COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 RESOLUCIÓN 31-2000 LA COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA CONSIDERANDO: Que el Artículo 4º de la Ley General de Electricidad establece como una de las funciones de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, emitir las normas técnicas relativas al subsector eléctrico y fiscalizar su cumplimiento en congruencia con prácticas internacionales aceptadas. CONSIDERANDO: Que la nota con referencia GGA-187-99 y fecha 19 de julio de 1999, por medio de la cual el Gerente de Gestión de Activos de la Empresa Eléctrica de Guatemala Sociedad Anónima, adjunta la propuesta de las NORMAS TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS SUMERGIDOS EN ACEITE PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN: CONVENCIONALES Y AUTOPROTEGIDOS, la cual se propone para el obligado cumplimiento para cualquier instalación a poner en servicio en la zona de responsabilidad de la Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima. CONSIDERANDO: Que la gerencia de Normas de la CNEE efectuó el análisis de la Norma Propuesta remitiendo las observaciones correspondientes al Gerente de Gestión de Activos de la Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima por medio de nota con referencia CNEE-733-99 y fecha 3 de septiembre de 1999. CONSIDERANDO: Que la Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima por medio de nota con referencia GGA-269-99 y fecha 15 de octubre de 1999, informa que una vez recibidos los comentarios de la CNEE envían la nueva propuesta de la norma en referencia. CONSIDERANDO: Que el Gerente de Normas de la CNEE por medio del dictamen de fecha 11 de enero de 2000, en su parte final recomienda la autorización de la NORMA DE TRANSFORMADORES MONOFASICOS SUMERGIDOS EN ACEITE PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN: CONVENCIONALES Y AUTOPROTEGIDOS. Asimismo, que el en el dictamen de fecha 12 de enero de 2000 en Licenciado Roberto Villeda Arguedas, luego del análisis jurídico respectivo concluye que La CNEE está legalmente facultada para aprobar la Norma de Transformadores Monofásicos Sumergidos en Aceite Para Distribución en Baja Tensión: Convencionales y Autoprotegidos. CONSIDERANDO: Que con el propósito de obtener los comentarios de empresas que distribuyen transformadores en Guatemala, el Directorio de la CNEE remitió copia de la Norma de referencia a empresas que distribuyen transformadores en el país, habiéndose recibido los comentarios de algunas de ellas, en las que manifestaron al respecto. POR TANTO: En ejercicio de la facultad que le confiere el artículo 4 inciso e), de la Ley General de Electricidad, RESUELVE: I. Aprobar la siguiente NORMA DE TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS SUMERGIDOS EN ACEITE PARA DISTRIBUCIÓN EN BAJA TENSIÓN: CONVENCIONALES Y AUTOPROTEGIDOS 0 INTRODUCCIÓN La presente norma forma parte de las normas NE de Empresa Eléctrica de Guatemala, quien es responsable de su contenido y revisión periódica. Además, en su elaboración ha tenido cuidado de no contravenir la Ley General de Electricidad y su Reglamento, ni las normas emitidas hasta la fecha por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica y las revisiones periódicas la adecuará a las normas que posteriormente emita la Comisión mencionada. 1 OBJETO RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 1 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 Esta norma establece en sí misma o mediante referencias a otras normas y/o planos y dibujos, las especificaciones técnicas, características y pruebas que deben cumplir y satisfacer los tipos de transformadores monofásicos sumergidos en aceite para distribución en baja tensión, tipo convencional y tipo autoprotegido, utilizados en el ámbito de Empresa Eléctrica de Guatemala en sus instalaciones de media tensión. La norma fija en sí misma, o por referencia a otras normas, las características que deben cumplir y los ensayos que deben satisfacer los transformadores citados. 2 CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma se aplicará a los transformadores monofásicos de distribución, convencionales o autoprotegidos, para instalar en postes, bóveda o intemperie, con el núcleo y dos arrollamientos sumergidos en aceite, de capacidades entre 5 y 167 kVA, una sola tensión primaria y dos tensiones en el lado secundario, servicio continuo, refrigeración natural (O/A), para instalar en redes de potencia de 60 Hz y para transformar la tensión de la red primaria de 7.620/13.2 kV a la tensión de la red secundaria 120/240 V o a la tensión de servicios especiales en 240/480 V a utilizar en toda la zona autorizada de Empresa Eléctrica de Guatemala. 