en líquidos aislantes, elevación de 55°C (B) Sumergido en líquido aislante elevación de 65°C Tipo seco elevación 55°C Tipo seco elevación 80°C Tipo seco elevación 150°C

55

65

55

80

150

65

80

65

110

180

2 Las partes metálicas en contacto con o adyacentes al aislamiento no deben alcanzar una temperatura que exceda aquella permitida para el punto más caliente de los devanados adyacentes a ese aislamiento.

3 Las partes metálicas no cubiertas por la parte 2 no deben exceder en 10°C la temperatura del punto más caliente. Parte 1.

4 Cuando los aparatos estén construidos con tanque sellado o tanque conservador, la elevación de temperatura del líquido aislante no debe exceder de 55°C ó 65°C, según corresponda; cuando sea medida cerca de la parte superior del tanque principal. En los aparatos no previstos, con sistemas de preservación de líquido mencionados no debe exceder de 50°C a 60°C.

NOTAS:

a) Los aparatos con elevación de temperatura específica, pueden tener un sistema de aislamiento con cualquier combinación de clases de materiales (105,120) siempre que se utilicen en aparatos donde la temperatura no exceda el límite para esa clase de material (Ver NOM-J-153.)

b) Siempre que se demuestre que los materiales son adecuados para operar a esta temperatura sin que se reduzca la vida del transformador.


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T A B L A 13

DISTANCIAS MINIMAS ENTRE LA PARTE INFERIOR DE LA BOQUILLA Y LA PARED INFERIOR DE LA GARGANTA DE BAJA TENSION.

CALIBRE

(kcm) DIAMETRO

(mm) CAPACIDAD

(Amp) DISTANCIA

MINIMA (mm) hasta 250

300 350 400 500 600 750

1,000

14.6 16.0 17.3 18.5 20.7 22.7 25.5 29.3

255 285 310 335 380 420 475 545

300 320 350 370 420 460 510 590

T A B L A 14

DISTANCIAS MINIMAS ENTRE LA PARTE INFERIOR DE LA BOQUILLA Y LA PARED INFERIOR DE LA GARGANTA DE ALTA TENSION.

CLASE DE AISLAMIENTO

(kV) DISTANCIA MINIMA

(mm) 1.2 2.5 5.0 8.6

15.0

340 380 450 560 750


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9.3.4.6 La tapa inferior de las gargantas debe ser inclinada y con un dren mínimo de 13 mm de diámetro en la parte más baja.

9.3.4.7 Siempre que exista conexión estrella debe dejarse en la parte inferior de la garganta un cople de 51 mm como mínimo para la conexión del neutro.

9.3.5 Preservación del líquido aislante.

9.3.5.1 El tanque de los transformadores debe ser hermético con objeto de preservar el aceite.

Los transformadores deben conservar su hermetismo desde una temperatura de -5°C a un máximo de 105°C, en la superficie del líquido aislante.

9.3.6 Soportes.

Para montar los transformadores a los postes, se utilizan soportes adecuados a su tamaño, forma y masa.

Estos soportes se sueldan al tanque o se sujetan por medio de pernos o dispositivos especiales, según NOM-J-116 vigente.

Los soportes pueden ser los tipos “A” o “B” accesorio 1, tablas 15 y 16.

Todos los pernos que se utilicen, deben ser de acero inoxidable o bronce.

BOQUILLAS

DE D.T.

BOQUILLAS

DE T.

SEGMENTO 2

SEGMENTO 4

SEGMENTO 1

SEGMENTO 3

FIGURA 2 DESIGNACION DE SEGMENTOS


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9.3.7 Aditamentos para palanqueo, deslizamiento y fijación.

9.3.7.1 Aditamentos para palanqueo.

Se deben proporcionar refuerzos adecuados de palanqueo apropiados a la masa completa de la unidad con un espacio vertical libre de 40 mm a 90 mm (accesorio 2, tablas 17 y 18 respectivamente).