3 NORMAS DE CONSULTA Para propósitos de diseño, calidad de materiales, pruebas y normas de fabricación, los transformadores de distribución deberán cumplir o exceder las últimas revisiones aprobadas de las siguientes normas y publicaciones. ANSI C57.12.80 "Terminology for tranformers, regulators, reactors and rectifiers". (Terminología para transformadores, reguladores y rectificadores). ANSI C57.12.00 "General requirements for liquid-inmersed distribution power and regulating transformers". (Requerimientos generales para líquidos inmersos en transformadores de distribución de potencia y de regulación). ANSI C57.12.90 "IEEE Guide for Short-Circuit Testing of distribution and power transformers". (Guía de IEEE para las pruebas de corto circuito en transformadores de distribución). ANSI C57.12.20 "Overhead-type distribution transformers. 67 000 volts and below 500 kVA and smaller". (Transformadores de distribución para instalar poste, de 67 000 V y menos y de 500 kVA y menores). ANSI C57.100-1986,Test Procedure for thermal evaluation of oil-inmersed distribution transformers. (Procedimiento para prueba de evaluación térmica de aceite inmerso en transformadores de distribución). ANSI C57.106-1977 “IEEE guide for acceptance and maintenance of insulating oil equipment”. (Guía de IEEE para la aceptación y para el mantenimiento del aceite dieléctrico en equipos). El acrónimo “ANSI” arriba indicado se refiere a: American National Standard Institute. El oferente deberá regirse por las presentes especificaciones y las normas recomendadas. En caso de darse conflicto entre ellas, regirán las presentes especificaciones. Si el fabricante utiliza normas de construcción distintas a las arriba mencionadas, será su obligación probar que las normas empleadas son iguales o superiores a las exigidas y RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 2 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 que las mismas son emitidas por una entidad acreditada para tal efecto en el ámbito internacional. 4 TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS NORMALIZADOS Los transformadores monofásicos normados, para alimentar cargas residenciales, comerciales o industriales, son los transformadores convencionales y los autoprotegidos. 4.1 Definiciones Bóveda: espacio asignado para la colocación de los transformadores de distribución sobre el piso y que cuenta con las instalaciones apropiadas para las conexiones eléctricas y para aislarlos del medio exterior. Buje dieléctrico: aislador cilíndrico o en forma de campanas o anillos sobrepuestos que sale en la pared exterior del tanque del transformador y que aísla del mismo un borne y al conductor interior que une el borne con el extremo del devanado. Borne: conector montado en el exterior del transformador en el cual puede sujetarse el extremo de un conductor para conectar el transformador a un circuito independiente al mismo. Devanado primario: devanado del transformador conectado al lado de la entrada de energía. En un transformador de distribución es el que va conectado a la línea de mayor tensión. Devanado secundario: devanado del transformador conectado al lado de salida de energía. En un transformador de distribución es el que va conectado a la línea de menor tensión. Pérdidas sin carga: son las pérdidas de potencia que presenta el transformador debido a la corriente de excitación cuando opera a circuito abierto, es decir sin carga. BPC: siglas de bifenilos policlorados que son compuestos organoclorados de fórmula condensada C12H10-nCln donde n = 1,2,3,…,10. En inglés se conocen como PCB (Polychlorinated biphenyls). Pérdidas de carga: son las pérdidas de potencia que se dan en los devanados del transformador con la carga nominal. Pérdidas totales: es la suma de las pérdidas sin carga mas las pérdidas de carga en el transformador. Polaridad aditiva: cuando la tensión a través de los devanados primario y secundario es mayor que la tensión del devanado primario solo. REA: siglas de Rural Electrification Agency. Transformador de distribución: es un transformador que transfiere potencia eléctrica de un circuito de mayor tensión (circuito primario) a otro de menor tensión (circuito secundario). 4.2 Transformadores convencionales 4.2.1 El transformador convencional tiene como característica particular el que cada uno de los extremos del devanado primario sale a través de la tapadera del tanque por medio de 2 (dos) bujes dieléctricos. RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 3 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 4.2.2 Se emplean para formar centros de transformación instalados en postes cuando los transformadores son hasta de 75 kVA o en bóvedas cuando los transformadores son hasta de 167 kVA. (Actualmente existen bancos de transformadores de 167 x 3 = 500 KVA instalados en poste y de 250 KVA en bóvedas). 4.2.3 Cuenta con cambiador de relación de transformación para variación de tensión cuando su capacidad es de 25 kVA o mayor. 4.2.4 Se deben proteger con dispositivos adicionales y que se conectan externamente, tales como: pararrayos, cortacircuitos y conexión a tierra. 4.3 Transformadores autoprotegidos 4.3.1 Se llaman así porque cuentan con protecciones contra sobre tensión y sobre corriente incorporados. Se caracterizan porque uno de los extremos del devanado de mayor tensión sale a través de la tapadera del tanque por medio de un buje dieléctrico (boquilla); el otro extremo del devanado primario debe estar conectado a tierra mediante una conexión interna al tanque del transformador. 4.3.2 Los transformadores autoprotegidos solamente se emplean para formar centros de transformación instalados en poste. El centro de transformación puede ser monofásico hasta de 50 kVA, o trifásico estrella – delta abierta hasta de 100 kVA. 4.3.3 El transformador autoprotegido deberá estar completamente autoprotegido contra rayos, sobrecargas y corrientes de corto circuito en estricto acuerdo con el boletín REA-161-22 y deberá contar con el siguiente equipo de protección debidamente coordinado en la fábrica: 4.3.2 - Pararrayo (tipo válvula de semiconductores y polímero) montado en la pared del tanque y conectado a tierra por el tanque del transformador. - Fusible de lado primario. Este fusible deberá estar montado internamente en el aislador terminal de paso y en serie con la línea de alto voltaje para proteger al transformador en caso de fallas internas. - Interruptor termomagnético montado en el interior del transformador el cual protegerá al transformador en caso de fallas externas o sobrecargas en el circuito secundario. Cada transformador autoprotegido deberá estar provisto de los siguientes dispositivos de control y de indicación externa: - Luz indicadora que señale, antes o después de que el interruptor termomagnético haya disparado, que el transformador ha tenido una sobrecarga. - Palanca para abrir y cerrar el interruptor termomagnético por medio de pértiga. - Control manual de emergencia que permita la operación temporal del transformador bajo condiciones de sobrecarga. La operación de este control cambia las características del interruptor termomagnético de tal forma que permite llevar mayores cargas sin que éste se dispare. RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 4 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 4.3.5 El transformador autoprotegido debe contar también con cambiador de relación de transformación para la variación de tensión si su capacidad es igual o mayor a 50 kVA. 4.4 Principales características: En las tablas 1 y 2 de esta norma se presentan las principales características de los transformadores monofásicos convencionales y en la tabla 3 las de los transformadores monofásicos autoprotegidos. Tabla 1 Transformadores convencionales 7.62 – 13.2 kV/120-240 V normalizados Potencia KVA 5 10 25 50 75 100 167 Cambiador relación transformación para variación tensión No tiene No tiene 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 de de Código Almacén de % % % % % de 42-0104 42-0108 42-0112 42-0116 42-0118 42-0120 42-0122 Tabla 2 Transformadores convencionales 7.62 – 13.2 kV/240-480 V normalizados Potencia KVA 10 25 50 75 167 Cambiador relación transformación para variación tensión No tiene 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 de de Código Almacén de % % % % de 42-0109 42-0114 42-0117 42-0119 42-0123 Tabla 3 Transformadores autoprotegidos 7.62 – 13.2 kV/120-240 V normalizados RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 5 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 Potencia KVA 5 10 25 50 75 5 Cambiador relación transformación para variación tensión No tiene No tiene No tiene 7.62 kV +/- 2X2.5 7.62 kV +/- 2X2.5 de de Código Almacén de % % de 42-3074 42-3078 42-3082 42-3086 42-3088 CARACTERÍSTICAS Los transformadores objeto de esta norma, en lo que respecta a las características que no se detallan, deberán cumplir con las normas: ANSI C57.12.20 y ANSI C57.12.00 indicadas anteriormente. 