9.3.7.2 Aditamentos para deslizamiento.

La base del transformador debe ser construida de manera que permita deslizarlo en dos direcciones; paralelo y en ángulo recto a la línea del centro de las boquillas de alta tensión la base debe ser autoventilada (accesorio 3, tablas 17 y 18).

9.3.8 Aditamentos para levantar.

Se deben suministrar ganchos, orejas, etc., de resistencia, tamaño y localización adecuados (accesorio 4, tablas 15, 17 y 18).

9.3.9 Registro de mano.

El registro de mano se debe localizar en un lugar conveniente de la tapa tanto con relación a las boquillas como a los devanados internos.

Se construye para asegurar el sellado del transformador. Para los transformadores cuyo registro de mano es el accesorio 5, las tablas 17 y 18 indican el tamaño adecuado.

Las dimensiones para los transformadores cuyo registro de mano es el accesorio 6 de las tablas citadas anteriormente, son las siguientes:

9.3.9.1 Para transformadores monofásticos, un área mínima de 245 cm2 y una dimensión mínima de 10 cm.

9.3.9.2 Para transformadores trifásicos, un área mínima de 432 cm2 y una dimensión mínima de 12 cm.

9.4 Accesorios.

Los accesorios que normalmente se instalan en un transformador se indican también en las tablas 17 y 18.

9.4.1 Accesorios para conexión a tierra.

9.4.1.1 Conexiones del tanque a tierra.

Conexión tipo “A”.

Esta consiste de una placa o conexión hembra de acero cobrizado o acero inoxidable, con un agujero con cuerda normal para tornillo de 12.7 mm (1/2”) de diámetro, y 11 mm de longitud, localizada en la parte inferior del tanque. Se incluyen 81 tornillos para la conexión y las cuerdas se protegen contra la corrosión sin afectar la conexión eléctrica (accesorio 7, tablas 17 y 18).

Conexión tipo “B”.

Consiste de dos placas de acero cobrizado de 60 mm, por 90 mm* con dos agujeros cuyos centros están espaciados horizontalmente 50 mm, y con cuerda normal para tornillos de 12.7 mm (1/2”) de diámetro localizada en la parte inferior del tanque.

La longitud mínima de la cuerda es de 13 mm. El espesor mínimo de la capa de cobre debe ser de 0.5 mm. Las cuerdas se protegen contra la corrosión en forma tal que no se afecte la conexión eléctrica (accesorio 8, tablas 17 y 18).

9.4.1.2 Conector del tanque a tierra. Solamente para transformadores monofásicos.

Es un conector para usarse sin soldadura y al cual puede conectarse desde un alambre de 3.3 mm de diámetro (8 AWG) hasta un cable de 7.5 mm de diámetro (2 AWG) (accesorio 9, tablas 15 y 17).

9.4.1.3 Conexión de baja tensión a tierra. Solamente para transformadores monofásicos.

Esta conexión es un puente de cobre de tamaño apropiado que conecta exteriormente y en forma efectiva, la terminal del neutro al tanque (accesorio 10, tabla 17).

9.4.1.4 Conector de baja tensión a tierra. Consiste de una conexión tipo A. (Accesorio 11, tabla 17 y 18).


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T A B L A 15

DESCRIPCION Y LOCALIZACION DE LOS ACCESORIOS DE LOS TRANSFORMADORES MONOFASICOS DE SA 167 KVA PARA

MONTARSE EN POSTE, DOS BOQUILLAS DE ALTA TENSION MONTADA EN LA TAPA.

(VER FIGURA 3).

A.T. HASTA 15 Kv ( 13.2 Y /7.62)

B.T. HASTA 480 V (120 / 240, 127/254, 240/120 VOLTS)

ACCESORIO

NO.