5.1 Tensiones asignadas Las tensiones del lado primario se indican en la tabla 4 y las del lado secundario se presentan en la tabla 5. Tabla 4 Tensiones asignadas en el lado primario de transformadores monofásicos convencionales o autoprotegidos Tensión asignada KV 13.2/7.62 kV Tensión más elevada Para el material KV 13.97 Nivel de aislamiento al impulso KV 95 Tabla 5 Tensiones asignadas en el lado secundario para transformadores monofásicos convencionales o autoprotegidos Tensión asignada V 120 V /240 V 240 V / 480 V 5.2 Tensión más elevada Para el material KV 1.2 1.2 Nivel de aislamiento Al impulso KV 30 30 Clases RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 6 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 Se establecen como clases las siguientes: 5.2.1 5.3 Clase de enfriamiento: O/A, el líquido donde está inmerso el núcleo se enfría por la circulación natural del aire. 5.2.2 Clase de aislamiento: 15 kV para el lado primario y secundario. 1.2 kV para el lado 5.2.3 Clase de aceite dieléctrico: Aceite mineral con inhibidor sintético de oxidación con menos de dos partes por millón (2 ppm) de bifenilos policlorados. 5.2.4 Clase de aislamiento por rango de temperatura: Clase B. Potencias asignadas Las capacidades normadas para transformadores de distribución tipo convencional son las que se indican en las tablas 1 y 2, según sean de voltaje secundario 120 – 240 V ó de 240-480 V; y en la tabla 3 se indican las capacidades normadas para transformadores de distribución tipo autoprotegido. 6. POLARIDAD 6.1 La Polaridad de los transformadores monofásicos convencionales y autoprotegidos debe ser aditiva. 6.2 Los bornes de los devanados primario y secundario deben estar marcados para distinguir uno del otro. Los bornes del devanado primario deben estar marcados con: H1, H2. Los bornes del devanado secundario deben estar marcados con: X1,X2,X3. 6.3 Los bornes H1 y X1 de los devanados primario y secundario respectivamente deben estar colocados en diagonal. 7 DETALLES CONSTRUCTIVOS 7.1 Cambiador de relación de transformación 7.1.1 El cambiador de relación de transformación para variación de tensión según requerimiento, podrá ser interno o externo. Si se requiere interno deberá ser con la manija de operación sobre el nivel de aceite. 7.1.2 El cambiador de relación de transformación para variación de tensión estará diseñado para 5 (cinco) posiciones y podrá operarse únicamente con el transformador desenergizado. 7.1.3 Seleccionada la relación de transformación deseada, la manija de operación deberá tener un mecanismo que la fije en la posición correspondiente, evitando que la misma se mueva accidentalmente. 7.1.4 Las posiciones del cambiador de relación de transformación para variación de tensión serán cinco (5): La nominal, dos con valores menores al nominal en –2.5 % y en – 5.0 %, y dos con valores mayores al nominal en + 2.5 % y en + 5.0 %. 7.2 Tanque para transformadores Convencionales y Autoprotegidos 7.2.1 La preservación del aceite será por medio de un tanque sellado, el cual deberá estar provisto de una tapadera desmontable en la parte superior, para permitir RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 7 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 la inspección interna del transformador y los cambios de las conexiones internas del mismo. 7.2.2 Las soldaduras del tanque del transformador deberán ser del tipo continuo, inspeccionando la calidad de las mismas para que queden libres de poros e inclusión de escorias, rugosidades, asperezas, falta de penetración, etc., a través de ensayos no destructivos 7.2.3 El tanque del transformador deberá ser hermético para evitar la entrada de humedad y otros contaminantes, los empaques o juntas utilizadas para obtener dicha hermeticidad deben ser de un material resistente y que se puedan volver a usar. 7.2.4 La cubierta o tapadera del tanque deberá estar diseñada para fácil montaje y desmontaje y su sistema de sujeción deberá producir una presión uniforme en toda la superficie de unión con el tanque. 7.2.5 La tapadera del tanque deberá estar aislada y conectada a la toma de tierra del tanque. Deberá tener una pendiente que facilite resbalar el agua de su superficie. 7.2.6 La base del tanque deberá ser adecuada y tener la resistencia mecánica, para que el transformador se pueda deslizar sin que el mismo sufra deformación ni daño. 7.2.7 Previo a la aplicación de la pintura, la superficie metálica deberá prepararse por un proceso de limpieza de chorro de arena (Sand-blasting) para remover todo tipo de contaminante, luego deberá aplicarse un enjuague de fosfato para asegurar así la adhesión de la pintura al metal base. Posteriormente se aplican las capas de base anticorrosiva en el número y espesor adecuado. La aplicación final de pintura deberá ser de acuerdo a lo descrito en 7.2.8. 7.2.8 La pintura del tanque del transformador deberá aplicarse electrostáticamente, interior y exteriormente, en número de capas y espesor que la hagan resistente a la corrosión, raspaduras o rayaduras; y deberá ser de color gris cielo No. 70, según ANSI Z55.1. 7.2.9 La pintura de acabado deberá ser adecuada para resistir por lo menos una prueba de rociado con agua salada durante 1000 (mil) horas sin que aparezcan señales de oxidación, de acuerdo a la especificación de la American Standard Test Materials-B-117-49T (ASTM-B-117-49T). 7.2.10 El tanque debe tener capacidad para soportar una presión absoluta máxima de 2 atmósferas (203 kPa). (ANSI C57.12.00-1980, 6.5), pero por seguridad, debe poseer medios automáticos, tales como válvula automática de alivio o tapadera aliviadora, que liberen la presión debida a incrementos de temperatura por sobrecargas o por corto circuito. 7.3 Aceite 7.3.1 El aceite del transformador deberá cumplir con los requisitos que se dan en la siguiente tabla No. 6 Tabla No. 6 Características límites del aceite dieléctrico */ RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 8 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 Propiedad Tensión de ruptura del dieléctrico Condición visual Contenido de agua Contenido de BPB **/ Factor de potencia a 100 °C Tensión interfacial */ **/ Magnitud o calidad 30 kV mínimo Claro (valor 0.5) 15 ppm máximo Menos de 2 ppm 1.0 % máximo 4.0 mN/m mínimo Datos tomados de la norma C57-106-1977 Tomado de IIE, Sept./Oct. 1997 7.3.2 El fabricante de transformadores debe utilizar un aceite mineral refinado tipo II, inhibido a los ácidos, con un 0.15 % (cero punto quince porciento) mínimo de inhibidor añadido (DBPC: Ditertary-butyl-paracresol). 7.3.3 Los transformadores deberán ser embarcados completamente armados y llenos de aceite. 7.3.4 La acidez del aceite debe ser tal que 5 mm3 con 1mg. de KOH debe presentar color lila. 7.4 Núcleos y Bobinas 7.4.1 Los conductores de cobre o aluminio de los devanados deberán tener aislamiento de barniz o polímero en alta tensión. 7.4.2 Para reducir al mínimo el valor de la impedancia, los devanados deberán arrollarse en el orden siguiente: Secundario sobre primario sobre secundario. 7.4.3 Todos los transformadores cubiertos por estas especificaciones, deberán tener papel aislante adecuado para aumentos de temperatura de cincuentiséis (56) grados centígrados. 7.4.4 Las bobinas del transformador deberán tener un revestimiento de un compuesto acrílico, para proporcionar máxima resistencia contra cortocircuitos. 7.4.5 El núcleo del transformador deberá ser de acero de grano orientado y laminado en frío o de material amorfo. 7.4.6 Las bobinas del transformador deberán quedar bien sujetadas al núcleo mediante 8 (ocho) superficies de sujeción, 4 (cuatro) en la parte superior y 4 (cuatro) en la inferior. El paso del núcleo por el centro de las bobinas no constituye en sí una forma efectiva de sujetar las bobinas. 7.4.7 El conjunto núcleo y bobinas deberá estar sujeto al tanque en un mínimo de 2 puntos laterales internos. 7.4.8 El transformador deberá tratarse al vacío mientras el núcleo y bobinas estén calientes, para eliminar completamente la humedad y el aire. El transformador deberá llenarse con aceite sin burbujas de aire mientras la unidad permanece bajo condiciones de vacío. 7.4.9 Todas las unidades deberán estar provistas de medios automáticos para el desahogo de presiones internas (ANSI C57-12.201). RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 9 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 7.4.10 Los transformadores de distribución deberán tener capacidad para resistir corrientes de corto circuito como se indica en la tabla No. 7 El fabricante deberá presentar pruebas de un laboratorio independiente, que certifiquen que diseños similares cumplen con las pruebas de cortocircuito. 7.5 Terminales para transformadores Convencionales y Autoprotegidos 7.5.1 Las terminales de los devanados del transformador que salgan del tanque estarán completamente aisladas y equipadas con medios de conexión del tipo sin soldaduras. Tabla No. 7 Corrientes de corto circuito que deben soportar los transformadores de distribución monofásicos Capacidad en kVA 5 – 25 37.7 – 100 167 – 500 Corriente de corto circuito en kA 40 x In 35 x In 25 x In 7.5.2 El conductor que une el extremo del devanado secundario con su borne exterior deberá atravesar las paredes del tanque por medio de un buje dieléctrico. El conductor neutro del secundario deberá ser conectado al tanque externamente. 