D E S C R I P C I O N

1 SOPORTE PARA COLGAR, TIPO A

4 ADITAMENTO PARA LEVANTAR

5 REGISTRO DE MANO

7 CONEXIÓN DEL TANQUE A TIERRA TIPO A

9 CONECTOR DEL TANQUE A TIERRA

11 CONECTOR DE BAJA TENSION A TIERRA

12 CAMBIADOR DE DERIVACIONES DE OPERACION INTERNA

14 MARCA DE NIVEL DE LIQUIDO AISLANTE

18 TAPON DE DRENAJE Y MUESTREO

21 BOQUILLAS TERMINALES DE ALTA TENSION

22 BOQUILLAS TERMINALES DE BAJA TENSION

23 PLACA DE DATOS

24 DATO ESTARCIDO DE LA CAPACIDAD

26 SOPORTE PARA SUJETAR.


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FIGURA 3

DESCRIPCION Y LOCALIZACION DE LOS ACCESORIOS EN LOS TRANSFORMADORES MONOFASICOS DE 5 A 25 kVA PARA MONTARSE EN POSTE

DOS BOQUILLAS DE ALTA TENSION EN LA TAPA.

1

7

22

23

5

22

26

11

18

26

23

1

7

21

25 KVA 24


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T A B L A 16

DESCRIPCION Y LOCALIZACION DE ACCESORIOS EN LOS TRANSFORMADORES TRIFASICOS DE 15 A 75 kVA PARA MONTARSE EN POSTE

(VER FIGURA 4).

AT kV 13.2 kV

BT VOLTS 600 Y MENORES

23 34.5

ACCESORIOS

No.

DESCRIPCION 15 Kva A

30

45 A 75

15 A 75

15 A 75

1

4

5

7

11

12

14

18

21

22

23

24

32

SOPORTE PARA COLGAR TIPO ADITAMENTOS PARA LEVANTAR REGISTRO DE MANO CONEXION DEL TANQUE A TIERRA TIPO A

CONECTOR DE BAJA TENSION A TIERRA

CAMBIADOR DE DERIVACIONES DE OPERACION INTERNA

MARCA DEL NIVEL DEL LIQUIDO AISLANTE

TAPON DE DRENAJE Y MUESTREO

BOQUILLAS TEMINALES DE ALTA TENSION

BOQUILLAS TERMINALES DE BAJA TENSION

PLACA DE DATOS DATO ESTARCIDO DE LA CAPACIDAD

SOPORTE PARA SUJETAR.

A X X X

X

X

X

X

X

X

X X

B

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

B X X X

X

X

X

X

X

X

X X

X

B X X X

X

X

X

X

X

X

X X

X


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FIGURA 4

DESCRIPCION Y LOCALIZACION DE LOS ACCESORIOS EN LOS TRANSFORMADORES TRIFASICOS DE 15 A 75 kVA PARA MONTARSE EN POSTE.

775 KVA

24

32

18

23

32

11

I

21

22

5

7

1

23

L


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T A B L A 17

ACCESORIOS NORMALES PARA TRANSFORMADORES

MONOFASICOS 5 A 25 kVA

ACCESORIO

No.


1 SOPORTE PARA COLGAR

2 ADITAMENTOS PARA PALANQUEO

3 ADITAMENTOS PARA DESLIZAMIENTO

4 ADITAMENTOS PARA LEVANTAR

6 REGISTRO DE MANO, DE 10 CM. MINIMO

7 CONEXION DEL TANQUE A TIERRA, TIPO A

9 CONECTOR DEL TANQUE A TIERRA

10 CONEXION DE BAJA TENSION A TIERRA



14 MARCA DEL NIVEL DEL LIQUIDO AISLANTE

16 COMBINACION VALVULA DE DRENAJE, CONEXIÓN INFERIOR DEL FILTRO PRENSA Y VALVULA DE MUESTREO

17 VALVULA DE MUESTREO

18 CONEXION SUPERIOR PARA FILTRO PRENSA

19 BOQUILLAS TERMINALES PARA ALTA TENSION

20 BOQUILLAS TERMINALES PARA BAJA TENSION

21 PLACA DE DATOS LOCALIZADA CERCA DE LA MANIJA DEL CAMBIADOR



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T A B LA 18

ACCESORIOS NORMALES PARA TRANSFORMADORES TRIFASICOS

ACCESORIO

No.