7.5.3 El conductor que une el extremo del devanado primario con su borne exterior deberá atravesar la tapadera del tanque por medio de un buje dieléctrico. En los transformadores autoprotegidos se requiere solamente un buje dieléctrico para el devanado primario, porque el otro extremo del devanado mencionado está conectado internamente al tanque del transformador. En los transformadores convencionales se requieren dos bujes dieléctricos. 7.5.4 Los bornes del devanado primario y los del devanado secundario deberán ser adecuados para conductores de aluminio o de cobre y deberán estar provistos de medios para mantener una presión de contacto adecuada sobre el conductor, para compensar los efectos de contracción y dilatación producidos por cambios de temperatura. Las terminales de baja tensión –lado secundario- deben tener capacidad para conectar los calibres máximos que se indican en la tabla No. 8. Tabla No. 8 Capacidad del transformador Diámetro “mm” en de la terminal abierta RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 10 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 en kVA 5 10 25 50 75 100 167 7.5.5 7.6 7.7 Lado primario 7.9 7.9 7.9 7.9 7.9 7.9 7.9 Lado secundario 15.9 15.9 20.6 20.6 23.8 31.8 Conector de paleta Los bornes deberán tener una buena resistencia mecánica así como alta conductividad eléctrica y deberán tener dimensiones adecuadas para garantizar adherencia, rigidez y una buena superficie de contacto eléctrico capaz de soportar la corriente especificada. Accesorios 7.6.1 Los transformadores tipo autoprotegido y convencional, deben contar con 2 (dos) ganchos especiales para poder levantarlos. Dichos ganchos deben soportar el peso del transformador completo con aceite. 7.6.2 Los transformadores tipo autoprotegido y convencional, deben contar con soportes tipo "A" para capacidades hasta de 50 kVA y deben contar con soportes tipo “B” para capacidades de 75 a 167 kVA, con sus dimensiones de acuerdo a normas ANSI. El soporte deberá ser adecuado para el montaje del transformador en poste. Placa de características 7.7.1 Cada transformador deberá estar provisto de una placa de acero inoxidable con un grosor mínimo de 1.0 mm sobre la cual irá grabada la información necesaria. 7.7.2 La leyenda de la placa deberá estar en idioma español, ser resistente a la intemperie y deberá contar como mínimo con los siguientes datos: I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII XIII XIV XV XVI XVII XVIII Nombre del fabricante Tipo o modelo Lugar y año de fabricación Número de serie Capacidad del transformador en kVA Tensión primaria en voltios Tensión secundaria en voltios Polaridad Información sobre las derivaciones Peso del transformador en N. (lbs.) Diagrama de conexiones Nivel básico de aislamiento al impulso en kV Corriente nominal en el lado secundario en amperios Impedancia en por ciento Material del conductor en cada devanado Nombre genérico del tipo de aceite dieléctrico Número de la orden de compra Propiedad de: Empresa Eléctrica de Guatemala RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 11 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 La placa deberá estar asegurada firmemente al soporte inferior del transformador. 7.8 Tornillería Todos los elementos de tornillería, tornillos, tuercas, etc., deben ser de material inoxidables. 7.9 Dimensiones Las dimensiones que deben tener los transformadores de distribución monofásicos convencionales y autoprotegidos, se muestran en la tabla 9, con referencia a la figura 1. Tabla 7 Tabla 7 Figura 1 Tabla No. 9 Dimensiones normadas de los transformadores monofásicos convencionales y autoprotegidos Capacidad kVA 5 10 25 50 75 100 167 C Metros 0.10 0.10 0.10 0.10 0.12 0.12 0.13 D mm 381 +/381 +/381 +/381 +/381 +/381 +/381 +/- 76 76 76 76 76 76 76 E Mm 286 286 286 286 591 591 591 RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 12 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 7.10 Pérdidas normadas Los transformadores monofásicos convencionales y autoprotegidos que tiene normados la Empresa Eléctrica de Guatemala, deben presentar como máximo las pérdidas sin carga y las pérdidas de carga que se presentan en las tablas 10 y 11 respectivamente, según la capacidad del transformador. Tabla 10 Pérdidas máximas permisibles en transformadores monofásicos convencionales Capacidad kVA 5 10 25 50 75 100 167 Sin carga en W 25 40 70 125 170 220 310 De carga en W 85 107 210 400 580 725 1200 Tabla 11 Pérdidas máximas permisibles en transformadores monofásicos autoprotegidos Capacidad kVA 10 25 50 75 Sin carga en W 40 70 125 170 De carga en W 110 210 410 580 8 PRUEBAS 8.1 Cada uno de los transformadores deberá someterse en la fábrica a las pruebas de diseño y rutina requerida por las normas ANSI C57.12.00, C57.12.90, C57.12.25, C57.12.28. 8.2 La prueba de impulso deberá proporcionar una indicación fehaciente de que ha ocurrido una falla sin tener que depender únicamente de la observación directa del operario durante la prueba. 9 CALIFICACIÓN Y RECEPCIÓN 9.1 Calificación RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 13 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 Con carácter general, la inclusión de suministradores y productos se realizará siempre de acuerdo con lo establecido en la norma NE 00.08.01: "Calificación de suministradores y productos tipificados". Para la calificación del material según esta norma podrá exigirse: - Registro de Empresa ISO 9001 ó 9002 (a partir de 01-06-99) - Calificación directa de Empresa Eléctrica de Guatemala Empresa Eléctrica de Guatemala se reserva el derecho de repetir, previo acuerdo, ciertos ensayos de calificación. La calificación de Empresa Eléctrica de Guatemala, incluye fundamentalmente: 9.2 - La visita a fábrica para comprobación del sistema de calidad o Registro de Empresa, así como de los requisitos de las marcas de calidad. - La comprobación de las pruebas indicadas en esta norma. - El cumplimiento de las especificaciones dadas en esta norma. Recepción Los criterios de recepción variarán a juicio de Empresa Eléctrica de Guatemala, en función del Control de Calidad instaurado en fábrica y de la relación Empresa Eléctrica de Guatemala con el Suministrador en lo que respecta a este producto (experiencia acumulada, calidad concertada, etc.). 9.2.1 La recepción implica las siguientes revisiones aplicadas a grupos obtenidos por técnicas de muestreo: - 9.2.2 Pruebas que se practicarán a cada uno de los transformadores recibidos: - 9.2.3 Revisión del estado de la pintura, tanto interna como externa. Revisión del estado de las conexiones de los bornes a los devanados. Revisión del estado del aislamiento. Revisión de las dimensiones. Revisión del nivel de aceite. Revisión de los soportes, válvula de alivio de presión, ganchos para su levantamiento, cambiador de derivaciones, etc. En el caso de los transformadores autoprotegidos, se revisarán también el interruptor termomagnético en el lado secundario, pararrayos, fusible en el lado primario, la palanca para operar el interruptor termomagnético y la fuente de luz indicadora de sobrecarga. Prueba Prueba Prueba Prueba de pérdidas de aislamiento de relación de vueltas con tensión Si los resultados de las revisiones o de las pruebas no se ajustan a lo ofrecido, Empresa Eléctrica se reserva el derecho de rechazar el lote de transformadores recibidos o de rechazar los que presentaron problema. RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 14 de 15 COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 4 A. AVENIDA 15-70 ZONA 10, EDIFICIO PALADIUM NIVEL 12, GUATEMALA, C.A. 01010 TEL. PBX: (502) 366-4218 E-MAIL: cnee@gold.guate.net FAX: (502) 366-4202 10 MARCAS HOMOLOGADAS Las marcas que están homologadas en Empresa Eléctrica de Guatemala son: General Electric, Cooper, Howard, Prolec G.E. 11 ABB, BIBLIOGRAFIA 1. Norma ANSI C-57 1986. 2. Especificaciones Técnicas de transformadores de distribución (Rev 30/1/95) EEGSA. 3. Norma de Iberdrola NI-72.30.03 97-02 4. Problemática de los bifenilos policlorados en México. Por Esteban Valle y María Guadalupe Cruz. Boletín IIE, septiembre/octubre de 1997. Instituto de Investigaciones Eléctricas de México. PP.244/252. 5. Manual de ingeniería eléctrica.Tomo II decimotercera edición. McGraw-Hill. 1995 6. Catálogos de transformadores de distribución. II. Los asuntos no previstos serán resueltos por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. III. Esta Norma deberá ser publicada en el Diario de Centroamérica por la Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima . IV.La presente norma entrará en vigencia al siguiente día de su publicación en el Diario de Centroamérica. Dada en la Ciudad de Guatemala a los 31 días del mes de mayo de 2000 Ingeniero Sergio Velásquez Secretario RESOLUCION 31-2000, ACTA No. 155, FOLIO 399, Página 15 de 15