1 SOPORTE PARA COLGAR TIPO

2 ADITAMENTOS PARA PALANQUEO

3 ADITAMENTOS PARA DESLIZAMIENTO

4 ADITAMENTOS PARA LEVANTAR

6 REGISTRO DE MANO DE 12 CM.

7 CONEXION DEL TANQUE A TIERRA TIPO A

8 CONEXION DEL TANQUE A TIERRA TIPO B



13 CAMBIADOR DE DERIVACIONES DE OPERACION EXTERNA

14 MARCA DEL NIVEL DEL LIQUIDO AISLANTE

15 INDICADOR MAGNETICO DEL NIVEL DEL LIQUIDO AISLANTE

16 TERMOMETRO TIPO CUADRANTE

17 PREVISION PARA MANOVACUOMETRO INDICADOR

18 TAPON DE DRENAJE Y MUESTREO

19 VALVULA DE DRENAJE Y CONEXION INFERIOR DEL FILTRO PRENSA.

20 CONEXION SUPERIOR PARA FILTRO PRENSA

21 BOQUILLAS TERMINALES DE ALTA TENSION

22 BOQUILLAS TERMINALES DE BAJA TENSION

23 PLACA DE DATOS



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9.4.2 Cambiadores de derivaciones.

Se suministran en los transformadores, cambiadores de derivaciones para operación desenergizada.

La manija de operación gira en el sentido de las manecillas del reloj, de la tensión superior a la inferior.

Cada posición de los cambiadores está marcada con números progresivos partiendo del número 1.

Están provistos de topes en las posiciones extremas y cada posición corresponde a una tensión de operación.

En transformadores trifásicos de 500 kVA y mayores, dichos cambiadores deben ser de operación simultánea para las tres fases.

9.4.2.1 Cambiadores de derivaciones de operación extrema.

En estos cambiadores la manija de operación se saca a través de un costado del tanque, que no sea el de alta tensión o en la tapa.

Dicha manija de operación tiene aditamentos para candados y permite ver la posición del cambiador sin abrir el candado (accesorio 13, tabla 18).

En transformadores trifásico, son de operación simultánea para las tres fases.

9.4.3 Indicadores.

9.4.3.1 Marca del nivel del líquido aislante.

Debe indicarse por medio de una marca adecuada visible al quitar la tapa, el nivel del líquido a 25°C. Dicha marca puede ser un reborde pintado en el interior del tanque (accesorio 14, tablas 15, 16, 17 y 18).

9.4.3.2 Indicador magnético de nivel de líquido aislante.

Los transformadores de 225 kVA y mayores deben contar con indicador magnético de nivel de líquido aislante.

Este indicador debe tener una carátula vertical y estar montado en el costado de baja tensión del tanque. El diámetro de la carátula debe ser por lo menos de 50 mm. Las marcas del cuadrante deben representar el nivel a 25°C, y los niveles máximo y mínimo. El indicador debe constar de una carátula obscura con las marcas y aguja indicadora de color claro con la leyenda “Nivel del líquido” grabada en la carátula (tabla 18).

9.4.3.3 Termómetro tipo cuadrante.

Este accesorio se debe incluir en transformadores de 225 kVA y mayores.

El termómetro se debe montar en el costado de baja tensión. El diámetro de la carátula debe ser de 115 ± 25 mm.

El termómetro debe estar montado en un termopozo colocado a 50 mm. mínimo y 168 mm. máximo abajo del nivel del líquido a 25”, para indicar la máxima temperatura del mismo.

El termómetro contiene un cuadrante de carátula obscura con las marcas y aguja indicadora de color claro y otra aguja ajustable de color rojo para indicar los máximos.

Las marcas del cuadrante indican los límites de 0°C a 120°C. En la carátula se escribe la leyenda: “Temperatura del Líquido” (accesorio 16, tabla 18).

9.4.3.4 Provisión para manovacuómetro indicador.

Existe una provisión en el costado de baja tensión del tanque para conectar un manovacuómetro del tipo de carátula que consiste de una conexión hembra con cuerda normal para tubo de 6.35 mm (1/4”) y con un tapón resistente a la corrosión (accesorio 17, tabla 18). Esta provisión se debe incluir en transformadores de 225 kVA y mayores.

9.4.3.5 Todos los relevadores de control y tablillas de conexiones deben montarse en cajas tipo intemperie a menos que se especifique otra cosa.


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9.4.4 Válvulas, dispositivos de muestreo y conexión para filtro prensa y hermeticidad.

9.4.4.1 Tapón de drenaje y muestreo.

Se debe suministrar un tapón combinado para drenaje y muestreo localizado en la parte inferior de baja tensión para transformadores de hasta 150 kVA (accesorio 18 de la tabla 18).

9.4.4.2 Válvula de drenaje y conexión inferior del filtro prensa.

Para transformadores de 225 hasta 2500 kVA se debe suministrar una válvula tipo globo de 25.4 mm en el extremo libre del cual se atornilla un tapón con una cuerda para tubo. Para transformadores de 3000 kVA en adelante la válvula debe ser de 51 mm como mínimo.

9.4.4.3 Válvula de muestreo.

Para transformadores de 225 kVA en adelante se debe suministrar sobre la pared del tanque, independiente de la válvula de drenaje, una válvula para muestreo de 6.35 mm (1/4”) (accesorio 17, tabla 17).

9.4.4.4 Conexión superior para filtro prensa.

Consiste de una conexión macho roscada de 25.5 mm con tapón hembra localizada en la tapa (accesorio 20, tabla 18).

9.4.5 Boquillas y terminales.

Los transformadores deben estar equipados con boquillas cuya clase de aislamiento no sea menor que la correspondiente a la terminal del devanado.

Las características eléctricas de las boquillas para transformadores son como se indica en la tabla 19.

9.4.5.1 Las boquillas del lado de alta tensión con clase de aislamiento de 25kV en adelante, se deben localizar en la tapa (accesorio 21, tabla 18). Excepto donde se especifique otra cosa.

9.4.5.2 Las boquillas con clase de aislamiento hasta 15 kV deben estar localizadas en un costado del segmento 3, a menos que se especifique otra cosa.

9.4.6 Placa de datos y su localización.

El fabricante debe fijar en cada transformador una placa resistente a la corrosión, con dimensiones no menores de 100 x 130 mm en la que se indiquen con caracteres legibles a simple vista los datos que se mencionan en la tabla 20 y las figuras 5 y 6, respectivamente.

9.4.6.1 Localización.

La placa de datos se debe localizar a una altura no mayor de 1500 mm sobre la base del transformador (accesorios 21 y 23, tablas 17 y 18).

Notas:

a) El tamaño de las letras y los números que indican la capacidad, el número de serie y tensiones nominales son como mínimo de 4 mm ya sean grabados o estampados. El tamaño de otras letras o números es opcional para el fabricante.

b) Cuando el tipo de transformador implique más de una capacidad, debe indicarse.

c) 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 figuras 1 y 2, respectivamente. Si el transformador es adecuado para conexiones en estrella, la placa debe indicarlo.

d) La tensión de las derivaciones de un devanado se designan ordenando las tensiones de cada derivación en forma tabular. La tensión de cada derivación se expresa en volts. Las derivaciones se identifican en la placa de datos y en el indicador de posiciones del cambiador por medio de números arábigos en orden consecutivo. El número “1” se debe asignar a la derivación de máxima tensión.

e) En transformadores especiales, con más de una tensión nominal, en la placa de datos indica dichas tensiones, corrientes y las capacidades correspondientes. También indican las derivaciones en las tensiones adicionales.


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f) Se indica el porciento de impedancia entre cada par de devanados a una temperatura igual a la elevación de temperatura correspondiente a la clase de aislamiento ± 20°C, para la tensión, capacidad y frecuencia nominales.

g) La placa de datos indica, además, de la masa total aproximada del transformador, la cantidad en litros de líquido aislante necesario, tanto para el tanque principal, como para cada una de las cámaras que lo contengan.

h) Deben identificarse en la placa de datos y/o diagramas de conexiones, todos los devanados, así como las terminales exteriores, debe incluirse un diagrama esquemático que muestre la posición relativa en las terminales externas e internas. En general, el diagrama debe ilustrar en la parte inferior, el devanado de baja tensión y en la parte superior, el devanado de alta tensión, con la terminal H1 al lado izquierdo. (Este arreglo se puede modificar en casos particulares, tales como en transformadores con devanados múltiples, equipados con cámaras de terminales, más las que tengan las terminales en posiciones distintas a las sugeridas). Todas las puntas internas y terminales que estén permanentemente conectadas deben marcarse con letras que permitan identificarlas convenientemente, evitando confusiones con las marcas terminales y de polaridad. Se indica si existen conexiones internas en el tanque, de cualquiera de los dos devanados.

i) Deben designarse los niveles básicos de aislamiento al impulso (onda completa en kV) de las terminales de línea y neutro.

Notas:

1) Los datos indicados en el arreglo de la figura 6 son meramente ilustrativos.

2) Para transformadores que se embarquen desarmados incluir los siguientes datos:

a) Resistencia de los aislamientos a 21°C.

b) Alta tensión contra baja tensión y tierra 3900 megohms.

c) Baja tensión contra alta tensión y tierra 2900 megohms.

d) Alta tensión contra baja tensión.

e) Factor de potencia a 20°C.

f) Alta tensión contra baja tensión y tierra 0.46%.

g) Baja tensión contra alta tensión y tierra 0.5%.

h) Humedad superficial %.

3) El fabricante debe proporcionar un reproducible y tres copias de los siguientes dibujos. Dimensiones generales que contemplen masa, base de cimentación y lista de accesorios completa.

Diagrama de alambrado, instrumentos de control y protección.

9.4.7 Dato estarcido de la capacidad.

En los tanques de los transformadores, cerca de las boquillas de baja tensión se graba el dato de la capacidad nominal, con letras y números no menores de 65 mm de altura, pintados de color que contraste con el del transformador (accesorio 22 y 24, tabla 17 y 18, respectivamente).

9.4.8 Conexiones y pruebas hechas por el fabricante para embarcar.

9.4.8.1 A menos que expresamente se pidan conexiones diferentes el fabricante debe conectar:

9.4.8.1.1 Los devanados de alta tensión con derivaciones en la correspondiente a la tensión nominal.

9.4.8.1.2 Los devanados, en general para operación serie paralelo, en paralelo.

9.4.8.2 El fabricante debe realizar las siguientes pruebas en el momento del embarque:

Resistencia de Aislamiento.

Factor de Potencia.

Humedad Residual.

Estos datos deben ser indicados en una placa.


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“EMBLEMA Y MARCA DEL FABRICANTE” TRANSFORMADOR EN

kVA ________________ No. SERIE ___________ VOL ____T5_______

FASES___________ FREC__________Hz IMPEDANCIA______% A ________°C

ELEV ___________ ALTITUD _________M.S.N.M. CLASE ____________

NIVEL BASICO DE IMPULSO: A.T.______kV B.T. ___________________ kV FECHA DE FABRICACION _________________

MASH APROXIMADA EN KILOGRAMOS

NUCLEO Y BOBINAS _________ TANQUE __________________________

TOTAL _______________ LIQUIDO AISLANTE ____________LTS.

INSTRUCTIVO No._____________________________ DERIVACIONES

CONECTA POS VOLTS AMPERES 4-5 1 5-3 2 3-6 3 6-2 4 2-7 5

BAJA TENSION

DIAGRAMA VECTORIAL DIAGRAMA DE CONEXIONES

X2

X3

X0

H3H1

H2

X1

2 3 4 5 6 87 2 3 4 5 6 87 2 3 4 5 6 878 1 1

H1 H2 H3

X1 X2 X3

ALTA TENSION

BAJA TENSIONX0

AREA BAREA A AREA C

FIGURA 5

PLACA DE DATOS PARA TRANSFORMADOR DE DISTRIBUCION


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T A B L A 19

CARACTERISTICAS ELECTRICAS DE BOQUILLAS PARA TRANSFORMADORES MONOFASICOS Y TRIFASICOS

TENSION DE PRUEBA

EN kV. 60 CPS

CLASE DE AISLAMIENTO

kV

NIVEL BASICO DEL IMPULSO kV

DISTANCIA MINIMA DE FUGA MM

SOSTENIDA EN SECO 60 SEG.

SOSTENIDA EN HUMEDO 10

SEG.

1.2 30 --- 10 6

2.5 45 --- 15 13

5.0 60 --- 21 24

8.7 75 --- 27 24

15.0 95 267 35 30

25.0 150 430 70 60

34.0 200 660 95 95

46.0 250 890 120 120

69.0 250 1,220 175 175


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FIGURA 6

PLACA DE DATOS PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA


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T A B L A 20

INFORMACION MINIMA DE LA PLACA DE DATOS

NUMERO DE SERIE (A).

FECHA DE FABRICACION.

CLASE (OA/FA, ETC).

NUMERO DE FASES.

FRECUENCIA (HZ).

CAPACIDAD NOMINAL (kVA) (A), (B).

TENSIONES NOMINALES (A), (C), (E).

TENSIONES Y CORRIENTES DE LAS DERIVACIONES (D), (E).

ELEVACION DE LA TEMPERATURA (°C).

POLARIDAD (TRANSFORMADORES MONOFASICOS).

DIAGRAMA VECTORIAL (TRANSFORMADAORES POLIFASICOS).

DIAGRAMA DE CONEXIONES (H).

DIAGRAMA DE ALAMBRADO.

IMPEDANCIA (%) (F).

MASA APROXIMADA EN KG (G).

NUMEROS DE PATENTE (LA OPCION DEL FABRICANTE).

NOMBRE DEL FABRICANTE.

INSTRUCTIVO No.

PEDIDO No.

LA PALABRA QUE INDIQUE EL TIPO DE APARATO, (TRANSFORMADOR, AUTOTRANSFORMADOR, ETC ).

IDENTIFICACION Y CANTIDAD DEL LIQUIDO AISLANTE EN LITROS (G).

ALTITUD DE OPERACION, METROS SOBRE EL NIVEL DEL MAR.

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO AL IMPULSO (NBAI) (I).

PRESION DEL DISEÑO DE TANQUE Y ACCESORIOS.


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T A B L A 21

VALORES DE NIVEL DE RUIDO (DECIBELES) PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION.

kVA EQUIVALENTES A DOS

DEVANADOS

CLASE A A

CLASE AFA

CLASE O A

HASTA 300 66 70 56

301 A 500 68 71 58

T A B L A 22

NIVEL DE RUIDO PARA TRANSFORMADORES DE POTENCIA SUMERGIDOS EN LIQUIDO AISLANTE.

NIVEL DE RUIDO PROMEDIO EN

DECIBELES

NBAI

I

110 A

2

350 kV

3

NBAI

1

450 A

2

650 kV

3

57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85

700 1000 -----

1500 2000 2500 3000 4000 5000 6000 7500

10000 12500 15000 20000 25000 30000

6250 7500 9375

12500 16667 20000 26667 33333 40000

20800 25000 33333 41667 50000

700 1000 ----

1500 2000 2500 3000 4000 5000 6000 7500

10000 12500 15000 20000 25000 30000 40000 50000

3750 5000 6250 7500 9375

12500 16667 20000 26667 33333 40000 53333 66667

20800 25000 33333 41667 50000 66667 83333

Notas: 1) Para capacidades intermedias, use el nivel de ruido de la capacidad inmediata superior. 2) Para las columnas 2 y 3, los niveles de ruido se entienden con el equipo auxiliar de enfriamiento en operación. 3) La capacidad equivalente a dos devanados se define como la mitad de la suma de las capacidades de todos los devanados.


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9.4.9 Accesorios optativos.

Se pueden usar en forma opcional y principalmente para los transformadores arriba de 500 kVA y 23 kV. Los siguientes accesorios:

Accesorio 25 Termómetro con contactos de alarma.

Accesorio 26 Indicador magnético de nivel de aceite con contactos de alarma.

Accesorio 27 Válvulas para radiadores.

Accesorio 28 Base con ruedas orientales en dos sentidos.

Accesorio 29 Tanque conservador con respiración de secador de Silicagel y diafragma de sobrepresión.

Accesorio 30 Detector de Gas.

Accesorio 31 Equipo inertaire para transporte y operación.

Accesorio 32 Válvula de sobrepresión tipo mecánico.

Accesorio 33 Válvula de sobrepresión tipo mecánico con contactos de alarma.

Accesorio 34 Termómetro del punto más caliente (Hot spot).

Accesorio 35 Relevador de presión súbita (Buchools).

Accesorio 36 Dispositivos para enfriamiento forzado OA/FA.

9.5 Especificaciones de nivel de corto circuito.

Los transformadores deben soportar sin dañarse los esfuerzos mecánicos y térmicos causados por cortos circuitos en las terminales exteriores, con tensiones nominales sostenidas en las terminales de todos los demás devanados. De acuerdo con las normas nacionales NOM-J-169 y NOM-J-284.

9.6 Especificaciones de nivel de ruido.

Los transformadores deben construirse para que el promedio del nivel de ruido no exceda los decibeles especificados en las tablas 21 y 22 respectivamente, cuando el transformador sea excitado a tensión nominal, sin carga, y se mida en las condiciones indicadas en el método de prueba descrito en la NOM-J-169.

Los valores indicados en decibeles, corresponden a los kVA nominales equivalentes a un transformador de dos devanados, con la elevación de temperatura permitida por esta norma, para cualquier frecuencia hasta 60 Hz.

Columnas:

1) Clasificación OA (ONAN): OW (ONWN) y FOW (OFWF).

2) Clasificación FA (ONAF) y FOA (OFWF), primer paso de enfriamiento forzado.

3) Clasificación FOA (OFAF) directo FA (NAF) FOA (OFAF) segundo paso de enfriamiento forzado.

10. Pruebas.

10.1 Los transformadores deben ser sometidos a todas las pruebas, siguientes por los métodos descritos en la NON-J-169, “METODOS DE PRUEBA A TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION Y POTENCIA”.

a) Medición de la resistencia ohmica de todos devanados.

b) Relación de transformación.

c) Pruebas de polaridad y secuencia de fase.

d) Pérdidas de vacío, a tensión y frecuencia nominales.

e) Corriente de excitación, a tensión y frecuencia nominales.


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f) Impedancia y pérdidas en el cobre con corriente nominal.

g) Prueba de temperatura.

h) Prueba de potencial aplicado.

i) Prueba de potencial inducido.

j) Pruebas de presión y hermeticidad.

k) Regulación y eficiencia.

l) Pruebas a todos los instrumentos y accesorios.

m) Prueba de impulso.

n) Factor de potencia del aislamiento.

o) Medición de resistencia de aislamiento.

p) Indice de polarización.

10.1.1 Para valores de garantía y tolerancias en transformadores, se aplica la norma No. 2.251.02 de Pemex, última revisión.

11. Transportación.

11.1 Métodos empleados para transportar los transformadores.

11.1.1 Completamente ensamblados y llenos de aceite para los transformadores de hasta 5000 kVA.

11.1.2 El tanque principal y los accesorios separadamente, en este caso Pemex debe suministrar el líquido aislante en el lugar de operación. Esto es aplicable a los transformadores mayores de 5000 kVA y debe estar listo para usarse después de montar los accesorios y llenar el tanque con líquido aislante.

12. Bibliografía.

12.1 Normas Pemex.

Norma No. 2.251.02. Evaluación de valores de garantía de transformadores de distribución y potencia.

Norma No. 2.411.01. Sistema de protección anticorrosiva.

Norma No. 3.411.01. Aplicación de recubrimientos para protección anticorrosiva.

Norma No. 4.441.01. Recubrimiento para protección anticorrosiva.

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